Informe Especial Necesidad de redoblar 
esfuerzos para mejorar 
la seguridad del 
abastecimiento energético 
mediante el desarrollo  
del mercado interior  
de la energíaES 2015  Nº 16
TRIBUNAL
DE CUENTAS
EUROPEO
TRIBUNAL DE CUENTAS EUROPEO  
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PDF ISBN 978-92-872-3316-5 ISSN 1977-5687 doi:10.2865/974173 QJ-AB-15-018-ES-N
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Necesidad de redoblar 
esfuerzos para mejorar 
la seguridad del 
abastecimiento energético 
mediante el desarrollo  
del mercado interior  
de la energía
(presentado con arreglo al artículo 287, apartado 4, 
párrafo segundo, del TFUE)Informe EspecialES 2015  Nº 16
02
 Equipo auditor
En los informes especiales del TCE se exponen los resultados de sus auditorías de gestión y de cumplimiento de ámbitos 
presupuestarios o de temas de gestión 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.
La presente auditoría de gestión fue realizada por la Sala II, presidida por Henri Grethen, Miembro del Tribunal, y especia -
lizada en los ámbitos de gasto de políticas estructurales, transporte y energía. La fiscalización fue dirigida por Phil Wynn 
Owen, Miembro del Tribunal, asistido por Gareth Roberts, jefe de su gabinete, y Katharina Bryan, jefa de gabinete adjunta; 
Pietro Puricella, jefe de unidad; Erki Must, jefe de tarea; Jolita Korzunienė, Pekka Ulander, Svetoslav Hristov, Aleksandra 
Klis-Lemieszonek y Andrew Judge, auditores.
De izquierda a derecha:  P . Puricella, A. Judge, G. Roberts, J. Korzunienė, P . Ulander, K. Bryan, E. Must, 
A. Klis-Lemieszonek , P . Wynn Owen y S. Hristov.
03
 Índice
Apartados
 Glosario
I – VIII Resumen
1 – 19 Introducción
5 – 8 La seguridad del abastecimiento energético y su relación con el mercado interior de la energía
9 – 13 El marco legislativo del mercado interior de la energía
14 – 19 Necesidades de inversión e instrumentos financieros de la UE en el ámbito de las infraestructuras 
energéticas
20 – 26 Alcance y enfoque de la fiscalización
27 – 112  Observaciones
27 – 71 El objetivo de realizar el mercado interior de la energía en 2014 no se cumplió
30 – 42 Siguen existiendo problemas con la aplicación del marco legislativo de la UE para el mercado interior 
de la energía
43 – 54 La existencia de importantes diferencias en la forma en que los Estados miembros organizan sus mercados 
energéticos puede postergar la consolidación del mercado interior de la energía
55 – 71 Si bien se ha avanzado en la unión de los mercados europeos, aún no se han manifestado por completo los 
efectos del mercado interior de la energía sobre los precios
72 – 98 En general, las infraestructuras energéticas europeas no están todavía preparadas para la plena 
integración de los mercados, por lo que actualmente no garantizan de forma eficaz la seguridad 
del abastecimiento energético
73 – 81 Las infraestructuras existentes en muchos Estados miembros y entre ellos siguen sin ser adecuadas para el 
mercado interior de la energía
82 – 87 No se ha llevado a cabo ninguna evaluación general de necesidades a escala de la UE que sirva de base para 
la priorización de las inversiones en infraestructuras energéticas dentro de la Unión
88 – 98 El desarrollo de infraestructuras transfronterizas exige la cooperación entre Estados miembros vecinos
04 Índice
99 – 112  El apoyo financiero con cargo al presupuesto de la UE a las infraestructuras energéticas ha 
contribuido solo en escasa medida al mercado interior de la energía y a la seguridad del 
abastecimiento energético
100 – 109  La UE dispone de diversos instrumentos de financiación para apoyar proyectos de infraestructuras 
energéticas, pero ninguno de ellos se centra especialmente en el mercado interior de la energía
110 – 112  Muchas infraestructuras energéticas cofinanciadas por la UE todavía no tienen repercusión en el mercado 
interior de la energía
113 – 127  Conclusiones y recomendaciones
 Anexo I  —  a) Precios minoristas medios de la electricidad para consumidores domésticos 
después de impuestos: 1er trimestre de 2015 en céntimos de euro por 1 KWh
    b) Precios medios de la electricidad para consumidores industriales sin IVA ni 
impuestos no recuperables: 1er trimestre de 2015 en céntimos de euro por 1 KWh
 Anexo II  —  Estimación de los precios de suministro de gas pagados por los proveedores de los 
Estados miembros de la UE: media anual de 2014, euros por MWh
 Anexo III —  Participación de los Estados miembros en los grupos de trabajo de la ACER 
de enero de 2013 a mayo de 2015
 Respuestas de la Comisión
05
 Glosario
Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía  (ACER): Agencia de la UE con sede en Liubliana 
(Eslovenia), que fue creada en marzo de 2011 en el marco del tercer paquete energético con objeto de promover el 
avance hacia la realización del mercado interior de la energía en los sectores de la electricidad y del gas natural. La 
ACER es una estructura europea independiente que fomenta la cooperación entre los reguladores europeos de la 
energía.
Autoridades reguladoras nacionales  (ARN): Organismos públicos de los Estados miembros que verifican la 
equidad de las normas de acceso al mercado y en algunos Estados miembros se encargan de fijar los precios 
mayoristas y minoristas para los consumidores. Estas autoridades proporcionan análisis que se utilizan para 
determinar las tarifas que aplican los GRT.
Códigos de red y directrices : Conjuntos de normas aplicables a una o más partes del ámbito de la energía que 
tienen por objeto contribuir a la consecución del mercado interior de la energía mediante la complementación de 
las normas nacionales vigentes para poder abordar las cuestiones transfronterizas de forma sistemática.
Comercio entre empresas  (B2B): Transacción comercial entre dos empresas, por ejemplo entre un fabricante y un 
mayorista, o entre un mayorista y un minorista.
Desagregación : Proceso de separación de las actividades de transporte de una empresa energética integrada 
verticalmente respecto de otras actividades, como la producción y la distribución.
Fondo Europeo para Inversiones Estratégicas  (FEIE): El FEIE tiene por objeto movilizar un mínimo 
de 315 000 millones de euros de inversión pública y privada a largo plazo en toda la UE durante el período 
comprendido entre 2015 y 2017. El FEIE se constituirá dentro del Banco Europeo de Inversiones (BEI) como fondo 
fiduciario de duración ilimitada para financiar las vertientes más arriesgadas de proyectos. Una garantía de hasta 
16 000 millones de euros respaldada por el presupuesto de la UE compensará el riesgo adicional asumido por el 
BEI. Los Estados miembros pueden contribuir al FEIE, que podrá financiar proyectos de interés común (PIC) u otros 
proyectos de interconexión. Las infraestructuras energéticas figuran entre las prioridades del fondo.
Fondos Estructurales y de Inversión Europeos  (Fondos EIE): Marco común que regula el funcionamiento del 
Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER), del Fondo Social Europeo (FSE), del Fondo de Cohesión (FC), del 
Fondo Europeo Agrícola de Desarrollo Rural (Feader) y del Fondo Europeo Marítimo y de la Pesca (FEMP).
Gas natural licuado  (GNL): Gas natural que ha sido convertido a estado líquido para su almacenamiento 
o transporte.
Gestor de red de transporte  (GRT): Entidad encargada de transportar energía en forma de gas natural o de 
electricidad a escala nacional o regional a través de infraestructuras fijas.
Isla energética : Zona sin conexiones suficientes con redes de transporte de energía y que, por tanto, suele 
depender de una única fuente o un único proveedor de energía externos.
Línea de interconexión energética : Estructura que permite el flujo de electricidad o de gas entre redes 
nacionales. La propiedad y gestión de estas estructuras puede corresponder a uno o varios gestores de redes de 
transporte.
Mecanismo «Conectar Europa»  (MCE): El MCE proporciona desde 2014 ayuda financiera a tres sectores —energía, 
transporte y tecnologías de la información y la comunicación (TIC)— e identifica en ellos las prioridades de 
inversión que deberían adoptarse en la próxima década, como los corredores de electricidad y de gas, el uso de 
energías renovables, la interconexión de los corredores de transporte y unos medios de transporte más limpios, las 
conexiones de banda ancha de alta velocidad y las redes digitales.
06 Glosario
Mercado interior de la energía : Marco regulador y de infraestructuras que debería permitir la libre circulación del 
gas y la electricidad y su comercialización sin fronteras en todo el territorio de la UE.
Mil millones de metros cúbicos  (bcm por sus siglas en inglés): Unidad de medida de volumen del gas en 
producción y comercio.
Plan de interconexión del mercado báltico de la energía  (BEMIP): Iniciativa regional firmada en 2009 para 
la integración de Estonia, Letonia y Lituania en los mercados europeos de la energía con vistas a poner fin a su 
condición de islas energéticas y liberalizar sus mercados energéticos.
Planes decenales de desarrollo de la red  (PDDR): Los PDDR de electricidad y de gas son documentos no 
vinculantes publicados cada dos años por la REGRT-E y la REGRT-G con objeto de aumentar la información y la 
transparencia de las inversiones en redes de transporte de electricidad y de gas.
Procedimiento de comité : Sistema por el que un conjunto de comités supervisa los actos delegados ejecutados 
por la Comisión Europea. Dichos comités, integrados por representantes de los Estados miembros, tienen el 
cometido de regular determinados aspectos delegados del Derecho derivado adoptado por el Consejo y, en caso de 
codecisión, por el Parlamento Europeo. La Comisión preside las reuniones y presta servicios de secretaría.
Programa Energético Europeo para la Recuperación  (PEER): El PEER se introdujo a finales de 2008 en respuesta 
a la crisis económica y financiera y con objeto de financiar proyectos destinados a mejorar la fiabilidad de los 
suministros de energía y a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
Proyectos de interés común  (PIC): La Comisión aprobó en octubre de 2013 una lista de 248 proyectos de 
infraestructuras energéticas clave. Estos PIC deberían beneficiarse de unos procedimientos de concesión de 
autorizaciones más rápidos y eficaces y de un mejor tratamiento normativo, así como podrán recibir apoyo 
financiero del Mecanismo «Conectar Europa».
Red transeuropea de energía (RTE-E): Programa destinado a desarrollar el mercado interior de la energía mediante 
la interconexión, la interoperabilidad y el desarrollo de redes transeuropeas para el transporte de la electricidad 
y del gas, así como a garantizar la seguridad y diversificación del suministro y promover un desarrollo sostenible.
Redes Europeas de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad y de Gas (REGRT-E/REGRT-G): Redes que 
representan a todos los GRT de electricidad y de gas de la UE y a otros gestores conectados a sus redes, en todas las 
regiones y en relación con cualquier problema técnico o de mercado que puedan tener.
Seguridad del abastecimiento energético : Disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía a un precio 
asequible, según la definición de la Agencia Internacional de la Energía.
Tercer paquete energético : Paquete legislativo sobre los mercados energéticos de la UE que establece las 
principales normas de funcionamiento del mercado interior de la energía, incluidos el comercio transfronterizo y la 
configuración institucional.
07
 Resumen
I
A lo largo de los últimos veinte años, la Unión Europea 
(en lo sucesivo, «UE») ha elaborado un planteamiento 
integral de la política energética y climática, política 
que sigue evolucionando en el contexto del creciente 
desafío que plantea el cambio climático y en un pano -
rama internacional cambiante que incluye aconteci -
mientos políticos en las fronteras de la UE y acuerdos 
comerciales con socios externos.
II
La seguridad del abastecimiento energético se ha 
convertido en un importante problema para Europa 
durante la última década. Las preocupaciones mani -
festadas por Gobiernos y ciudadanos a este respecto 
se han centrado en los riesgos asociados a la depen -
dencia de fuentes externas, en la incertidumbre 
política que invade los Estados de tránsito y de origen 
de los proveedores externos, así como en las posibles 
interrupciones del abastecimiento energético. Por otro 
lado, se reconoce cada vez más que las transformacio -
nes experimentadas por el sistema energético de la UE 
debido a la variación de las pautas de la demanda y al 
desarrollo de las fuentes de energía renovables plan -
tean nuevos retos para la continuidad del suministro 
de energía a los usuarios finales a un precio asequible.
III
La UE ha adoptado una serie de actos legislativos para 
favorecer el desarrollo de un mercado interior de la 
energía. El mercado interior de la energía constituye 
el marco regulador y de infraestructuras que debería 
permitir la libre circulación del gas y la electricidad y su 
comercialización sin fronteras en todo el territorio de la 
UE. El último conjunto de medidas legislativas, cono -
cido como «tercer paquete energético», fijó el objetivo 
de lograr el mercado interior en 2014. Además, el pre -
supuesto de la UE destinó 3 700 millones de euros a la 
financiación de infraestructuras energéticas entre 2007 
y 2013 y se prevé una aportación adicional de en torno 
a 7 400 millones de euros para el período 2014-2020.
IV
La presente fiscalización ha tratado de determinar si 
la aplicación de las medidas estratégicas relativas al 
mercado interior de la energía y el gasto de la UE en 
infraestructuras energéticas han reportado beneficios 
efectivos en materia de seguridad del abastecimiento 
energético.
08
 Resumen
V
El objetivo de la UE de realizar el mercado interior 
de la energía en 2014 no se cumplió. En general, 
las infraestructuras energéticas europeas no están 
todavía preparadas para la plena integración de los 
mercados, por lo que actualmente no garantizan de 
forma eficaz la seguridad del abastecimiento energé -
tico. El apoyo financiero con cargo al presupuesto de 
la UE a las infraestructuras energéticas ha contribuido 
solo en escasa medida al desarrollo del mercado inte -
rior de la energía y a la seguridad del abastecimiento 
energético.
VI
Siguen existiendo problemas con la aplicación del 
marco legislativo de la UE para el mercado interior de 
la energía. La existencia de importantes diferencias en 
la forma en que los Estados miembros organizan sus 
mercados de energía puede postergar el desarrollo del 
mercado interior de la energía. Si bien se ha avanzado 
en la unión de los mercados europeos, aún no se han 
manifestado por completo los efectos del mercado 
interior de la energía sobre los precios. Se formulan las 
siguientes recomendaciones:
Recomendación  1: Dado que aún no se ha realizado 
el mercado interior de la energía, la Comisión debería 
finalizar sus evaluaciones e incoar procedimientos de 
infracción contra los Estados miembros que proceda 
antes del fin de 2016.
Recomendación  2:
a) Los Estados miembros deberían garantizar que 
sus autoridades reguladoras nacionales (en lo 
sucesivo, «ARN») sean independientes y que no 
se limite su ámbito de competencias; además, las 
ARN deberían disponer de suficientes recursos 
para desarrollar sus actividades y poder participar 
plenamente en las actividades de cooperación 
a escala de la UE.
b) La Comisión debería velar por que la Agencia de 
Cooperación de los Reguladores de la Energía 
(«ACER», por sus siglas en inglés) posea las faculta -
des pertinentes para obtener de las instituciones 
clave de los Estados miembros la información que 
necesita para desempeñar las funciones que le 
han sido atribuidas.Recomendación  3: La Comisión debería fomentar el 
desarrollo generalizado de mecanismos transparentes 
para el comercio de gas y de electricidad, en particular 
mediante la facilitación y el respaldo de la creación 
de bolsas de energía en los Estados miembros que 
actualmente carecen de ellas o en los que dominen los 
mecanismos de comercio entre empresas.
Recomendación  4: La Comisión debería agilizar los 
procedimientos en comité con vistas a asegurar la 
aprobación de los códigos de red de la electricidad 
antes del fin de 2015. Asimismo, debería alentar a la 
ACER y a las REGRT a que contribuyan a la pronta apli -
cación de los códigos de red por los Estados miembros 
en el marco de iniciativas de cooperación regional 
y prestar su apoyo al respecto.
Recomendación  5: La Comisión debería:
a) estudiar la posibilidad de fijar los objetivos de 
interconexión eléctrica en función de las necesida -
des del mercado en lugar de la capacidad fija de 
producción nacional;
b) volver a analizar los posibles costes y beneficios 
del modelo objetivo del gas y, habida cuenta de la 
incierta demanda, estudiar si existen alternativas 
a la construcción masiva de gasoductos, como la 
instalación de terminales de GNL en lugares estra -
tégicos para dar servicio a uno o varios mercados 
nacionales mediante soluciones compatibles con 
el mercado interior de la energía, a partir de una 
evaluación exhaustiva de necesidades a escala de 
la UE.
09
 Resumen
VII
Las infraestructuras existentes en muchos Estados 
miembros y entre ellos siguen sin ser adecuadas para 
el mercado interior de la energía. No se ha llevado 
a cabo ninguna evaluación general de necesidades 
a escala de la UE que sirva de base para la priorización 
de las inversiones en infraestructuras energéticas 
dentro de la Unión. El desarrollo de las infraestruc -
turas transfronterizas exige la cooperación entre 
Estados miembros vecinos. Se formulan las siguientes 
recomendaciones:
Recomendación  6: La Comisión debería:
a) identificar las infraestructuras energéticas transfron -
terizas que no estén siendo utilizadas a pleno ren -
dimiento para favorecer la realización del mercado 
interior de la energía, bien por estar sujetas a con -
tratos bilaterales a largo plazo que no permiten el 
acceso a terceras partes, bien porque no se estén 
aprovechando sus capacidades técnicas, como los 
flujos en sentido inverso en el caso del gas;
b) colaborar con las partes interesadas de los Estados 
miembros con el fin de mejorar la medida en que 
dichas infraestructuras se utilizan realmente en be -
neficio constante del mercado interior de la energía;
c) examinar las ventajas que ofrece la creación de 
gestores de redes de transporte (en lo sucesivo, 
«GRT») a escala regional con miras a fomentar 
y gestionar con eficiencia los flujos de energía 
a través de las fronteras y aprovechar al máximo 
las infraestructuras existentes.
Recomendación  7: La Comisión debería:
a) proceder a una evaluación exhaustiva de las nece -
sidades de infraestructuras de energía de la UE que 
sirva de base para el desarrollo del mercado interior 
de la energía, que funcione como referencia para 
otros documentos estratégicos como los PDDR;
b) introducir, en apoyo de la evaluación de necesida -
des, un instrumento de modelización de los mer -
cados energéticos que incluya un amplio abanico 
de previsiones de la demanda, ya sea internamen -
te o en el marco de la ACER;
c) colaborar con la REGRT-E y la REGRT-G para que la 
evaluación de necesidades se tenga en cuenta en 
la planificación de infraestructuras relacionadas 
con el mercado interior de la energía a escala de la 
UE, incluidos los planes decenales de desarrollo de 
la red (en lo sucesivo, «PDDR»).VIII
La UE dispone de diversos instrumentos de financia -
ción para apoyar proyectos de infraestructuras ener -
géticas, pero ninguno de ellos se centra especialmente 
en el mercado interior de la energía. Las infraestructu -
ras energéticas cofinanciadas por la UE tienen escasa 
repercusión en el mercado interior de la energía. Se 
formulan las siguientes recomendaciones:
Recomendación  8: La Comisión debería perfeccionar 
sus procedimientos de planificación, en particular en 
lo que respecta a la priorización y financiación de los 
proyectos de interés común (en lo sucesivo, «PIC») 
a partir de una evaluación exhaustiva de necesidades 
de infraestructuras energéticas a escala de la UE.
Recomendación  9: La Comisión debería presentar pro -
puestas legislativas sobre cómo adoptar sus decisio -
nes de selección de proyectos de infraestructuras para 
su financiación teniendo en cuenta el funcionamiento 
adecuado y continuo del mercado energético de los 
Estados miembros.
10
 Introducción
01 
A lo largo de los últimos veinte años, la 
UE ha elaborado un planteamiento in -
tegral de la política energética y climá -
tica1, política que sigue evolucionando 
en el contexto del creciente desafío 
que plantea el cambio climático y en 
un panorama internacional cambiante 
que incluye acontecimientos políticos 
en las fronteras de la UE y acuerdos 
comerciales con socios externos.
02 
El mandato relativo a la elaboración 
de una política de la UE en materia de 
energía se establece en el artículo 4 
del Tratado de Funcionamiento de la 
Unión Europea (en lo sucesivo, «TFUE»), 
que define la energía como un ámbito 
de competencias compartidas entre la 
UE y los Estados miembros. El artícu -
lo 194 dispone que los objetivos de la 
política energética de la Unión son:
a) garantizar el funcionamiento del 
mercado de la energía;
b) garantizar la seguridad del abaste -
cimiento energético en la Unión;
c) fomentar la eficiencia energética 
y el ahorro energético así como 
el desarrollo de energías nuevas 
y renovables;
d) fomentar la interconexión de las 
redes energéticas.
03 
Los Estados miembros deciden su 
combinación energética nacional, así 
como los impuestos y recargos que 
desean aplicar al gas y la electricidad, 
y se encargan de supervisar el fun -
cionamiento de los mercados de la 
electricidad y del gas natural dentro de 
sus fronteras.04 
La seguridad del abastecimiento 
energético se ha convertido en un 
importante problema para Europa 
durante la última década. Las preocu -
paciones manifestadas por Gobiernos 
y ciudadanos a este respecto se han 
centrado en los riesgos asociados a la 
dependencia de fuentes externas, en 
la incertidumbre política que invade 
los Estados de tránsito y de origen de 
los proveedores externos, además de 
las posibles interrupciones del abaste -
cimiento energético. Por otro lado, se 
reconoce cada vez más que las trans -
formaciones experimentadas por el 
sistema energético de la UE debido a la 
variación de las pautas de la demanda 
y al desarrollo de las fuentes de ener -
gía renovables plantean nuevos retos 
para la continuidad del suministro 
de energía a los usuarios finales a un 
precio asequible.1 Entre los documentos que 
conforman este 
planteamiento se incluyen las 
comunicaciones de la 
Comisión sobre la política 
energética de la UE publicadas 
en 1995 y 2007, los paquetes 
de medidas sobre clima 
y energía hasta 2020 y 2030 
y la reciente comunicación de 
la Comisión sobre la Unión de 
la Energía.
11 Introducción
La seguridad del 
abastecimiento 
energético y su relación 
con el mercado interior 
de la energía
05 
La Comisión Europea no ha cesado de 
promover el desarrollo de mercados 
interiores de la electricidad y del gas 
natural como base para asegurar el 
abastecimiento energético dentro 
de la Unión. El mercado interior de la 
energía constituye el marco regula -
dor y de infraestructuras que debería 
permitir la libre circulación del gas y la 
electricidad y su comercialización sin 
fronteras en todo el territorio de la 
UE. En su última Comunicación sobre 
la Estrategia Europea de la Seguridad 
Energética, publicada el 28 de mayo 
de 20142, la Comisión afirma: «La clave 
para la mejora de la seguridad ener -
gética es, en primer lugar, un plan -
teamiento más colectivo mediante un 
mercado interior eficaz y una mayor 
cooperación en los ámbitos regional 
y europeo, en particular para coordinar 
los desarrollos de redes y abrir merca -
dos […]».
06 
El desarrollo de mercados internos 
abiertos, competitivos y que funcionen 
correctamente para el abastecimiento 
de electricidad y gas natural podría re -
portar beneficios en materia de seguri -
dad del abastecimiento para el conjun -
to de la Unión al brindar la posibilidad 
de aumentar la diversificación del 
suministro, reducir la inseguridad del 
abastecimiento a escala local, permitir 
un comercio fluido y flexible dentro 
de los Estados miembros y entre ellos, 
y rentabilizar el abastecimiento ener -
gético. La seguridad del abastecimien -
to es un bien público que tiene un 
coste, por lo que uno de los principales 
objetivos de la política energética de 
la UE es garantizar dicha seguridad de 
la forma más rentable posible.07 
En diciembre de 2014 el Consejo de la 
Unión Europea reiteró su apoyo a la 
realización del mercado interior de 
la energía, subrayando que «deben 
hacerse todos los esfuerzos posibles 
para lograr el objetivo de un mercado 
interior de la energía que funcione 
totalmente y esté conectado, como 
asunto urgente»3.
08 
Con vistas a desarrollar un mercado 
interior de la energía, es necesario 
determinar las normas relativas al fun -
cionamiento de los mercados energéti -
cos del gas y la electricidad y procurar 
garantizar la existencia de infraestruc -
turas adecuadas a tal efecto.2 COM(2014) 330 final de 28 de 
mayo de 2014, «Estrategia 
Europea de la Seguridad 
Energética».
3 Conclusiones del Consejo de 
la Unión Europea adoptadas 
en la sesión del Consejo de 
Transporte, 
Telecomunicaciones y Energía 
de 9 de diciembre de 2014.
12 Introducción
El marco legislativo 
del mercado interior 
de la energía
09 
Las normas relativas al funcionamien -
to del mercado interior de la energía 
adoptan diversas formas. La primera 
etapa consiste en elaborar un marco 
legislativo que establezca los prin -
cipios aplicables al desarrollo de los 
mercados interiores de la electricidad 
y del gas natural y las condiciones 
reglamentarias que deben regir el co -
mercio de energía. La elaboración de 
dicho marco legislativo se ha llevado 
a cabo a través de tres «paquetes» de 
medidas de Derecho derivado de la UE 
(véase el gráfico 1 ).10 
El tercer paquete energético se com -
plementó en 2011 con el Reglamento 
sobre la integridad y la transparencia 
del mercado mayorista4 de la ener -
gía5 (en lo sucesivo, «RITME»). Este 
Reglamento, que se centra en los 
aspectos de la integridad y el abuso 
del mercado y prevé el control de los 
mercados mayoristas con objeto de 
detectar e impedir la manipulación del 
mercado, debería aplicarse plenamen -
te antes de abril de 2016.Gráfico 1Elaboración de los tres paquetes energéticos
Componentes principales
Directiva 2009/72/CE
Directiva 2009/73/CEReglamento (CE) nº 713/2009Reglamento (CE) nº 714/2009Reglamento (CE) nº 715/2009 Tercer paquete
2009Segundo paquete
2003Primer paquete 
1996/1998
GRT coordinados por
la REGRT-E y la REGRT-GPlanes decenales 
de desarrollo
de la redGRT como entidad 
independienteReguladores 
coordinados por 
la ACERSeparación 
jurídicaRegulador nacional 
independienteSolo acceso 
regulado100 %Separación 
contableCualquier 
autoridad 
competenteNegociado, 
regulado
o comprador únicoPaulatina
y limitadaDesarrollo
de la redDesagregación 
de los GRTRegulación del 
mercadoAcceso de 
tercerosApertura del 
mercado
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo.4 El comercio mayorista tiene 
lugar entre los importadores 
o productores de energía y los 
proveedores que venden los 
productos energéticos a los 
consumidores finales.
5 Reglamento (UE) nº 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 
(DO L 326 de 8.12.2011, p. 1).
13 Introducción
11 
Existen también dos medidas legis -
lativas de la UE que abordan directa -
mente la seguridad del abastecimiento 
de electricidad y de gas y se basan 
en mantener el correcto y continuo 
funcionamiento del mercado interior 
de la energía, incluso en circunstancias 
excepcionales:
a) la  Directiva sobre el abasteci -
miento de electricidad6, adop -
tada en 2005, exige a los Estados 
miembros que establezcan un ni -
vel adecuado de capacidad de ge -
neración, un equilibrio adecuado 
entre la oferta y la demanda, y un 
nivel apropiado de interconexión 
con los demás Estados miembros;
b) el  Reglamento sobre la segu -
ridad del suministro de gas 
natural , adoptado en 20107, 
expone una serie de normas sobre 
el suministro y las infraestructuras 
y define las responsabilidades de 
las empresas de gas natural, de los 
Estados miembros y de la Comi -
sión tanto en lo relativo a las medi -
das preventivas como a la reacción 
ante interrupciones del suministro.12 
Este marco legislativo establece los 
principios básicos del mercado interior 
de la energía, pero no constituye en 
sí mismo una guía práctica para los 
mercados energéticos. A tal efecto 
y con el fin de cumplir el objetivo de 
convergencia de los precios, la Comi -
sión puso en marcha unos modelos 
objetivo de la electricidad y del gas8, 
que se han seguido desarrollando con 
la colaboración de las REGRT, la ACER 
y representantes del sector energético 
y ahora se encuentran en proceso de 
consolidación en un marco de directri -
ces y códigos de red que especifican 
las normas técnicas sobre el funciona -
miento de estos mercados:
a) El  modelo objetivo de la electri -
cidad  contempla el acoplamiento 
de los mercados nacionales en 
un único mercado paneuropeo9. 
Aparte de facilitar la convergencia 
de los precios, el acoplamiento 
de mercados debería asegu -
rar el aprovechamiento óptimo 
de la capacidad de transporte 
transfronteriza.
b) El  modelo objetivo del gas  
promueve la convergencia de los 
precios a través del comercio ba -
sado en nudos gasísticos10 y prevé 
la creación de zonas de entrada 
y salida y puntos virtuales de inter -
cambio de gas licuado.6 Directiva 2005/89/CE del 
Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 18 de enero 
de 2006, sobre las medidas de 
salvaguarda de la seguridad 
del abastecimiento de 
electricidad y la inversión en 
infraestructura (DO L 33 de 
4.2.2006, p. 22).
7 Reglamento (UE) nº 994/2010 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 20 de octubre 
de 2010, sobre medidas para 
garantizar la seguridad del 
suministro de gas y por el que 
se deroga la Directiva 
2004/67/CE del Consejo 
(DO L 295 de 12.11.2010, p. 1).
8 Para más información sobre 
la elaboración de los 
modelos objetivo, véase:  
https://ec.europa.eu/energy/
en/consultations/
consultation-generation-
adequacy-capacity-
mechanisms-and-internal-
market-electricity
9 Por «acoplamiento de 
mercados» se entiende la 
asociación de distintos 
mercados diarios de 
electricidad al contado 
mediante el aprovechamiento 
de la capacidad de transporte 
transfronteriza disponible. 
A fin de llevar a cabo el 
acoplamiento de los mercados 
de electricidad en la Unión 
Europea se ha creado un 
algoritmo específico 
denominado «Euphemia».
10 Un nudo gasístico es un punto 
físico o virtual de intercambio 
en el que se fijan los precios de 
los suministros de gas con 
arreglo a la demanda de la 
región. Los precios fijados en 
los nudos gasísticos varían en 
función de la cambiante 
interacción entre la oferta y la 
demanda de gas.
14 Introducción
Funciones y responsabilidades 
de los principales intervinientes 
en la política energética 
de la UE
13 
En el proceso de desarrollo, implan -
tación y regulación del mercado 
interior de la energía participan una 
serie de agentes públicos y priva -
dos que poseen distintas funciones 
y responsabilidades.
a) En la Comisión Europea , la Di -
rección General de Energía (en lo 
sucesivo, «DG Energía») se encarga 
de elaborar y aplicar la política 
energética europea en virtud de 
lo dispuesto en el artículo 194 del 
TFUE, lo que implica garantizar el 
funcionamiento del mercado de la 
energía y la seguridad del abaste -
cimiento energético dentro de la 
Unión, así como fomentar la inter -
conexión de las redes energéticas. 
En lo que se refiere al mercado 
interior de la energía, la Comisión:
i) propone documentos estra -
tégicos y medidas legislativas 
según proceda;
ii) controla la transposición de los 
paquetes energéticos en las 
legislaciones nacionales;
iii) adopta los códigos de red jun -
to con los Estados miembros 
mediante procedimientos de 
comité.
b) Los mercados energéticos deben 
ser controlados por autoridades 
reguladoras nacionales (en lo 
sucesivo, «ARN») totalmente inde -
pendientes de los Gobiernos de 
los Estados miembros. El segundo 
paquete energético introdujo la 
obligación de instaurar las ARN 
y el tercer paquete reforzó su 
cometido.c) La Agencia de Cooperación de 
los Reguladores de la Energía 
(en lo sucesivo, «ACER»), creada en 
el marco del tercer paquete ener -
gético, debe fomentar y facilitar 
la cooperación entre las ARN. La 
ACER elabora directrices marco de 
las que se derivan los códigos de 
red y emite dictámenes sobre una 
serie de asuntos relacionados con 
los mercados energéticos, aunque 
carece de competencias de ejecu -
ción, por lo que sus decisiones no 
son directamente vinculantes para 
los participantes en el mercado.
d) Los gestores de redes de trans -
porte  (en lo sucesivo, «GRT») son 
las entidades encargadas de trans -
portar energía en forma de gas 
natural o de electricidad a escala 
nacional o regional a través de in -
fraestructuras fijas. La intención es 
que cooperen entre sí en el marco 
de las Redes Europeas de Ges -
tores de Redes de Transporte de 
Electricidad y de Gas («REGRT-E» 
y «REGRT-G», respectivamente). Las 
REGRT se ocupan de desarrollar los 
códigos de red sobre la base de las 
directrices marco publicadas por 
la ACER, así como de elaborar los 
planes decenales de desarrollo de 
la red (en lo sucesivo, «PDDR»).
15 Introducción
Necesidades de inversión 
e instrumentos financie -
ros de la UE en el ámbito 
de las infraestructuras 
energéticas
14 
A fin de que se puedan materializar 
los beneficios obtenidos en materia de 
seguridad del abastecimiento a través 
del mercado interior de la energía, es 
necesario invertir en infraestructuras 
energéticas. En la UE, las infraestructu -
ras energéticas son financiadas princi -
palmente por los GRT mediante las tari -
fas de consumo en virtud del principio 
«el usuario paga». Los recursos propios 
que los GRT utilizan para financiar 
inversiones en infraestructuras pueden 
oscilar entre solo el 20 % de los costes 
del proyecto hasta el importe íntegro 
de la inversión necesaria. Con arreglo 
a las cifras publicadas en 2011 por la Co -
misión, los GRT invirtieron 9 100 millo -
nes de euros anuales en infraestructuras 
energéticas entre 2005 y 2009, de los 
cuales 5 800 millones anuales corres -
pondieron a infraestructuras eléctricas 
y 3 300 a infraestructuras gasísticas.
15 
El Banco Europeo de Inversiones 
(en lo sucesivo, «BEI»)  es la entidad 
supranacional que más préstamos y garantías concede a proyectos de 
infraestructuras energéticas en la UE. 
Entre 2007 y 2012, el BEI concedió 
préstamos por valor de 29 400 millo -
nes de euros para inversiones en la 
modernización y el desarrollo de redes 
europeas de electricidad y gas11.
16 
Las infraestructuras energéticas son asi -
mismo una de las prioridades del recien -
te Fondo Europeo para Inversiones 
Estratégicas (en lo sucesivo, «FEIE»)12. 
Este fondo combina capital procedente 
del presupuesto de la UE y del BEI con 
el fin de movilizar una inversión pública 
y privada de, al menos, 315 000 millones 
de euros en toda la UE13.
17 
En comparación con los recursos pro -
pios invertidos por los GRT y la finan -
ciación procedente del BEI y del FEIE, 
el importe de las inversiones en in -
fraestructuras energéticas con cargo al 
presupuesto de la UE  es relativamente 
bajo. Entre 2007 y 2013 se destinaron 
aproximadamente 3 700 millones de eu -
ros del presupuesto de la UE a la finan -
ciación de infraestructuras energéticas 
y para el período 2014-2020 se prevé la 
aportación de otros 7 400 millones, tal 
como se expone en el cuadro 1 .Cuadro 1Fondos destinados a infraestructuras energéticas en el período 2007-2020 
(millones de euros)
Sector RTE-E PEER MCE Energía Fondos EIE Total
2007-2013Electricidad 81 905 498 1 484
Gas 64 1 363 814 2 241
TOTAL 145 2 268 1 312 3 725
2014-2020 Electricidad y  gas 5 350 2 00017 350
TOTAL 2007-2020 145 2 268 5 350 3 312 11 075
1 Cifra indicativa facilitada por la Dirección General de Política Regional y Urbana al equipo auditor.
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo, a partir de las bases de datos de la Dirección General de Política Regional y Urbana y de los informes sobre 
la ejecución del PEER.11 Banco Europeo de Inversiones: 
«Energy Lending Criteria» 
[Criterios para la concesión 
de préstamos al sector 
energético], 
23 de julio de 2013.
12 Reglamento (UE) nº 2015/1017 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo de 25 de junio de 
2015 relativo al Fondo 
Europeo para Inversiones 
Estratégicas, al Centro 
Europeo de Asesoramiento 
para la Inversión y al Portal 
Europeo de Proyectos de 
Inversión, y por el que se 
modifican los Reglamentos 
(UE) nº 1291/2013 y (UE) nº 
1316/2013. 
13 Dictamen nº 4/2015 sobre la 
Propuesta de Reglamento del 
Parlamento Europeo y del 
Consejo relativo al Fondo 
Europeo para Inversiones 
Estratégicas y por el que se 
modifican los Reglamentos 
(UE) nº 1291/2013 y (UE) 
nº 1316/2013 (DO C 121 de 
15.4.2015, p. 1).
16 Introducción
18 
Las dotaciones proceden de distintos 
fondos gestionados por la Comisión 
y que difieren en cuanto a su tamaño 
relativo, los tipos de proyectos que 
financian y la clase de financiación que 
conceden (véase el cuadro 1 ):
a) Las redes transeuropeas de 
energía (en lo sucesivo, «RTE-E») 
creadas en 199614 constituían un 
instrumento gestionado por la 
Comisión y destinado a la financia -
ción de infraestructuras de electri -
cidad y gas natural. La normativa 
sobre las RTE-E de 201315 establecía 
una serie criterios para la identifi -
cación de los proyectos de interés 
común (en lo sucesivo, «PIC»).
b) El  Programa Energético Europeo 
para la Recuperación  (en lo suce -
sivo, «PEER») se creó en 2009 con 
el fin de estimular la economía de 
la UE a través de inversiones en in -
fraestructuras16. El PEER financió la 
lista acordada de proyectos bajo la 
gestión directa de la Comisión. La 
ejecución de los proyectos finan -
ciados sigue en curso, pero ya no 
se financiarán nuevos proyectos en 
el marco de este programa.
c) El  Mecanismo «Conectar Euro -
pa»17 (en lo sucesivo, «MCE») se 
creó con el fin de sufragar inversio -
nes en los sectores de transporte, 
energía y telecomunicaciones 
durante el período 2014-202018. 
Este mecanismo ha sido concebido 
para atraer la inversión privada 
mediante una serie de instru -
mentos tales como subvenciones, 
préstamos especiales, garantías, 
deuda y acciones e instrumentos 
asimilados. La cofinanciación a tra -
vés de subvenciones se basa en 
convocatorias abiertas de propues -
tas y es gestionada por la Agencia 
Ejecutiva de Innovación y Redes 
(«INEA», por sus siglas en inglés).d) También se financian infraestruc -
turas energéticas con cargo a los 
Fondos  Estructurales y de In -
versión Europeos (en lo sucesivo, 
«Fondos EIE»)19. Esta financiación 
se basa en los programas opera -
tivos nacionales aprobados por la 
Comisión.
19 
La Comisión estimó en 2010 que el sec -
tor energético de Europa exigiría un 
billón de euros de inversión para 2020, 
de los cuales aproximadamente 
210 000 millones de euros debían des -
tinarse a redes de electricidad y de gas 
de importancia europea20. Más recien -
temente, la Agencia Internacional de la 
Energía (en lo sucesivo, «AIE») ha cal -
culado que la inversión total necesaria 
para las redes eléctricas y gasísticas de 
la UE ascenderá a 931 000 millones de 
euros durante el período 2014-203521.14 El programa RTE-E se 
estableció mediante los 
siguientes actos jurídicos: 
Decisión nº 1364/2006/CE del 
Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 6 de septiembre 
de 2006, por la que se 
establecen orientaciones 
sobre las redes transeuropeas 
en el ámbito de la energía 
y por la que se derogan la 
Decisión 96/391/CE y la 
Decisión nº 1229/2003/CE 
(DO L 262 de 22.9.2006, p. 1).
15 El Reglamento (UE) 
nº 347/2013 del Parlamento 
Europeo y del Consejo, de 
17 de abril de 2013, relativo 
a las orientaciones sobre las 
infraestructuras energéticas 
transeuropeas y por el que se 
deroga la Decisión 
nº 1364/2006/CE y se 
modifican los Reglamentos 
(CE) nº 713/2009, (CE) 
nº 714/2009 y (CE) nº 715/2009 
(DO L 115 de 25.4.2013, p. 39), 
tiene por objeto facilitar el 
desarrollo y la 
interoperabilidad a tiempo de 
las redes transeuropeas de 
energía (RTE-E).
16 Reglamento (CE) nº 663/2009 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 13 de julio 
de 2009, por el que se 
establece un programa de 
ayuda a la recuperación 
económica mediante la 
concesión de asistencia 
financiera comunitaria 
a proyectos del ámbito de la 
energía (DO L 200 
de 31.7.2009, p. 31).
17 De conformidad con el 
Reglamento (UE) nº 2015/1017 
relativo al Fondo Europeo para 
Inversiones Estratégicas, la 
dotación financiera para el 
sector energético del MCE 
para el período 2014-2020 se 
redujo en 500 millones de 
euros ( de 5 850 millones a 5 
350 millones de euros) a fin de 
financiar parcialmente la 
contribución del presupuesto 
general de la Unión al FEIE.
18 Reglamento (UE) nº 1316/2013 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 11 de diciembre 
de 2013, por el que se crea el 
Mecanismo «Conectar Europa», 
por el que se modifica el 
Reglamento (UE) nº 913/2010 
y por el que se derogan los 
Reglamentos (CE) nº 680/2007 
y (CE) nº 67/2010 (DO L 348 de 
20.12.2013, p. 129).
17
 Alcance y enfoque 
de la fiscalización
20 
A través de la presente fiscalización el 
Tribunal ha tratado de determinar si la 
aplicación de las medidas estratégicas 
relativas al mercado interior de la ener -
gía y el gasto de la UE en infraestructu -
ras energéticas han reportado benefi -
cios efectivos en materia de seguridad 
del abastecimiento energético.
21 
En concreto, hemos examinado si:
 ο la Comisión y los Estados miem -
bros han garantizado la aplicación 
de las políticas relativas al merca -
do interior de la energía , mejo -
rando así la seguridad del abasteci -
miento energético;
 ο las infraestructuras energéticas  
existentes en Europa están prepa -
radas para la plena integración de 
los mercados, de modo que garan -
tizan de forma eficaz la seguridad 
del abastecimiento energético;
 ο el apoyo financiero de la UE  des -
tinado a infraestructuras energéti -
cas ha contribuido eficazmente al 
desarrollo del mercado interior de 
la energía.
22 
El trabajo de auditoría sobre el terreno 
se llevó a cabo de mediados de 2014 
a mediados de 2015.
23 
Nuestra fiscalización se ha centrado en 
el trasporte de gas mediante gasoduc -
tos, su almacenamiento (incluidas las 
terminales de GNL) y el transporte de 
electricidad, sin abordar la producción 
de energía22 ni la eficiencia energéti -
ca23, ni tampoco tratar los sistemas de 
distribución energética a los consumi -
dores finales, la pobreza energética, 
los impuestos y ayudas a la energía ni los objetivos estratégicos de 2020 
y 2030 sobre energía y clima.
24 
Nuestra fiscalización ha abarcado las 
medidas estratégicas y financieras 
emprendidas desde 2007. Partiendo 
de un planteamiento regional, hemos 
examinado estudios de casos en seis 
Estados miembros: Bulgaria, España, 
Estonia, Lituania, Polonia y Suecia. Se 
han analizado los mercados regionales 
y el alcance de las interconexiones 
entre estos Estados miembros y sus 
vecinos.
25 
En los estudios de casos evaluamos la 
manera en que se habían determinado 
las necesidades de inversión, la apli -
cación de los principios del mercado 
interior de la energía, aspectos de la 
cooperación transfronteriza y el fun -
damento de las propuestas de proyec -
tos. Esta selección ofreció una amplia 
representación geográfica de toda 
la UE. Los estudios de casos incluían 
quince ejemplos de proyectos específi -
cos cofinanciados por la UE y el trabajo 
de auditoría llevado a cabo en cada 
uno de ellos comportó entrevistas con 
funcionarios de la UE y de los Estados 
miembros.
26 
Asimismo, hemos identificado, en la 
medida de lo posible, buenas prácti -
cas que podrían compartirse con las 
partes interesadas de otros Estados 
miembros.19 Reglamento (UE) nº 1303/2013, 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 17 de diciembre 
de 2013, por el que se 
establecen disposiciones 
comunes relativas al Fondo 
Europeo de Desarrollo 
Regional, al Fondo Social 
Europeo, al Fondo de 
Cohesión, al Fondo Europeo 
Agrícola de Desarrollo Rural 
y al Fondo Europeo Marítimo 
y de la Pesca, y por el que se 
establecen disposiciones 
generales relativas al Fondo 
Europeo de Desarrollo 
Regional, al Fondo Social 
Europeo, al Fondo de 
Cohesión y al Fondo Europeo 
Marítimo y de la Pesca, y se 
deroga el Reglamento (CE) 
nº 1083/2006 del Consejo 
(DO L 347 de 20.12.2013, 
p. 320).
20 COM(2010) 677 final de 
17 de noviembre de 2010, 
«Las prioridades de la 
infraestructura energética 
a partir de 2020 — Esquema 
para una red de energía 
europea integrada».
21 Agencia Internacional de la 
Energía: World Investment 
Outlook 2014  [Perspectivas 
mundiales de inversión 2014]. 
París: OCDE/AIE, p. 167.
22 Acerca de la producción de 
energía, véase el Informe 
Especial nº 6/2014, «¿Han 
conseguido buenos resultados 
los fondos de la política de 
cohesión destinados 
a apoyar la producción de 
energías renovables?»  
(http://eca.europa.eu ).
23 Acerca del consumo, véase el 
Informe Especial nº 21/2012, 
«Rentabilidad de las 
inversiones en eficiencia 
energética de la política 
de cohesión»  
(http://eca.europa.eu ).
18
 Observaciones
El objetivo de realizar 
el mercado interior 
de la energía en 2014 
no se cumplió
27 
Desde 2007 el mercado interior de la 
energía ha ocupado un lugar central 
en la elaboración de la política energé -
tica de la UE. El tercer paquete ener -
gético, adoptado en 2009, establecía 
la transposición de las Directivas del 
Gas y la Electricidad a más tardar el 3 
de marzo de 201124, pero este no se 
cumplió en la fecha prevista. Además, 
en 2009 se aprobaron tres reglamentos 
de la Comisión que forman parte del 
tercer paquete energético25
28 
En 2011 el Consejo reafirmó su com -
promiso con el mercado interior de 
la energía al declarar lo siguiente: «El 
mercado interior de la energía tiene 
que haberse realizado de aquí a 2014, 
de modo que esté garantizada la libre 
circulación del gas y la electricidad»26. 
En diciembre de 2014, dado que el 
objetivo aún no se había alcanzado, 
el Consejo volvió a reiterar la «necesi -
dad urgente de que todos los Estados 
miembros de la UE ejecuten y apliquen 
eficaz y coherentemente las disposi -
ciones que contempla el tercer paque -
te energético […]»27.29 
Para lograr este objetivo, resultan pri -
mordiales los siguientes aspectos:
 ο aplicar el marco reglamentario de 
la UE para el mercado interior de la 
energía;
 ο armonizar el mosaico de mercados 
locales y nacionales;
 ο alcanzar la convergencia de los 
precios;
 ο disponer de infraestructuras 
energéticas adecuadas (véanse el 
apartado 72 y siguientes).24 Con respecto a la electricidad, 
véase el artículo 49, 
apartado 1, de la 
Directiva 2009/72/CE del 
Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 13 de julio 
de 2009, sobre normas 
comunes para el mercado 
interior de la electricidad y por 
la que se deroga la 
Directiva 2003/54/CE (DO L 211 
de 14.8.2009, p. 55). Con 
respecto al gas, véase el 
artículo 54, apartado 1, de la 
Directiva 2009/73/CE del 
Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 13 de julio 
de 2009, sobre normas 
comunes para el mercado 
interior del gas natural y por la 
que se deroga la 
Directiva 2003/55/CE (DO L 211 
de 14.8.2009, p. 94).
25 Reglamento (CE) nº 714/2009 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 13 de julio 
de 2009, relativo a las 
condiciones de acceso a la 
red para el comercio 
transfronterizo de electricidad 
y por el que se deroga el 
Reglamento (CE) nº 1228/2003; 
Reglamento (CE) nº 715/2009 
del Parlamento Europeo y del 
Consejo, de 13 de julio 
de 2009, sobre las condiciones 
de acceso a las redes de 
transporte de gas natural y por 
el que se deroga el 
Reglamento (CE) nº 1775/2005 
y Reglamento (CE) nº 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.
26 Conclusiones adoptadas por 
el Consejo Europeo el 
4 de febrero de 2011.
27 Conclusiones del Consejo 
adoptadas en la sesión del 
Consejo de Transporte, 
Telecomunicaciones y Energía 
celebrada en Bruselas el 
9 de diciembre de 2014.
19 Observaciones
Siguen existiendo problemas 
con la aplicación del marco 
legislativo de la UE para 
el mercado interior de la 
energía
30 
El tercer paquete energético incluye 
tanto reglamentos de aplicación direc -
ta como directivas que han de inte -
grarse en el marco legislativo de cada 
Estado miembro. La Comisión realiza 
un seguimiento de los avances logra -
dos en este sentido mediante:
a) controles de transposición, 
con los que la Comisión trata de 
verificar si los Estados miembros 
han actualizado su legislación 
nacional con objeto de incorporar 
las disposiciones de las directivas 
adoptadas28, y si considera que un 
Estado miembro no lo ha hecho, 
puede incoar un procedimiento 
de infracción que podría dar lugar 
a la interposición de una demanda 
ante el Tribunal de Justicia de la 
Unión Europea;
b) controles de conformidad,  con 
los que se evalúa si los cambios 
efectuados en la práctica son 
coherentes con las disposiciones 
de las directivas; para facilitar 
esta evaluación, la Comisión 
envía solicitudes de información 
y aclaración a los Estados miem -
bros a través de un instrumento 
conocido como «EU Pilot» y, si 
resuelve que los cambios efectua -
dos en la práctica en un determi -
nado Estado miembro no reflejan 
adecuadamente las disposiciones 
de las directivas, puede incoar un 
procedimiento oficial de infracción 
en virtud del artículo 258 del TFUE.28 La evaluación de la Comisión 
se basa en documentos 
oficiales de los Estados 
miembros, informes del 
contratista, la información que 
obra en los despachos 
nacionales y el seguimiento 
del mercado a través de los 
medios de comunicación 
y solicitudes específicas 
a terceros.
20 Observaciones
31 
El cuadro 2  proporciona información 
detallada sobre el estado actual de es -
tos controles y de los procedimientos 
de infracción incoados con respecto 
al tercer paquete energético a fecha 
de 30 de junio de 2015. De este análisis 
se desprende que aún queda un largo 
camino por recorrer hasta que el tercer 
paquete energético pueda considerar -
se plenamente aplicado en los Estados 
miembros. A 30 de junio de 2015:
a) en lo que respecta a la falta de 
transposición  de las disposicio -
nes del tercer paquete energético, 
la Comisión había considerado 
necesario incoar procedimientos 
de infracción contra diecinueve de 
los veintiocho Estados miembros, 
la totalidad de los cuales habían 
ya finalizado en la fecha arriba 
señalada;
b) en cuanto a la falta de confor -
midad con las disposiciones del 
tercer paquete energético, la 
Comisión comenzó a solicitar in -
formación a los Estados miembros 
en 2013 y en algunos casos había 
decidido incoar procedimientos de 
infracción:
i) en diez Estados miembros la 
Comisión había finalizado su 
evaluación e incoado procedi -
mientos de infracción en virtud 
del artículo 258 del TFUE, 
todos ellos aún pendientes;
ii) en cuatro Estados miembros 
la Comisión había solicitado 
información en el marco de 
EU Pilot, pero aún no había 
concluido su evaluación;
iii) en los catorce Estados miem -
bros restantes, la Comisión no 
había enviado todavía ninguna 
solicitud de información.32 
Las disposiciones del tercer paquete 
energético pertinentes a efectos de la 
presente fiscalización en relación con 
las cuales los controles de la Comisión 
han detectado problemas son:
 ο el funcionamiento de los regulado -
res nacionales (véanse los aparta -
dos 34 a 36);
 ο el funcionamiento de los gestores 
de redes de transporte (véanse los 
apartados 37 a 42);
 ο cuestiones relacionadas con 
diferentes formas de regular los 
precios (véase el apartado 64).
33 
En la fiscalización hemos confirma -
do la existencia de problemas en los 
ámbitos descritos en los siguientes 
apartados.
21 Observaciones
Controles de transposición y conformidad efectuados por la Comisión con respecto 
al tercer paquete energético a fecha de 30 de junio de 2015
Controles de transposición Controles de conformidad
Control de transposición 
finalizadoProcedimiento de infrac -
ción incoado y  finalizadoProcedimiento de infracción 
incoado por la ComisiónProcedimiento  
de infracción finalizado
Bélgica √ √ √ No finalizado
Bulgaria √ √ No incoado
República Checa √ No procede No incoado
Dinamarca √ √ No incoado
Alemania √ No procede √ No finalizado
Estonia √ √ No incoado
Irlanda √ √ No incoado
Grecia √ No procede No incoado
España √ √ √ No finalizado
Francia √ √ √ No finalizado
Croacia √ No procede √ No finalizado
Italia √ No procede √ No finalizado
Chipre √ √ No incoado
Letonia √ No procede No incoado
Lituania √ √ No incoado
Luxemburgo √ √ √ No finalizado
Hungría √ No procede √ No finalizado
Malta √ No procede No incoado
Países Bajos √ √ No incoado
Austria √ √ √ No finalizado
Polonia √ √ No incoado
Portugal √ No procede No incoado
Rumanía √ √ √ No finalizado
Eslovenia √ √ No incoado
Eslovaquia √ √ No incoado
Finlandia √ √ No incoado
Suecia √ √ No incoado
Reino Unido √ √ No incoado
Nota:  
— «No procede» significa que la Comisión no ha incoado ni incoará ningún procedimiento de infracción en el futuro sobre la base de los contro -
les de transposición, que ya se han llevado a cabo con respecto a todos los Estados miembros.  
— «No incoado» quiere decir que no se ha incoado ningún procedimiento de infracción con respecto al Estado miembro interesado. La Comisión 
está examinando la situación y podría incoar procedimientos de infracción en el futuro.  
— «No finalizado» significa que hay un procedimiento de infracción en curso que aún no se ha finalizado.
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo, a partir de la información facilitada por la Comisión.Cuadro 2
22 Observaciones
Los reguladores de la energía 
afrontan dificultades en el 
ejercicio de sus funciones tanto 
a escala nacional como de la UE
34 
Las pruebas recabadas en el contexto 
de la presente fiscalización revelaron 
los siguientes problemas en el funcio -
namiento de las ARN:
a) La independencia de las ARN 
resulta fundamental para garan -
tizar el correcto ejercicio de sus 
funciones. Los responsables de los 
organismos reguladores deben ser 
seleccionados de forma transpa -
rente y disponer de libertad de 
actuación. Sin embargo, estos 
principios no siempre se cumplen, 
como se desprende de los ejem -
plos recogidos en el recuadro 1 .
b) Representantes de diversas ARN 
destacaron los riesgos relacio -
nados con las limitaciones de su 
ámbito de competencias. Algunos 
Gobiernos se reservaban para 
sí determinadas competencias 
reguladoras o imponían a las ARN 
métodos de fijación de tarifas que 
podían favorecer a determina -
dos participantes en el mercado. 
Véanse los ejemplos expuestos en 
el recuadro 2 .
c) Si bien sus obligaciones son las 
mismas en todos los Estados 
miembros, el nivel de recursos  
de que disponen las ARN varía 
en gran medida. El número de 
personas que se ocupaban de las 
cuestiones energéticas en las ARN 
visitadas oscilaba entre veintiu -
na y más de doscientas. Algunas 
ARN consideran que disponen de 
recursos suficientes para abordar 
todos los aspectos relacionados 
con los mercados energéticos. 
No obstante, debido a las restric -
ciones de recursos, algunas ARN 
se encuentran mejor equipadas 
que otras para tomar parte en 
la cooperación internacional, lo que resulta fundamental para la 
realización del mercado interior de 
la energía (véase el apartado 35). 
Véanse los ejemplos expuestos en 
el recuadro 3 .
23 Observaciones
Problemas relacionados con la independencia de las ARN
Bulgaria : Durante el período comprendido entre 2009 y 2015, el presidente de la Comisión de Regulación 
de la Energía y del Agua (en lo sucesivo, «CREA») fue sustituido en diversas ocasiones por el Gobierno y solo 
en 2013 fue reemplazado cuatro veces. Los reguladores independientes tienen la obligación de fijar las tarifas 
energéticas con arreglo al coste base real. Sin embargo, la CREA estableció unos precios regulados de la 
electricidad, lo que ha provocado una situación en la que la principal empresa energética tiene que comprar 
electricidad a precios elevados y venderla a precios más bajos en calidad de proveedor público, acumulando 
un déficit de aproximadamente 800 millones de euros entre 2010 y finales de 2014.
Lituania : Desde 2013 el Parlamento lituano ha tenido la facultad de someter a votación la sustitución del res -
ponsable de la ARN si no aprueba el informe anual de actividad del regulador de la energía.
Limitaciones del ámbito de competencias de las ARN
España : El Ministerio de Industria, Energía y Turismo establece las tarifas de gas y de electricidad, o peajes de 
acceso a las redes, que los GRT facturan a los usuarios de las infraestructuras gasísticas y eléctricas. La ARN 
propone un método para determinar elementos que representan únicamente un tercio de la tarifa de red 
final, mientras que el Gobierno español se encarga de fijar los componentes que conforman los dos tercios 
restantes de la tarifa. Así pues, cabe plantearse si la ARN dispone de competencias suficientes para ejercer 
esta parte de sus funciones reguladoras.
Lituania : El tercer paquete energético prevé que las ARN se encarguen de fijar las tarifas de transporte o dis -
tribución con arreglo a criterios transparentes. Sin embargo, el Gobierno de Lituania prescribe el método para 
fijar las tarifas de transporte del gas y la electricidad y regula los precios minoristas. De este modo, según los 
cálculos preliminares de la ARN, las dos principales empresas públicas de energía podrán recaudar 167 millones 
de euros más con las tarifas de aquí a 2024 con respecto a lo que habrían ingresado si las hubiera fijado la ARN.
Suficiencia de los recursos de las ARN
Suecia : La Inspección de los Mercados Energéticos de Suecia confirmó que, con sus cien especialistas en el 
sector, se encuentra perfectamente equipada para colaborar con la ACER e incluso aportar expertos naciona -
les en comisión de servicio. Asimismo, confirmó que ha llevado a cabo todos los preparativos necesarios para 
aplicar el Reglamento RITME, incluido el perfecto equipamiento del grupo de trabajo pertinente.
Estonia : Solo 21 de los 61 empleados de la Autoridad Nacional de Competencia se dedican al sector de la 
energía. En sus análisis del mercado estonio de la energía, la Comisión manifestó preocupación por el hecho 
de que los recursos de la ARN puedan resultar insuficientes para regular de forma adecuada los mercados 
energéticos de Estonia y participar en las actividades de cooperación a escala de la UE (véase el anexo III ).Recuadro 1 Recuadro 2 Recuadro 3
24 Observaciones
35 
Aunque no existe un único regulador 
de la energía a escala de la UE, se 
espera que las ARN cooperen en el 
marco de la ACER (véase el apartado 
13). A medida que avanza la integra -
ción de los mercados energéticos 
de la UE, va adquiriendo cada vez 
más importancia la resolución de los 
problemas de regulación transfronte -
riza. En la actualidad, la ACER aborda 
estas cuestiones, en los ámbitos de la 
electricidad, el gas, la integridad del 
mercado y la supervisión, a través de 
un sistema de grupos de trabajo. Pese 
a que este planteamiento trata de 
favorecer la intervención directa de los 
Estados miembros, en la práctica no 
todos participan en la misma medida 
y los que son más activos tienen, por 
tanto, mayor influencia en la labor de 
estos grupos. Algunas de las ARN se -
ñalaron que existe escasez de recursos 
en lo que se refiere a la existencia de 
especialistas capaces de interactuar en 
un entorno internacional y a los presu -
puestos para viajes (véase el apartado 
34). El anexo III  proporciona informa -
ción detallada sobre la participación 
de los representantes de los Estados 
miembros en los grupos de trabajo de 
la ACER.
36 
Una de las funciones de la ACER es 
analizar las tendencias de los merca -
dos energéticos y prestar asesoramien -
to político a las ARN y a las institu -
ciones de la UE, aunque carece de 
competencias para obligar a las ARN 
o a los Gobiernos de los Estados miem -
bros a que le faciliten información 
pertinente sobre los mercados energé -
ticos. La falta de información limita la 
capacidad de la ACER para proporcio -
nar análisis de mercado y asesoramien -
to político a las instituciones de la UE 
y a las ARN de los Estados miembros.La desagregación de los GRT 
se ha conseguido en el plano 
formal, pero no siempre ha 
conducido a unos mercados 
liberalizados y competitivos
37 
La electricidad y el gas rara vez se 
consumen en el mismo lugar en el que 
se producen o entran en un país. Con 
vistas a que una cantidad ingente de 
energía pueda llegar a los consumido -
res, se han desarrollado una serie de 
redes de transporte. Las organizacio -
nes que gestionan estas redes en los 
Estados miembros de la UE se denomi -
nan «gestores de redes de transporte».
38 
El proceso de separación de las 
actividades de transporte de otras 
actividades, como la producción y la 
distribución, dentro de las empresas 
energéticas integradas verticalmente 
se conoce como «desagregación» y fue 
introducido con los paquetes energé -
ticos primero y segundo. La Comisión 
ha confirmado que todos los Estados 
miembros han transpuesto formalmen -
te las medidas legislativas del tercer 
paquete energético, incluidas las dis -
posiciones relativas a la desagregación 
(véase el apartado 31). En el gráfico 2  
se describen el cometido y la situación 
de los GRT en el comercio de energía 
antes y después de la desagregación.
25 Observaciones
39 
Si bien el objetivo de la desagregación 
y demás medidas era crear las condi -
ciones reglamentarias para desarrollar 
un mercado interior de la energía, 
a menudo no ha surgido un mercado 
liberalizado y competitivo, debido 
a que muchos Gobiernos y grandes 
empresas energéticas han seguido 
limitando el acceso de terceros a las 
redes mediante normativas y restric -
ciones técnicas. Por ejemplo, los nue -
vos proveedores de los mercados de 
gas y de electricidad necesitan tener acceso a instalaciones de transporte 
y almacenamiento, ya que sin dicho ac -
ceso, se dificulta la entrada de nuevos 
participantes en los citados mercados 
a escala nacional. Por ejemplo, la prin -
cipal empresa de gas de Polonia fundó 
en 2010 una sociedad instrumental 
que la ARN no considera un GRT y que 
posee el 100 % de la capacidad de al -
macenamiento subterráneo de gas en 
el país. Esta situación conlleva el riesgo 
de que dicha filial pueda restringir el 
acceso de nuevos proveedores de gas 
al mercado polaco29.Gráfico 2Comercio y transporte de energía antes y después de la desagregación
Después de la desagregaciónAntes de la
desagregación
Interacción no reguladaInteracción regulada
ConsumidorDistinta empresa o funciónLeyenda:Consumidor ConsumidorDistribución Transporte (GRT) Explotación de la red
VentaIntermediario comercialProducción/Importación
Producción/Importación
Explotación de la red
Comercio
VentaEmpresa integrada 
verticalmente
Fuente:  Presentación impartida por James Matthys-Donnadieu el 26 de agosto de 2014 en el curso de verano «Economics of Electricity Markets» 
[Economía de los mercados de la electricidad], Universidad de Gante.29 Según las cifras publicadas por 
la Oficina Reguladora de la 
Energía polaca en el informe 
nacional de 2014, el proveedor 
de gas preexistente ostenta 
aproximadamente el 95 % del 
mercado mayorista del gas en 
Polonia.
26 Observaciones
40 
A medida que aumenta la interco -
nexión de las redes de los Estados 
miembros por medio de infraestruc -
turas, se hace evidente la necesidad 
de una mayor cooperación entre GRT 
vecinos que incluya un planteamiento 
coordinado del desarrollo de infraes -
tructuras, el cual resulta especialmente 
pertinente a efectos de la seguridad 
del abastecimiento. Como ejemplo 
de buena cooperación cabe señalar 
el caso del GRT de electricidad sueco, 
que también puede gestionar las redes 
de Noruega y Dinamarca porque así 
lo han acordado estos países y porque 
sus redes se encuentran técnicamente 
interconectadas. Sin embargo, este 
nivel de cooperación no se encuentra 
muy extendido.
41 
Todos los GRT deben obtener la 
certificación de su ARN. La Comisión 
toma parte en dicho proceso y emite 
un dictamen sobre los proyectos de 
decisiones elaborados por las ARN. A la 
hora de emitir su dictamen, la Comi -
sión comprueba si el GRT interesado 
dispone de activos suficientes y puede 
tomar decisiones de inversión inde -
pendientes. Todavía hay GRT sobre 
los que la Comisión no ha finalizado la 
certificación30.42 
Si bien no existe un único GRT a escala 
de la UE, los GRT cooperan entre sí en 
el marco de la REGRT-E y la REGRT-G. 
La participación de los GRT nacionales 
en las actividades de las REGRT varía 
en función del caso, lo que conlleva el 
riesgo de que las soluciones técnicas 
desarrolladas se adecuen más a las ne -
cesidades de las partes que participan 
más activamente.30 A fecha de 1 de junio de 2015, 
la Comisión había emitido 
109 dictámenes. Hay siete GRT 
de gas y tres de electricidad 
que aún están pendientes de 
certificación: los GRT de gas de 
Estonia, Letonia, Finlandia, 
Italia, Hungría, Bélgica 
(renovación de certificación) 
y Reino Unido (renovación de 
certificación), y los GRT de 
electricidad de Hungría, el 
Cable Báltico entre Suecia 
y Alemania, e Italia 
(renovación de certificación).
27 Observaciones
La existencia de importantes 
diferencias en la forma en 
que los Estados miembros 
organizan sus mercados 
energéticos puede postergar 
la consolidación del mercado 
interior de la energía
43 
La Comisión ha evaluado los avances 
logrados en la consecución del merca -
do interior de la energía y ha con -
cluido que existen veintiocho marcos 
legislativos nacionales distintos para 
los mercados energéticos31. Así pues, 
la UE posee un mosaico de mercados 
locales, nacionales y regionales en vez 
de un único mercado interior de la 
energía. El reto que se plantea para la 
consolidación del mercado interior de 
la energía es encontrar los medios que 
permitan la colaboración de dichos 
mercados. Se trata de un importante 
desafío, ya que:
 ο aún siguen utilizándose diferentes 
mecanismos comerciales en la UE;
 ο los mercado energéticos se 
ven influidos por diversas 
intervenciones;
 ο el desarrollo y la aplicación de có -
digos de red siguen presentando 
dificultades;
 ο el nivel de integridad y de transpa -
rencia varía de un mercado a otro.Aún existen diferentes mecanis -
mos comerciales en la UE
44 
El tercer paquete energético no prevé 
la aplicación de mecanismos comer -
ciales específicos a escala de la UE. En 
la práctica, el comercio de gas y de 
electricidad adopta diversas formas 
(véase el apartado 60). La liquidez, la 
transparencia y la apertura a la par -
ticipación son características de los 
mercados que facilitan de forma eficaz 
la realización del mercado interior. 
Durante la fiscalización observamos, 
al menos, cuatro mecanismos comer -
ciales diferentes que reunían dichas 
características en distinta medida, tal 
como se expone en el cuadro 3 .
Los mercados nacionales de 
la energía se ven influidos 
por las intervenciones 
gubernamentales destinadas 
a cumplir los objetivos de otras 
políticas nacionales o de la UE
45 
La política energética se encuentra 
estrechamente relacionada con muchos 
otros ámbitos políticos, tanto a escala 
nacional como de la UE, tales como las 
políticas más amplias de economía, 
cambio climático, industria, innovación 
o mercado laboral. Las medidas de 
aplicación de estas políticas pueden 
repercutir en el funcionamiento de los 
mercados energéticos, por ejemplo 
mediante la influencia en la elección 
de determinadas fuentes de energía 
o el apoyo específico de una de ellas. 
Si bien estas políticas pueden resultar 
perfectamente lógicas dentro de un de -
terminado Estado miembro —como el 
apoyo de fuentes de energía autóctonas 
que permita contribuir a la percepción 
de seguridad energética nacional en el 
Estado miembro interesado—, pueden 
introducir distorsiones en los mercados 
y los precios en el mercado interior de 
la energía.31 COM(2015) 80 final de 25 de 
febrero de 2015, «Estrategia 
Marco para una Unión de la 
Energía resiliente con una 
política climática prospectiva».
28 Observaciones
Mecanismos comerciales identificados en el ámbito de la energía
Líquido
Transparente
Abierto a la 
participaciónEjemplo extraído de los estudios  
de casos analizados en la fiscalización
Bolsas regionales
Estos mercados reciben apoyo de mecanismos financieros 
de cobertura a largo plazo, agrupan a varios países y tienen 
la finalidad de crear una zona de libre circulación de energía. 
Suelen tener mucha liquidez y funcionan a voluntad de los 
participantes en el mercado.√ √ √Es el mecanismo común de comercio de electricidad en la 
región nórdica y báltica.
Comercio directo entre empresas (B2B)
Consiste en el intercambio comercial entre un productor de 
energía y su cliente. Estos acuerdos, que por lo general se basan 
en contratos a largo plazo, carecen de transparencia debido 
a que no se revelan las condiciones del intercambio a los demás 
participantes en el mercado. Este hecho dificulta la determina -
ción de un precio de referencia para el gas y la electricidad en 
una zona comercial determinada.X X √En el momento de la fiscalización, el 100 % de los intercam -
bios de gas y de electricidad se realizaban de esta forma en 
Bulgaria.
No existió un mercado gasístico integrado y organizado en 
España hasta 2014. En 2013, cerca del 66 % del gas se vendía 
en terminales de GNL mediante contratos bilaterales. La ARN 
tuvo dificultades para obtener datos imparciales sobre los 
precios del gas.
Bolsas limitadas
Se constituyen por iniciativa u orden de los Gobiernos de los 
Estados miembros. La obligación de comerciar a través de este 
tipo de bolsa podría indicar que las ofertas de precios no se 
basan totalmente en la dinámica de la oferta y la demanda.√ √ XEn 2013, el 50 % de la electricidad en Polonia se vendía en la bol -
sa y el resto era objeto de intercambios entre empresas. La Bolsa 
de Energía polaca fue creada por un grupo de comerciantes, pero 
posteriormente recibió el apoyo de las autoridades nacionales, 
que exigieron que los productores de electricidad vendieran, 
al menos, el 70 % de su producción a través de esta bolsa.
Mercados de excedentes
Se dan sobre todo en el sector del gas, cuando existe una 
situación en la que el mercado se encuentra en su mayor parte 
regulado o dominado por un proveedor principal. Este hecho 
da lugar a intercambios comerciales que, aunque se realicen de 
forma transparente, no reflejan la dinámica de los precios en el 
conjunto del mercado.√ X XLa bolsa de gas polaca ofrece opciones de compra de gas 
a un precio inferior al precio mayorista regulado en más de 
un 20 %.
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo.Cuadro 3
29 Observaciones
46 
La Comisión es consciente de que 
dichas intervenciones pueden influir 
en el funcionamiento de los merca -
dos energéticos, pero su capacidad 
para limitarlas, incluso aunque quiera 
hacerlo, es reducida, y ha expuesto su 
postura en las directrices sobre ayudas 
estatales a la energía32 y en diversas 
notas explicativas sobre los paquetes 
energéticos. Los principales argumen -
tos que defiende la Comisión y que 
resultan pertinentes a efectos de la 
presente fiscalización son:
 ο no se debe permitir la regulación 
de los precios mayoristas33;
 ο los precios minoristas regulados se 
deben fijar a un nivel que permita 
la presentación de ofertas com -
petidoras; en particular, el coste 
del componente «electricidad» 
en el precio regulado no debe ser 
inferior al precio mayorista medio 
en un mercado concreto34.
La adopción de códigos de 
red y directrices avanza con 
especial lentitud en el sector 
de la electricidad
47 
Los códigos de red son reglas técnicas 
que tratan de proporcionar una base 
para la interoperabilidad técnica de 
las redes de transporte de electrici -
dad y de gas en la UE. Estos códigos 
establecen normas técnicas comu -
nes que deberían garantizar la libre 
circulación de energía a través de las 
fronteras y precisan el marco legis -
lativo de los mercados energéticos 
con el fin de asegurar la aplicación 
uniforme de los paquetes. Cuando se 
apliquen plenamente, los códigos de 
red podrán permitir la reducción del 
número de mecanismos comerciales 
y crear las condiciones necesarias para 
garantizar la integración de mercados 
compatibles. La ACER desempeña una 
función especialmente importante en el proceso: elabora directrices marco 
y también evalúa los códigos elabo -
rados por las REGRT antes de presen -
tarlos a la Comisión, la cual se encarga 
de aprobar el texto definitivo de los 
códigos y de coordinar el procedimien -
to en comité a través del cual estos se 
adoptan oficialmente.
48 
Si bien en la actualidad se comercia 
con energía en algunos Estados miem -
bros y entre ellos aunque no se hayan 
acordado y aprobado definitivamente 
los códigos de red, la finalización de 
este proceso constituiría un importan -
te paso en el desarrollo de un mercado 
interior de la energía que funcione 
correctamente.
49 
Tal como se muestra en el cuadro 4 , el 
proceso para acordar los códigos ha 
resultado ser largo y difícil. A fecha de 
30 de junio de 2015:
 ο se habían realizado algunos pro -
gresos en lo que respecta al gas, 
ya que se habían aprobado cuatro 
de un total de cinco códigos y el 
quinto se encontraba en proceso 
de negociación;
 ο en cambio, en el sector de la 
electricidad, no se había aproba -
do ninguno de los once códigos. 
Incluso en los casos en los que la 
ACER ya había presentado el expe -
diente a la Comisión, la aprobación 
de los códigos de red mediante 
procedimientos de comité estaba 
experimentado largos retrasos: de 
los nueve códigos que se habían 
presentado a la Comisión, solo cin -
co habían pasado al procedimiento 
de comité.32 Directrices sobre ayudas 
estatales en materia de 
protección del medio 
ambiente y energía 2014-2020 
(DO C 200 de 28.6.2014, p. 1).
33 En su sentencia dictada el 
10 de septiembre de 2015 
sobre el procedimiento de 
infracción contra Polonia en 
relación con los precios 
regulados del gas para clientes 
no domésticos, el Tribunal de 
Justicia de la UE confirmó los 
criterios que se han de aplicar 
en la regulación de precios 
a fin de cumplir la legislación 
de la UE (C-36/14).
34 Comunicación de la Comisión 
«Precios y costes de la energía 
en Europa», acompañada 
de los documentos 
SWD(2014) 19 final 
y SWD(2014) 20 final.
30 Observaciones
Proceso de desarrollo de los códigos de red
Directrices mar -
co elaboradas 
por la ACERFin del desarrollo 
del código en 
la REGRT-G y la 
REGRT-ERecomendación 
final de la ACERInicio del pro -
cedimiento en 
comitéPublicación del 
código en el Diario 
Oficial de la UEGasMecanismos de asignación de 
capacidad3T 2011 3T 2012 4T 2012 1T 2013 4T 2013
Procedimientos de gestión de 
la congestiónNo procede No procede No procede 1T 2012 3T 2012
Balance del gas en los sistemas 
de transporte4T 2011 1T 2013 1T 2013 3T 2013 1T 2014
Normas de interoperabilidad  
y de intercambio de datos3T 2012 4T 2013 1T 2014 3T 2014 2T 2015
Estructuras tarifarias de 
transporte armonizadas4T 2013ElectricidadAsignación de capacidad 
y gestión de la congestión
2T 20113T 2012 1T 2013 3T 2014
Asignación anticipada de 
capacidad3T 2013 2T 2014 2T 2015
Conexión de generadores
2T 20112T 2012 1T 2013 1T 2015
Conexión de demandas 4T 2012 1T 2013 2T 2015
Conexión de corriente 
continua de alta tensión2T 2014 3T 2014 2T 2015
Seguridad operativa
4T 20111T 2013 4T 2013
Planificación y programación 
operativas1T 2013 4T 2013
Control de la carga/frecuencia 
y las reservas2T 2013 3T 2013
Formación funcional
Requisitos y procedimientos 
operativos aplicables en caso 
de emergencia1T 2015 2T 2015
Compensación 3T 2012 4T 2013
Nota:  Los procedimientos de gestión de la congestión del gas no pasaron por el mismo proceso que otros códigos de red, sino que se intro -
dujeron con el Reglamento (CE) nº 715/2009 en el marco del tercer paquete energético y se actualizaron posteriormente en 2012 mediante un 
procedimiento en comité.
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo, a partir de la información facilitada por la ACER.Cuadro 4
31 Observaciones
50 
En la fiscalización se han identificado 
cuatro motivos de la lentitud de este 
proceso:
a) No se percibe su necesidad  en 
mercados que ya funcionan correc -
tamente: las partes interesadas 
en dichos mercados son reacias 
a cambiar a un nuevo conjunto de 
reglas técnicas, y los beneficios 
de unos mercados europeos más 
integrados no se priorizan. Por 
ejemplo, el mecanismo de merca -
do intradiario Elbas35 que se utiliza 
en la bolsa común báltica y nórdica 
de la electricidad no concuerda 
técnicamente con las plataformas 
de comercio intradiario de Europa 
Central, pero los Estados miem -
bros de la región nórdica y báltica 
se mostraban reticentes a acordar 
una solución común europea 
distinta de Elbas. El consecuente 
debate sobre qué sistema utilizar 
a escala europea está demorando 
el acoplamiento de mercados.
b) En el tercer paquete energético 
falta un  calendario claro  o unos 
plazos indicativos para la elabora -
ción, aprobación o aplicación de 
los códigos de red.
c) El proceso es complicado para 
el desarrollo de los códigos entre 
las REGRT y la ACER: las decisiones 
sobre el desarrollo de los códigos 
de red se someten a votación por 
mayoría de los GRT en las REGRT 
y de las ARN en la ACER. Esto resul -
ta problemático porque, aunque 
las REGRT sean órganos europeos 
con competencias en el desarrollo 
del mercado interior de la energía, 
también representan los intereses 
de sus miembros individuales, lo 
que indica posibles conflictos de 
intereses para los participantes 
y podría conllevar el riesgo de que 
se acuerden soluciones basadas en 
un mínimo común denominador 
que no faciliten el acoplamiento de 
mercados de forma óptima.d) Especialmente en el caso de la 
electricidad, la Comisión no 
ha iniciado ni dirigido  el pro -
cedimiento de comité de forma 
oportuna.
51 
Ha habido pocos casos de aplicación 
temprana de códigos de red. Los GRT 
y las ARN de algunos Estados miem -
bros han elaborado iniciativas regio -
nales con vistas a la pronta aplicación 
de dos códigos de red y siete Estados 
miembros ha cooperado en la aplica -
ción temprana del código sobre los 
mecanismos de asignación de capaci -
dad de gas desde 201236.
El nivel de integridad y de 
transparencia varía de un 
mecanismo comercial a otro
52 
Los principios del mercado interior de 
la energía exigen que el comercio de 
energía tenga lugar en mercados re -
gulados transparentes. Como ya se ha 
señalado anteriormente, los distintos 
mecanismos comerciales presentan 
diferentes niveles de transparencia 
(véase el apartado 44). En este contex -
to, en 2011 se adoptó un Reglamento 
de la UE37 sobre la integridad y la trans -
parencia del mercado mayorista de la 
energía (véase el recuadro 4 ).35 Para más información sobre 
Elbas véase: http://www.
nordpoolspot.com/TAS/
Intraday-market-Elbas/
36 República Checa, España, 
Francia, Hungría, Polonia, 
Portugal y Rumanía.
37 Reglamento (UE) nº 1227/2011 
(RITME), complementado por 
sus correspondientes actos de 
ejecución a mediados de 
diciembre de 2014.
32 Observaciones
53 
La ACER y los reguladores de cuatro 
de los seis Estados miembros visitados 
durante la fiscalización declararon no 
encontrarse plenamente preparados 
para la ejecución del RITME. En este 
sentido, la ARN de Bulgaria señaló que 
el RITME no es aplicable en su país 
porque este carece actualmente de 
una bolsa de energía.
54 
Las bolsas que funcionan correc -
tamente disponen de mecanismos 
internos de transparencia concebidos 
para evitar la manipulación del mer -
cado. Estos servicios podrían propor -
cionar información útil a la ACER y a 
los reguladores en el marco del RITME. 
Los mecanismos comerciales menos 
transparentes, como el comercio entre 
empresas y los mercados de exce -
dentes, carecen todavía de meca -
nismos eficaces de supervisión. Por 
consiguiente, es posible que, incluso 
después de la plena entrada en vigor 
del RITME, sigan existiendo riesgos de 
manipulación del mercado y de inter -
cambio irregular de información.Si bien se ha avanzado en 
la unión de los mercados 
europeos, aún no se han 
manifestado por completo los 
efectos del mercado interior 
de la energía sobre los precios
55 
El tercer paquete energético aborda 
de forma similar los mercados de la 
electricidad y del gas. Asimismo, se 
han desarrollado modelos semejantes 
para ambos mercados, en la medida 
en que contemplan el acceso a energía 
procedente de diversas fuentes y la 
existencia de competencia de precios 
en cada ámbito de mercado (véase el 
apartado 12).
56 
A efectos de la comparación de los ni -
veles de los precios energéticos entre 
Estados miembros se deben utilizar 
precios mayoristas en lugar de mino -
ristas, ya que estos últimos incluyen 
impuestos, otros recargos y descuen -
tos que varían de un Estado miembro 
a otro. Los precios medios que pagan 
los clientes domésticos e industriales 
difieren en gran medida de los precios 
mayoristas (véase el anexo  I ).El RITME y la ACER
El RITME , ejecutado por la ACER, establece un sistema de control de los mercados mayoristas de la energía 
en Europa y atribuye a la ACER una nueva e importante competencia aparte de las que le han sido asignadas 
en el marco del tercer paquete energético. La ACER ha solicitado nuevas infraestructuras informáticas, herra -
mientas de control y expertos especializados.
 οLa fase de ejecución  comenzó con la adopción del Reglamento y finalizó con la entrada en vigor de las 
normas sobre la recopilación de datos. La ACER definió los métodos, procedimientos y herramientas infor -
máticas para el control de los mercados mayoristas de la energía, incluido el intercambio de datos con las 
ARN y otras autoridades a escala nacional y de la UE.
 οEn la fase operativa , la ACER está recopilando y analizando datos con arreglo a un planteamiento en cua -
tro etapas: vigilancia, investigación preliminar de incidentes anómalos, investigación de casos y ejecución. 
La ACER recaba datos directamente de los participantes en el mercado y de terceros.Recuadro 4
33 Observaciones
57 
Uno de los indicadores del buen fun -
cionamiento del mercado interior de la 
energía sería la existencia de diferencias 
relativamente pequeñas en los precios 
mayoristas de la energía entre países ve -
cinos y dentro de las distintas regiones. 
La presencia de diferencias significati -
vas en los precios mayoristas vendría 
a indicar que no se están materializando 
las ganancias económicas que podrían 
reportar los mercados abiertos y las 
capacidades de interconexión.
58 
Algunos Estados miembros regulan 
los precios mayoristas y minoristas de 
la energía, lo que puede influir en la 
magnitud de las diferencias de precios 
entre Estados miembros (véanse los 
apartados 45 y 46).59 
No se ha logrado la convergencia de 
los precios mayoristas de la electri -
cidad entre los Estados miembros. 
Tal como se aprecia en el  gráfico 3 , 
dichos precios varían en gran medida 
dentro de la UE. El precio mayorista 
más alto supera en más de un 85 % al 
precio más bajo38. Pueden observarse 
importantes diferencias entre algunos 
Estados miembros vecinos, como las 
existentes entre Estonia y Letonia o en -
tre la República Checa y Polonia.Gráfico 3Comparación de los precios mayoristas de la electricidad de carga base en 2014 
en los Estados miembros con bolsas de energía
Precios mayoristas de la electricidad de carga base
euros/MWh
EL IE UK IT LT LV PL ES PT NL BE HU SI EE FI FR RO SK AT CZ DESE DK70
60
50
40
30
20
10
058 57
53 5250 50
4443 42 41 41 41 40
383635 3534 33 33 3332 31
Nota:  No se dispone de información sobre los precios de Bulgaria, Chipre, Croacia, Luxemburgo y Malta.
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo, a partir de los datos proporcionados por la Comisión Europea.38 En 2013 y en el primer 
trimestre de 2015 se dio 
también una diferencia 
parecida entre el mayor y el 
menor precio mayorista de la 
electricidad.
34 Observaciones
60 
En términos de economía de mercado, 
con vistas a lograr la convergencia de 
los precios en la práctica, deben darse 
tres condiciones fundamentales:
a) los Estados miembros deben estar 
decididos a garantizar el desarrollo 
de mercados liberalizados y com -
petitivos (véase el apartado 39);
b) los mecanismos comerciales uti -
lizados en los Estados miembros 
deben ser compatibles a través de 
las fronteras, ya que si un Estado 
miembro utiliza un modelo de 
comercio entre empresas y el otro 
participa en una bolsa regional, 
es imposible que se produzca el 
acoplamiento efectivo de los mer -
cados (véase el apartado 44);
c) las redes de transporte deben 
disponer de suficiente capacidad 
tanto interfronteriza como interna 
de los Estados miembros.
61 
La mayoría de los Estados miembros 
que utilizan alguna forma de bolsa 
como mecanismo comercial partici -
pan en un acoplamiento de mercados 
diarios39. Sin embargo, esto no ha con -
ducido a la plena convergencia de los 
precios mayoristas de la electricidad, 
dado que dichos Estados miembros 
no utilizan necesariamente los mismos 
mecanismos comerciales y carecen de 
interconexiones internas y transfron -
terizas adecuadas. Como se desprende 
del gráfico 3,  siguen existiendo dife -
rencias de precios entre estos Estados 
miembros.62 
Las líneas de interconexión facilitan el 
acoplamiento de los mercados nacio -
nales de la energía, lo que en teoría 
debería influir en los precios energé -
ticos al permitir efectos de mercado 
transfronterizos. La UE ha fijado el 
objetivo de lograr una capacidad de 
interconexión eléctrica transfronteriza 
equivalente, como mínimo, al 10 % de 
la capacidad instalada de producción 
eléctrica en un determinado Estado 
miembro40 (véase asimismo el apar -
tado 75). No obstante, la consecución 
de una ratio de interconexión del 10 % 
no ha conducido necesariamente a la 
convergencia de los precios.
63 
La ratio de interconexión necesaria 
para lograr una auténtica convergen -
cia de precios varía en función de las 
necesidades del mercado y de las cir -
cunstancias específicas de los Estados 
miembros y las regiones adyacentes. 
La capacidad de interconexión nece -
saria para lograr la convergencia de 
los precios de la electricidad podría 
ser muy superior al 10 %, aunque en 
determinadas situaciones, sobre todo 
la que se da entre grandes mercados, 
también podría ser inferior. Por ejem -
plo, según se desprende del cuadro 5 , 
la ratio de interconexión de Portugal 
es inferior al 10 %, pero, como se 
aprecia en el gráfico 3 , no existe una 
diferencia significativa de precios en -
tre dicho país y la vecina España. En el 
recuadro 5  se exponen más ejemplos 
de la relación entre la convergencia 
de los precios y el objetivo de interco -
nexión fijado.39 Con la excepción de Grecia, 
Irlanda y Polonia.
40 El objetivo de interconexión 
del 10 % se estableció en el 
Consejo Europeo de Barcelona 
de 2002 e insta a todos los 
Estados miembros 
a desarrollar una capacidad de 
interconexión equivalente, 
como mínimo, al 10 % de su 
capacidad instalada de 
producción eléctrica de aquí 
a 2020. Esto significa que cada 
Estado miembro debería 
disponer de líneas eléctricas 
que permitan transportar, al 
menos, el 10 % de la 
electricidad producida por sus 
centrales eléctricas hasta sus 
países vecinos a través de sus 
fronteras.
35 Observaciones
64 
Algunos Estados miembros, a pesar de 
haberse comprometido a aplicar las re -
formas relacionadas con el mercado in -
terior de la energía, siguen sin permitir 
que los precios energéticos se basen 
en la dinámica de la oferta y la deman -
da. En uno de los Estados miembros 
visitados en la presente fiscalización 
se regulaban los precios mayoristas 
y en otros cuatro se utilizaban diversas 
formas de regulación de los precios 
minoristas.La plena implantación del 
modelo objetivo del gas podría 
tener escasa repercusión en 
los precios mayoristas medios 
del gas
65 
El modelo objetivo del gas establece 
la necesidad del comercio basado en 
nudos gasísticos (véase el apartado 
12). De momento, solo siete Estados 
miembros disponen en la actualidad 
de sistemas de fijación de precios en 
nudos gasísticos41. En otros Estados 
miembros, la compraventa de gas se 
basa en modelos de comercio entre 
empresas con contratos exclusivos de 
uso de la capacidad de los gasoduc -
tos, en los que los productores de gas 
se comprometen a entregar deter -
minadas cantidades de gas al precio 
convenido. El precio convenido se 
toma, entonces, como referencia para 
la fijación del precio mayorista a escala 
nacional.La convergencia de los precios de la electricidad y el objetivo de interconexión 
eléctrica del 10 %
Estonia y Letonia  disponen actualmente de una capacidad de interconexión que representa aproxima -
damente el 60 % de la capacidad de producción estonia y el 33 % de la capacidad letona. Por tanto, la ra -
tio de interconexión supera con creces el objetivo del 10 %, pero las diferencias de precios siguen siendo 
significativas.
Polonia posee suficientes capacidades de interconexión con sus países vecinos. Sin contar las interconexiones 
con países no pertenecientes a la UE, a saber, Bielorrusia y Ucrania, la capacidad de interconexión de Polonia 
asciende al 15 % de la capacidad de generación disponible. No obstante, gran parte de las líneas transfronte -
rizas existentes, con una capacidad total de 5 GW, no están abiertas a intercambios comerciales a causa de las 
restricciones fijadas por el GRT de Polonia para hacer frente a los flujos imprevistos de energía procedentes de 
Alemania.
Estos flujos imprevistos se deben a la gran capacidad de producción de electricidad a partir de energía eólica 
del norte de Alemania y a la limitada capacidad de transporte de dicho país. Como la electricidad no puede 
transportarse dentro de Alemania, puede fluir a las redes de los países vecinos, dando lugar a los denomi -
nados «flujos en bucle». Para lidiar con estos posibles flujos, la GRT polaca solo deja abierta al comercio de 
electricidad una muy pequeña parte de la capacidad total de la interconexión con Alemania.
La única interconexión plenamente operativa que influye en el precio de la electricidad en Polonia es el enla -
ce SwePol  con Suecia (600 MW), que representa aproximadamente el 1,6 % de la capacidad total de produc -
ción eléctrica nacional disponible en Polonia (véase el recuadro 7 ).Recuadro 5
41 En la actualidad, es posible 
efectuar intercambios 
transfronterizos de gas de 
nudo a nudo entre Bélgica, 
Alemania, Francia, Italia, 
Países Bajos, Austria 
y Reino Unido.
36 Observaciones
66 
Es posible que en un Estado miembro 
convivan mecanismos de comercio de 
gas basados en nudos gasísticos y en -
tre empresas. Por ejemplo, en Italia 
existe un nudo gasístico y sus pro -
veedores de gas han firmado cuatro 
contratos distintos entre empresas. Por 
otro lado, Estonia y Letonia disponen 
cada uno de una única fuente de gas 
sujeta a contratos entre empresas que 
determinan el precio aplicado42.
67 
Los nudos gasísticos dependen de la 
existencia de más de una fuente de 
suministro de gas, ya sea a través de 
interconexiones por gasoductos o a 
partir de otras fuentes, como el GNL. El 
desarrollo de un comercio competitivo 
basado en nudos gasísticos en toda la 
UE exigiría importantes inversiones en 
infraestructuras con vistas a facilitar el 
suministro de gas a partir de fuentes 
alternativas. Si se previera recuperar 
estos considerables costes de inversión 
mediante el aumento progresivo de las 
tarifas de red, las ventajas económicas 
de intentar desarrollar el comercio 
basado en nudos gasísticos en toda la 
UE serían escasas, sobre todo tenien -
do en cuenta que los precios medios 
fijados en nudos gasísticos son solo un 
10 % más bajos que los precios medios 
convenidos entre empresas43.
68 
Por otro lado, el comercio competitivo 
basado en nudos gasísticos requiere 
un suministro suficiente de diferentes 
fuentes de gas. Ahora bien, la existen -
cia de varios proveedores de gas de la 
misma fuente nacional, si bien puede 
crear una competencia de márgenes, 
no tiene por qué garantizar beneficios 
en materia de seguridad de abasteci -
miento, ya que la interrupción de dicha 
única fuente nacional podría afectar 
a todas las rutas de suministro que 
parten de ella.42 Algunos países utilizan 
sistemas híbridos. Por 
ejemplo, Polonia regula los 
precios mayoristas 
y minoristas del gas, pero 
vende en una bolsa parte de 
las importaciones 
y determinadas capacidades 
no utilizadas. En el cuarto 
trimestre de 2014, el precio del 
gas en bolsa era de 26,2 euros 
por MW/h, mientras que el 
precio regulado ascendía 
a 36 euros por MW/h. En 2013 
solo se realizó en bolsa el 3 % 
del comercio total de gas.
43 Con arreglo a la información 
facilitada por la ACER, en 2014 
el precio medio en los nudos 
gasísticos de los siete Estados 
miembros que disponían de 
ellos fue 24,8 euros por MW/h, 
mientras que el precio medio 
de importación en los 
contratos entre empresas 
ascendió a 27,0 euros (véase el 
anexo II ). La diferencia entre el 
precio más alto y el más bajo 
osciló entre 22,1 y 32,0 euros 
por MW/h en el caso de los 
contratos entre empresas 
y entre 23,4 y 27,8 euros por 
MW/h en el caso de los nudos 
gasísticos. El cálculo del precio 
medio de los contratos entre 
empresas tiene en cuenta el 
descuento retroactivo del 
21 % obtenido por Lituania 
que se describe en el 
recuadro 6 .
37 Observaciones
69 
Asimismo, es preciso tener todos estos 
aspectos en cuenta en el contexto de 
la considerable inseguridad existente 
en torno a la futura demanda de gas 
en la UE. Tal como muestra el gráfi -
co 4 , dicha demanda descendió un 
14 % entre 2010 y 2013 e incluso las 
propias previsiones de la Comisión su -
gieren que es poco probable que dicha 
demanda aumente, lo que provoca la 
reticencia de los inversores potencia -
les a asumir futuros compromisos de 
inversión.70 
La Comisión no dispone de capacidad 
operativa interna para generar previ -
siones de la demanda de gas en la UE, 
sino que utiliza las proyecciones elabo -
radas por un contratista externo (véase 
el apartado 83). El gráfico 4  revela 
también que la Comisión ha sobres -
timado repetidamente la demanda 
de gas durante el período y necesita 
restablecer la credibilidad de las previ -
siones que utiliza.Gráfico 4Consumo de gas en la Europa de los Veintisiete durante el período 2000-2013 
y previsiones de la Comisión hasta 2030
Consumo interior bruto
millones de toneladas equivalentes de petróleo
Previsión de 2011 Previsión de 2005 
Previsión de 2009 Previsión de 2003 
Previsión de 2013 Previsión de 2007 Consumo real 
2030 2028 2026 2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 2008 2006 2004 2002 2000600
500
400
300
Nota:  Todas las previsiones se refieren al consumo de la Europa de los Veintisiete en intervalos de cinco años (2005, 2010, 2015, etc.). Las últimas 
cifras facilitadas por Eurostat con respecto al consumo real de gas corresponden a 2013.
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo, a partir de los datos de Eurostat y de las previsiones energéticas bienales publicadas por la Comisión entre 
2003 y 2013.
38 Observaciones
71 
Existen formas alternativas de intro -
ducir competencia en los mercados de 
gas que, aun careciendo de un sistema 
de fijación de precios plenamente fun -
cional, competitivo y basado en nudos 
gasísticos, contribuirían a mejorar la 
seguridad del abastecimiento ener -
gético. Este objetivo podría lograrse 
mediante la aportación de una fuente 
alternativa que influya en el precio 
ofertado por el otro proveedor de gas. 
La terminal de GNL en Lituania es un 
ejemplo de cómo podría lograrse este 
efecto en los precios al tiempo que 
se garantiza la disponibilidad de una 
fuente alternativa de abastecimiento 
en caso de interrupción del suministro 
de los gasoductos de la región báltica. 
Véase el  recuadro 6.
«Independence»: la terminal de GNL de Klaipėda (Lituania)
La terminal flotante de GNL «Independence» se instaló en el puerto de Klaipėda en noviembre de 2014. Se 
trata de un buque terminal propiedad de Noruega arrendado por un período de diez años con posterior op -
ción de compra a Lituania. La terminal, con capacidad para suministrar 3 800 millones de m3 de gas al año, ha 
aumentado considerablemente la seguridad del abastecimiento de gas en Lituania, así como la competencia 
entre los proveedores gasísticos en toda la región.
Según la ARN de Lituania, el otro proveedor de gas ofreció al país una reducción del 21 % del precio de im -
portación del gas hasta cerca de 28,6 euros por MW/h tras finalizar las obras principales de la terminal de GNL 
en 2014, incluso antes de que dicha terminal se encontrara plenamente operativa.Recuadro 6
Fotografía  1: Llegada de la terminal flotante de GNL  
«Independence» al puerto de Klaipėda .
© Hoëgh LNG
39 Observaciones
En general, las infraes -
tructuras energéticas 
europeas no están toda -
vía preparadas para la 
plena integración de los 
mercados, por lo que 
actualmente no garanti -
zan de forma eficaz la 
seguridad del abasteci -
miento energético
72 
La adecuación de las infraestructuras 
es tan necesaria para el funcionamien -
to del mercado interior de la energía 
como las estructuras de mercado y una 
regulación eficaz. En esta sección del 
informe:
a) se evalúa si las actuales infraes -
tructuras energéticas de la UE 
están preparadas para el desarrollo 
del mercado interior de la energía;
b) se determina si el desarrollo de in -
fraestructuras se basa en una eva -
luación de necesidades exhaustiva;
c) se analiza cuál sería la cooperación 
necesaria para acometer proyectos 
de infraestructuras.Las infraestructuras existen -
tes en muchos Estados miem -
bros y entre ellos siguen sin 
ser adecuadas para el mer -
cado interior de la energía
Las infraestructuras energéticas 
de un Estado miembro pueden 
influir en los mercados energéti -
cos de otros Estados miembros
73 
Las características de las infraestructu -
ras energéticas de un Estado miembro 
pueden llegar a limitar en la práctica la 
circulación de electricidad y de gas en -
tre países vecinos y otros Estados miem -
bros. En este sentido, se observaron las 
siguientes situaciones en el curso de la 
fiscalización:
a) Insuficiente capacidad de absor -
ción: este problema puede surgir 
cuando la capacidad de las infraes -
tructuras de un Estado miembro 
es insuficiente para permitir la 
importación y exportación entre 
los mercados nacionales vecinos 
debido a la sobrecarga de las redes 
nacionales de transporte, a la falta 
de frecuencia en las redes eléctricas 
o a la falta de presión o de capaci -
dad disponible en las redes gasísti -
cas (véanse los ejemplos expuestos 
en el recuadro 7 ).
Ejemplos de insuficiente capacidad de absorción de las infraestructuras nacionales 
de transporte
La línea de interconexión SwePol entre Polonia y Suecia , con una capacidad instalada de 600 MW y en servicio 
desde el año 2000, no se utiliza a pleno rendimiento a pesar de existir importantes diferencias entre los precios 
mayoristas de la electricidad de los mercados de ambos Estados miembros. Según el GRT de Polonia, las infraes -
tructuras de transporte de electricidad del norte del país no tienen capacidad suficiente para recibir esta cantidad 
de electricidad en el país y distribuirla dentro de la red nacional. A lo largo de 2014, la capacidad ofertada en el 
mercado osciló entre 273 MW y 424 MW, cifras considerablemente inferiores a la capacidad máxima de la línea.
Estonia  dispone de interconexiones gasísticas con terceros países y con Letonia, así como de estaciones de 
bombeo en Letonia que garantizan la presión de su red de gas. En la actualidad se prevé construir un nuevo 
gasoducto submarino entre Estonia y Finlandia, pero para asegurar el flujo de gas en dicho gasoducto será 
necesario aumentar la presión del gas en la red estonia, bien mediante la construcción de una estación de 
bombeo en Estonia, bien mediante la reforma de las estaciones de bombeo letonas.Recuadro 7
40 Observaciones
b) insuficiente capacidad para 
permitir el tránsito de energía : 
algunos Estados miembros se 
han convertido, o se prevé que se 
conviertan, en lo que se denomina 
«corredores de tránsito energéti -
co», situados entre Estados miem -
bros que producen mucha energía 
y podrían exportar gas o electrici -
dad a precios competitivos y Esta -
dos miembros que se beneficiarían 
de este flujo. El tránsito de energía 
a través de un Estado miembro exige que este disponga de más 
capacidad de la necesaria para 
satisfacer la demanda nacional, ya 
que, de no ser así, se corre el riesgo 
de congestión, como ocurre en los 
ejemplos del recuadro 8 . También 
puede darse el problema contrario 
cuando se reservan gasoductos 
para el tránsito de energía en vir -
tud de contratos a largo plazo y no 
pueden utilizarse para satisfacer la 
demanda interna (véase el aparta -
do 111).
Problemas relacionados con el tránsito de energía
Suecia  es un país de tránsito del flujo de electricidad noruego hacia Finlandia, Dinamarca, Alemania y Polo -
nia, y ha invertido en interconexiones que facilitan este flujo. Sin embargo, la congestión interna de Suecia 
no permitía una exportación estable a Dinamarca. Por ello, en 2011, a raíz de una denuncia presentada por 
Dinamarca ante la Comisión Europea, Suecia reorganizó su mercado eléctrico en cuatro zonas comerciales, lo 
que ayudó a identificar las zonas de congestión y, a su vez, condujo al refuerzo de la red.
Francia  tendría que ser un país de tránsito para el flujo de gas entre la península ibérica y el resto de Europa; 
sin embargo, en la actualidad es imposible que esto ocurra debido a las condiciones imperantes en el mer -
cado, la congestión de la red en el sur de Francia y los problemas relacionados con los flujos de gas entre el 
norte y el sur de Francia.
En cuanto al sector de la electricidad, además de la escasa disponibilidad de conexiones físicas entre España 
y Francia, otro obstáculo importante para la integración de España y Portugal en el mercado interior de la 
energía es la necesidad de reforzar las redes eléctricas internas tanto en España como en Francia, ya que, de lo 
contrario, será imposible transportar la electricidad entre la península ibérica y Europa Central.Recuadro 8
41 Observaciones
Aún existen carencias 
en las infraestructuras 
transfronterizas entre Estados 
miembros
74 
A medida que aumenta la demanda de 
comercio de energía entre los Estados 
miembros, se van haciendo evidentes 
los problemas de capacidad de las 
interconexiones transfronterizas. No 
se ha llevado a cabo ningún análisis 
exhaustivo de la situación de las ca -
rencias de las infraestructuras trans -
fronterizas en la UE (véase el aparta -
do 82). Sin embargo, la falta de una 
evaluación estratégica de necesidades 
no ha impedido que se fijen objetivos 
de interconexión eléctrica y gasística 
a escala de la UE.75 
Aunque el Consejo Europeo estableció 
el objetivo de interconexión eléctri -
ca del 10 % 44 en 200245, aún quedan 
Estados miembros que poseen pocas 
o ninguna interconexión eléctrica con 
sus vecinos y, en junio de 2015, doce 
de ellos no alcanzaban el citado obje -
tivo (véase el cuadro 5 ). Como ya se ha 
señalado en el apartado 62, la conse -
cución del objetivo de interconexión 
del 10 % no implica necesariamente el 
logro de la convergencia de precios en 
los mercados eléctricos de los Estados 
miembros vecinos.Cuadro 5Ratios de interconexión eléctrica de los Estados miembros de la UE en 2014
Ratio de interconexión eléctrica superior al 10 % Ratio de interconexión eléctrica inferior al 10 %
Estado miembro Porcentaje (%) Estado miembro Porcentaje (%)
Luxemburgo 245 Irlanda 9
Croacia 69 Italia 7
Eslovenia 65 Portugal 7
Eslovaquia 61 Rumanía 7
Dinamarca 44 Reino Unido 6
Finlandia 30 Estonia 4
Hungría 29 Letonia 4
Austria 29 Lituania 4
Suecia 26 España 3
Países Bajos 17 Polonia 2
Bélgica 17 Chipre 0
República Checa 17 Malta 0
Bulgaria 11
Grecia 11
Alemania 10
Francia 10
Nota:  se considera que los tres países bálticos conforman una región, aunque individualmente también cumplen el objetivo del 10 %.
Fuente:  Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejo sobre «Alcanzar el objetivo de interconexión de electricidad del 10 %: 
Preparación de la red eléctrica europea de 2020».44 La ratio de interconexión se 
calcula mediante la 
comparación de la capacidad 
instalada de producción 
eléctrica respecto de la 
capacidad total de las 
interconexiones eléctricas de 
un Estado miembro. Existen 
diversas interpretaciones 
sobre si la producción 
eléctrica debería calcularse en 
función de la capacidad 
instalada o de la capacidad 
utilizada realmente.
45 Conclusiones de la 
Presidencia: Consejo Europeo 
de Barcelona, 15 y 16 de marzo 
de 2002 (SN 100/2/02 REV 2).
42 Observaciones
76 
Algunos Estados miembros, como Chipre, 
constituyen auténticas islas energéti -
cas en el sector de la electricidad de las 
cuales es muy difícil que partan interco -
nexiones. Algunos Estados miembros 
presentan una baja ratio de interconexión 
debido a que limitan el desarrollo o la 
utilización de este tipo de líneas (véase el 
recuadro 5 ).
77 
La norma N-1 para el gas46, introducida 
en 2010 por el Reglamento relativo a la 
seguridad del suministro de gas, trata de 
garantizar la disponibilidad de proveedo -
res alternativos de gas en cada mercado. 
Esta norma debía haberse cumplido en 
diciembre de 2014. A fin de determinar si 
un determinado Estado miembro había 
cumplido dicha norma se llevó a cabo un 
cálculo comparativo de la importancia del 
mayor punto de entrada de gas respecto 
de la importancia de todos los demás pun -
tos de entrada a dicho Estado miembro 
juntos. Es posible que se cumpla la norma 
N-1 a escala regional si los Estados miem -
bros interesados realizan una evaluación 
conjunta del riesgo y elaboran un plan 
de acción preventivo o de emergencia 
conjunto. Según la Comisión, en virtud 
de los datos facilitados por los Estados 
miembros, seis de los veintiséis que tienen 
puntos de entrada de gas no cumplían la 
norma N-1 en diciembre de 201447.
78 
Con objeto de cumplir la norma N-1, se ha 
instalado la capacidad de flujo en sentido 
inverso en algunos gasoductos existentes. 
De los seis Estados miembros incluidos en 
la fiscalización, cuatro48 han introducido la 
capacidad de flujo en sentido inverso en 
una o más interconexiones gasísticas con 
el fin de permitir el flujo de gas en ambas 
direcciones. Sin embargo, estas capaci -
dades de flujo en sentido inverso no han 
influido apenas en el funcionamiento 
de los mercados de gas, ya que han sido 
concebidas principalmente para su uso en 
caso de interrupción del suministro.79 
Al igual que el objetivo del 10 % en el 
sector de la electricidad, la norma N-1 
resulta de escasa utilidad a efectos de 
analizar las necesidades de las infraestruc -
turas gasísticas, dado que si el punto de 
entrada alternativo suministra gas a partir 
de la misma fuente nacional que utiliza el 
mayor punto de entrada, no aumentará 
necesariamente la competencia y tendrá 
escasa repercusión en la seguridad del 
abastecimiento energético. Por ejemplo, 
aunque Finlandia y Letonia disponen de 
varios puntos de entrada, en realidad 
siguen dependiendo de un único provee -
dor de gas, puesto que todo el gas que 
entra a través de dichos puntos procede 
de la misma fuente nacional.
80 
Habida cuenta de que la construcción de 
infraestructuras gasísticas suele suponer 
una importante inversión, no siempre 
existen sólidos argumentos económicos 
que justifiquen la construcción de interco -
nexiones mediante gasoductos con varios 
proveedores (véanse también los apar -
tados 67 y 69). En este contexto, algunos 
Estados miembros están llevando a cabo 
un examen comparativo de las ventajas 
de distintos planteamientos de desarrollo 
de sus mercados de gas, como la instala -
ción de terminales de GNL. Lituania (véase 
el recuadro 6 ), Polonia, Estonia, Finlandia, 
Suecia y Croacia, entre otros, han previsto 
o concluido proyectos de terminales de 
GNL.
81 
No obstante, algunos Estados miembros 
siguen estudiando la posibilidad de in -
troducir ambiciosos cambios en sus redes 
de gas, como la construcción de nuevas 
infraestructuras con vistas a crear nudos 
gasísticos. Por ejemplo, pese a la reduc -
ción del consumo nacional de gas49, Bul -
garia y Polonia se están preparando para 
crear sus respectivos nudos gasísticos.46 El criterio N-1 se introdujo con 
el Reglamento (UE) 
nº 944/2010, de 20 de octubre 
de 2010, sobre medidas para 
garantizar la seguridad del 
suministro de gas. Esta norma, 
basada en el ejemplo del 
sector de la electricidad, 
obliga a los Estados miembros 
que dependen de un único 
gasoducto de importación, de 
una instalación de 
almacenamiento subterráneo 
o de otro tipo de 
infraestructuras básicas, a que 
se aseguren de que se pueda 
satisfacer la demanda en los 
días de frío extremo aunque 
se produzca una avería en la 
principal infraestructura de 
importación.
47 Documento de trabajo de los 
servicios de la Comisión 
SWD(2014) 325 final, de 16 de 
octubre de 2014, titulado 
«Report on the 
implementation of Regulation 
(EU) 994/2010 and its 
contribution to solidarity and 
preparedness for gas 
disruptions in the EU» [Informe 
sobre la aplicación del 
Reglamento (UE) nº 994/2010 
y su contribución a la 
solidaridad y preparación ante 
posibles perturbaciones en el 
suministro de gas en la UE]. 
Estos ocho Estados miembros 
fueron: Suecia, Lituania, 
Bulgaria, Grecia, Eslovenia 
y Luxemburgo. A tres de ellos, 
Luxemburgo, Eslovenia 
y Suecia, se les ha concedido 
una excepción de 
conformidad con el artículo 6, 
apartado 10, del Reglamento,
48 Con la excepción de Estonia 
y Suecia.
49 Según el Instituto Nacional de 
Estadística de Bulgaria, el 
consumo de gas disminuyó 
de 3 218 millones de m3 
en 2011 a 2 840 millones de m3 
en 2014.
43 Observaciones
No se ha llevado a cabo nin -
guna evaluación general de 
necesidades a escala de la UE 
que sirva de base para la prio -
rización de las inversiones en 
infraestructuras energéticas 
dentro de la Unión
Todavía no se ha establecido una 
evaluación exhaustiva de necesi -
dades de infraestructuras a esca -
la de la UE
82 
Es preciso llevar a cabo una evalua -
ción exhaustiva de las necesidades de 
infraestructuras a escala de la UE que 
sirva de base para las decisiones de 
desarrollo del mercado interior de la 
energía y mejora de la seguridad del 
abastecimiento energético, así como 
otros compromisos políticos de la UE en 
los que el sector energético desempeña 
un papel importante, es especial los 
relacionados con la acción por el clima. 
Por otra parte, habida cuenta de las 
importantes necesidades de inversión 
en infraestructuras energéticas en toda 
la UE, dicha evaluación constituye asi -
mismo un instrumento esencial para la 
toma de decisiones bien fundadas sobre 
la asignación de los limitados fondos 
de la UE y demás recursos disponibles. 
La Comisión no ha elaborado un plan 
exhaustivo que permita integrar las 
aportaciones políticas a escala de la UE 
en un plan de desarrollo de las infraes -
tructuras de transporte a largo plazo.
83 
Una aportación indispensable para 
orientar dicha evaluación exhaustiva 
sería un sofisticado modelo de desarro -
llo de mercado capaz de trazar predic -
ciones de necesidades de infraestruc -
turas en diversos supuestos políticos 
y de mercado y que incluya un amplio 
abanico de supuestos de demanda 
(véase el apartado 70). En la actualidad, 
la Comisión no dispone de un instru -
mento de modelización interno, ni tiene acceso a uno en la ACER. Hasta la fecha, 
la Comisión ha utilizado la modelización 
de los mercados energéticos de un con -
tratista externo, mientras que la ACER se 
basa en la modelización de la REGRT-E 
y la REGRT-G.
84 
La falta de este tipo de evaluación de 
necesidades como base para destinar 
los fondos de la UE podría dar lugar 
a la financiación de proyectos en la UE 
que son innecesarios para satisfacer la 
demanda energética prevista o que pre -
sentan escaso potencial de beneficios 
en materia de seguridad del abasteci -
miento energético. Por ejemplo, aunque 
la terminal de GNL de Klaipėda (véase el 
recuadro 6 ) posee suficiente capacidad 
para satisfacer la decreciente demanda 
de gas de los tres países bálticos50, el 
plan BEMIP51 incluye un proyecto de 
construcción de una nueva terminal 
regional de GNL en la zona de la costa 
oriental del mar Báltico, posiblemente 
en Finlandia o Estonia (véase el recua -
dro 9 ), que figura asimismo en la lista 
de proyectos de interés común (véase el 
recuadro 12 ).
Los instrumentos de planifica -
ción utilizados para orientar 
la planificación de inversiones 
presentan limitaciones
85 
A falta de una evaluación exhausti -
va, la Comisión se ha basado en una 
serie de instrumentos más específicos 
de planificación de infraestructuras, 
a saber:
 ο las listas de proyectos de interés 
común (en lo sucesivo, «PIC») 
(véase el análisis expuesto en el 
apartado 103); y
 ο los planes decenales de desarrollo 
de la red (en lo sucesivo, «PDDR»).50 Con arreglo a las estadísticas 
de Eurostat, la demanda total 
de gas natural de Estonia, 
Letonia y Lituania ha 
disminuido de 5 600 millones 
de m3 anuales en 2010 
a 4 600 en 2014.
51 El acuerdo alcanzado en 
noviembre de 2014 entre los 
primeros ministros de 
Finlandia y de Estonia prevé la 
construcción de una terminal 
regional de GNL de mayor 
tamaño para Finlandia y una 
de menor tamaño para uso 
local en Estonia. Si el proyecto 
finlandés no avanza según el 
calendario, Estonia tendrá la 
posibilidad de construir la 
terminal regional.
44 Observaciones
86 
Si bien los PDDR proporcionan una 
descripción general de las inversiones 
previstas por los GRT nacionales de 
electricidad y de gas, no ofrecen una 
visión completa de las inversiones con 
respecto a las necesidades de desa -
rrollo del mercado y de las políticas 
a escala de la UE, ya que:
 ο no se basan en una evaluación ge -
neral de la UE que tenga en cuenta 
una serie de objetivos estratégicos 
de la UE;
 ο no tienen debidamente en cuenta 
las futuras inversiones en infraes -
tructuras previstas por entidades 
privadas ni la futura producción 
energética;
 ο los reguladores nacionales no 
desempeñan un papel importante 
en la evaluación de las propuestas 
de PDDR;
 ο no siempre son coherentes con 
los planes nacionales de inversión 
en infraestructuras energéticas; la 
ACER ha identificado 51 proyectos 
nacionales en el PDDR de 2012 de 
la REGRT-E que no se encontraban 
incluidos en los planes nacionales 
de desarrollo52.
87 
La Comisión reconoce que las comu -
nicaciones que recibe de los Estados 
miembros acerca de la capacidad de 
transporte de electricidad existente 
y prevista a menudo no concuerdan 
con los PDDR, por lo que no se en -
cuentra en disposición de extraer unas 
conclusiones definitivas ni de proce -
der a una evaluación adecuada de las 
futuras divergencias entre las infraes -
tructuras energéticas y su potencial 
para satisfacer la demanda53. La ACER, 
que controla la ejecución de los PDDR, 
también ha manifestado preocupación 
por una serie de aspectos prácticos 
relacionados con dichos planes54.El desarrollo de 
infraestructuras 
transfronterizas exige la 
cooperación entre Estados 
miembros vecinos
88 
Una cooperación regional eficaz y una 
percepción mutua de las necesidades 
de desarrollo constituyen condiciones 
indispensables para la realización de 
cualquier proyecto de infraestructuras 
transfronterizas. Sin embargo, en la 
práctica, las iniciativas de proyectos 
transfronterizos pueden enfrentarse 
a diversos retos, tales como la ausencia 
de percepción de la necesidad de los 
proyectos por una o ambas partes o la 
existencia de dificultades para obtener 
todas las autorizaciones urbanísticas 
necesarias, financiar de forma equi -
tativa los proyectos de infraestruc -
turas energéticas y distribuir los con 
frecuencia elevados costes entre las 
partes. No obstante, existen algunos 
ejemplos de cooperación eficaz en la 
UE que han sentado las bases para el 
desarrollo de mercados e infraestruc -
turas comunes.
El surgimiento de la 
cooperación regional en el 
ámbito de la energía
89 
La cooperación regional entre dos 
o más Estados miembros en el ámbito 
de la energía es el fruto de iniciativas 
políticas o técnicas.52 Dictamen nº 8/2014 de la 
ACER.
53 Documento de trabajo de los 
servicios de la Comisión 
«Investment Projects in Energy 
Infrastructure» [Proyectos de 
inversión en infraestructuras 
energéticas] que acompaña al 
documento «Comunicación 
de la Comisión al Parlamento 
Europeo, al Consejo, al Comité 
Económico y Social Europeo 
y al Comité de las Regiones 
“Pasos adelante en la 
realización del mercado 
interior de la energía“» 
[SWD(2014) 313 final de 
13.10.2014, p. 4].
54 En su Dictamen nº 16/2014, la 
ACER manifestó preocupación 
acerca de los PDDR, sobre 
todo con respecto a la escasa 
disponibilidad de datos, a la 
presentación de las 
capacidades de transporte de 
la red, al empleo del análisis de 
coste-beneficio de todas las 
inversiones en transporte de 
energía y a la falta de claridad 
suficiente en algunas 
descripciones de inversiones.
45 Observaciones
90 
Entre las  iniciativas políticas , ac-
tualmente cabe destacar el plan de 
interconexión del mercado báltico de 
la energía («BEMIP», por sus siglas en 
inglés) (véase el recuadro 9 ). También 
está surgiendo otra iniciativa regional 
en la forma de un Foro de la Energía de 
Europa Central y Sudoriental. Además, 
se han emprendido compromisos polí -
ticos conjuntos en favor del desarrollo 
de infraestructuras, como la Declara -
ción de Madrid55, e iniciativas de coo -
peración regional, como el Coreso56, 
y se han creado grupos sobre segu -
ridad del abastecimiento energético, 
como el Grupo de Coordinación del 
Gas de Finlandia y los países bálticos. 
Estas agrupaciones, en cuya creación 
participa a menudo la Comisión, sue -
len formalizarse mediante acuerdos 
de alto nivel político entre Estados 
miembros y en ocasiones se amplían 
a acuerdos específicos sobre proyec -
tos, como la recientemente inaugurada 
interconexión eléctrica entre España 
y Francia (véanse el recuadro 10  y el 
apartado 93).91 
Las iniciativas de cooperación técnica  
son principalmente las emprendidas 
en el marco del CEER57 y de la ACER, 
como los grupos de trabajo sobre 
el desarrollo de los códigos de red 
(véase también el anexo III ). Estas 
agrupaciones también pueden dar 
lugar a la creación de nuevas formas 
de cooperación regional, como las 
iniciativas de coordinación regional de 
la seguridad58.
¿Qué es el plan de interconexión del mercado báltico de la energía (BEMIP)?
El plan de interconexión del mercado báltico de la energía («BEMIP», por sus siglas en inglés)  fue apro -
bado por los jefes de Estado de Lituania, Polonia, Letonia, Dinamarca, Estonia, Suecia, Finlandia y Alemania 
y por el presidente de la Comisión Europea el 17 de junio de 2009.
El objetivo del BEMIP es integrar a Estonia, Letonia y Lituania en los mercados europeos de la energía con 
vistas a poner fin a su condición de islas energéticas y liberalizar sus mercados energéticos con objeto de 
prepararlos para su integración en la bolsa común de la electricidad. El plan incluye asimismo una serie de 
proyectos de infraestructuras que abarcan desde parques eólicos en la costa danesa del mar del Norte hasta 
el desarrollo de la red gasística en Estonia. La línea de interconexión eléctrica EstLink2 entre Estonia y Finlan -
dia, incluida en el BEMIP , se ha construido con el apoyo financiero de la UE y ya ha tenido repercusión en el 
mercado estonio de la electricidad (véase el recuadro 13 ).
El BEMIP continúa en proceso de ejecución. Por ejemplo, los precios minoristas del gas y la electricidad siguen 
estando regulados en Lituania y algunos proyectos de infraestructuras no se han llevado a cabo, como la ter -
minal regional báltica de GNL que se prevé construir en Finlandia o Estonia.Recuadro 955 Declaración conjunta firmada 
el 4 de marzo de 2015 por el 
presidente de la Comisión 
Europea, Jean-Claude Juncker; 
el presidente de Francia, 
François Hollande; el 
presidente del Gobierno de 
España, Mariano Rajoy; y el 
primer ministro de Portugal, 
Pedro Passos Coelho, para 
acordar las vías que permitan 
fortalecer las conexiones de la 
península ibérica con el resto 
del mercado energético 
de la UE.
56 El Coreso (siglas en inglés de 
«Coordinación de Gestores de 
Redes Eléctricas») es el primer 
centro de coordinación técnica 
regional del sector de 
electricidad que reúne a varios 
GRT de Francia, Bélgica, 
Alemania, Italia y Reino Unido.
57 El CEER (sigla en inglés del 
Consejo de Reguladores 
Europeos de la Energía) es una 
ONG con sede en Bruselas que 
trata de representar el interés 
de las ARN en el proceso de 
desarrollo del mercado interior 
de la energía.
58 La participación de organiza -
ciones de los Estados 
miembros en las iniciativas de 
coordinación regional varía en 
gran medida. Por ejemplo, la 
ARN sueca participó en todas 
las iniciativas de adopción 
temprana y en todos los grupos 
de trabajo de la ACER. 
Asimismo, el GRT sueco del 
sector de electricidad 
interviene en una serie de 
46 Observaciones
92 
La Comisión promueve la cooperación 
en materia de infraestructuras entre 
los Estados miembros y se esfuerza por 
aplicar lo que ella considera buenas 
prácticas del BEMIP a otras regiones, 
como Europa central y sudoriental 
y la península ibérica, donde reciente -
mente se ha declarado y acordado al 
más alto nivel político la cooperación 
energética entre Francia, Portugal 
y España.
93 
Además, en el período 2007-2013 
la Comisión designó cuatro coordi -
nadores con objeto de facilitar los 
acuerdos entre Estados miembros 
para construir elementos específicos 
de infraestructura transfronteriza59. 
En su labor orientada a la mejora de la 
interconexión energética entre Francia 
y España, el coordinador competente 
interactuó con políticos y partes inte -
resadas nacionales y locales e identifi -
có la necesidad de soluciones técnicas, 
lo que contribuyó a la definición de 
un proyecto de interconexión eléctri -
ca cuya realización posterior se llevó 
a cabo con el apoyo financiero de la 
UE60 (véase el recuadro 10 ).La distribución transfronteriza 
de los costes es un proceso 
complejo
94 
Los proyectos energéticos transfron -
terizos comportan la construcción de 
infraestructuras en un mínimo de dos 
Estados miembros. La distribución de 
los costes que conlleva la construcción 
de tales proyectos es un proceso com -
plejo, ya que los Estados miembros in -
teresados tratan de garantizar que los 
costes asumidos sean proporcionales 
a los futuros beneficios que se prevé 
obtener. El proceso se complica espe -
cialmente en el caso de los proyectos 
que cuentan con la participación de 
más de dos Estados miembros o cuan -
do no queda claro quién obtendrá los 
futuros beneficios previstos y de qué 
forma.iniciativas de cooperación 
regional y participa en los 
grupos de aplicación temprana 
de los códigos de red. En 
cambio, en el momento de la 
fiscalización, ninguno de los 
dos GRT búlgaros había 
participado en ninguno de los 
grupos de cooperación 
regional ni de aplicación 
temprana.
59 Los otros proyectos para los 
que se designaron 
coordinadores fueron: el 
enlace Polonia-Lituania, el 
gasoducto Nabucco y la 
conexión de la energía eólica 
marina de Dinamarca, 
Alemania y Polonia.
60 Informe del coordinador 
europeo Mario Monti: 
Proyecto de interés europeo 
EL3 «Interconexión eléctrica 
Francia — España», Bruselas, 
septiembre de 2008.
47 Observaciones
El proyecto de interconexión eléctrica Francia — España
El proyecto de interconexión eléctrica Francia — España  consistió en la construcción de una conexión de 
corriente continua de alta tensión de 2 000 MW entre los citados países. La línea de 64,5 km incluye 33,5 km 
en Francia, 31 km en España y atraviesa los Pirineos por un túnel de 8,5 km.
La necesidad de esta interconexión se identificó en 1978 y los estudios técnicos se llevaron a cabo entre 1998 
y 2006. Gracias a la intervención del coordinador europeo entre 2007 y 2008, en junio de 2008 los Gobiernos 
francés y español firmaron un acuerdo por el que se decidía el diseño del proyecto. Los costes del proyecto se 
distribuyeron de forma equitativa entre ambos países, con una aportación de la UE. La construcción comenzó 
en septiembre de 2011 y la parte técnica finalizó en diciembre de 2014. La línea de interconexión debía entrar 
en servicio en junio de 2015, pero a fecha de 30 de junio de 2015 aún no lo había hecho.
El coste total del proyecto ha sido de 721 millones de euros, 225 de los cuales fueron aportados por el PEER. 
El soterramiento de la línea a través de los Pirineos decuplicó el coste con respecto a lo que habría supuesto 
un cable en superficie, pero se consideró que era necesario debido, en gran medida, a una serie de aspectos 
medioambientales específicos y se definió como una solución excepcional para afrontar los problemas excep -
cionales que presentaba el emplazamiento. El enlace ha duplicado la ratio española de interconexión eléctrica 
de un 3 % a un 6 % y ha incrementado la francesa de un 10 % a un 11 %.Recuadro 10
Fotografía  2: Sección de la línea de interconexión de corriente continua 
de alta tensión instalada en el túnel de los Pirineos .
© RTE, Philippe Grollier
48 Observaciones
95 
La distribución transfronteriza de los 
costes resulta pertinente en el con -
texto de la asignación de fondos de la 
UE con cargo al Mecanismo «Conectar 
Europa». El Reglamento RTE-E dispone 
que la toma de decisiones sobre la dis -
tribución transfronteriza de los costes 
corresponde a las ARN de los Estados 
miembros interesados. Si los promo -
tores de los proyectos de los Estados 
miembros desean solicitar financiación 
con cargo al MCE, pero las ARN no 
consiguen ponerse de acuerdo dentro 
de un plazo de seis meses, pueden 
remitir el asunto a la ACER con objeto 
de obtener una decisión que zanje el 
asunto (véase el ejemplo expuesto en 
el recuadro 1 1 ). Este procedimiento 
presenta los siguientes inconvenientes:
a) tratar de alcanzar un acuerdo entre 
las ARN y obtener posteriormente 
una decisión de la ACER requiere 
mucho tiempo, en algunos casos 
hasta un año;
b) hay partes que critican la metodo -
logía empleada.La obtención de autorizaciones 
puede resultar problemática 
y provocar retrasos
96 
A menudo, los proyectos transfronte -
rizos son objeto de oposición local, ya 
que pueden dar la impresión de que 
causan trastornos y reportan pocos 
o ningún beneficio a escala local. En 
este contexto, el proceso para obtener 
las autorizaciones urbanísticas loca -
les suele ser largo y complejo y fue 
señalado por los GRT y los reguladores 
consultados en la fiscalización como 
una importante causa de los retrasos 
que sufre la ejecución de los proyec -
tos de infraestructuras. La Comisión 
informa de que los retrasos resultantes 
impedirán la realización de aproxima -
damente el 50 % de las inversiones en 
electricidad comercialmente viables en 
el año 202061.
Distribución de los costes del proyecto de interconexión transfronteriza LitPol
El proyecto LitPol consiste en la construcción de una línea de interconexión eléctrica entre Polonia y Lituania 
con el fin de reducir el aislamiento de los tres países bálticos respecto del mercado energético de la UE. Para 
las obras del proyecto en el territorio de Lituania, la ARN lituana reclamó a Suecia una contribución de 47 mi -
llones de euros aduciendo los presuntos beneficios que el proyecto iba a reportar a dicho país. Ni la ARN ni 
el GRT suecos estaban de acuerdo con la contribución reclamada por la ARN lituana y presentaron sus alega -
ciones ante la ACER cuando se solicitó a dicha agencia que resolviera el asunto. La ACER dio la razón a Suecia 
al fallar que, a efectos de la financiación con cargo al MCE, Lituania era el único país beneficiario del proyecto 
y que Suecia no tenía que aportar ninguna contribución al mismo. Posteriormente, esta decisión permitió 
a Lituania solicitar financiación con cargo al MCE (véase el cuadro 6 ). El proceso decisorio tardó casi un año en 
finalizar.Recuadro 1161 COM(2010) 677 final.
49 Observaciones
97 
El Reglamento de 2013 sobre la RTE-E 
trató de abordar estos problemas 
mediante:
a) La fijación de un plazo general de 
tres años y medio para los procedi -
mientos de autorización.
b) La obligación de los Estados miem -
bros de racionalizar sus procedi -
mientos de evaluación ambiental.
c) La obligación de los Estados miem -
bros de fusionar las competencias 
de concesión de autorizaciones 
o su coordinación en una única 
autoridad («ventanilla única») para 
noviembre de 2013. A fecha de 
junio de 2015, todos los Estados 
miembros habían creado venta -
nillas únicas y todos salvo uno 
habían publicado manuales sobre 
la concesión de autorizaciones62. 
No obstante, las ventanillas únicas 
son aún iniciativas recientes y es 
demasiado pronto para evaluar su 
eficacia.
98 
El coordinador europeo que se ocupó 
de la interconexión Francia-España 
(véase el recuadro 10 ) observó que la 
mejor forma de abordar la oposición 
de las comunidades locales a los pro -
yectos de infraestructuras es asegurar 
una comunicación directa a escala 
local que señale los beneficios del 
aumento de las interconexiones, espe -
cialmente para los consumidores. En 
general, una mejor información de los 
consumidores sobre el funcionamiento 
de los mercados energéticos podría 
conducir también a unos hábitos de 
consumo inteligentes, así como a una 
mayor aceptación de este tipo de pro -
yectos de interconexión.El apoyo financiero con 
cargo al presupuesto de la 
UE a las infraestructuras 
energéticas ha contri -
buido solo en escasa 
medida al mercado inte -
rior de la energía y a la 
seguridad del abasteci -
miento energético
99 
La UE destinó 3 700 millones de euros 
a inversiones en infraestructuras 
energéticas a través de diversos instru -
mentos durante el período 2007-2013 
y prevé aportar otros 7 350 millones 
durante el período 2014-202063. Pese 
al considerable importe de los fondos 
asignados, estos solo cubren aproxi -
madamente el 5 % del coste estimado 
de las necesidades de inversión en 
infraestructuras identificadas en los 
PDDR en los sectores de electricidad 
y gas. Por tanto, es preciso utilizar 
estratégicamente los fondos de la UE 
disponibles y destinarlos a los proyec -
tos más importantes con arreglo a una 
evaluación de necesidades estratégica 
(véase el apartado 83).62 Según la información 
facilitada por los Estados 
miembros a la Comisión.
63 Esta cifra excluye toda posible 
financiación futura de 
infraestructuras energéticas 
con cargo al Fondo Europeo 
para Inversiones Estratégicas, 
que contempla garantías 
cubiertas por el presupuesto 
de la UE por valor de 
16 000 millones de euros.
50 Observaciones
La UE dispone de diversos 
instrumentos de financiación 
para apoyar proyectos de 
infraestructuras energéticas, 
pero ninguno de ellos se 
centra especialmente en 
el mercado interior de la 
energía
La insuficiente priorización 
de proyectos ha reducido la 
eficacia de la financiación de 
infraestructuras energéticas 
por parte de la UE
100  
Dada la escasez de los recursos de la 
UE para la financiación de infraestruc -
turas energéticas, es importante dispo -
ner de algunos medios para determi -
nar los proyectos prioritarios. Aunque 
no se ha llevado a cabo una evaluación 
de necesidades a escala de la UE, la 
Comisión ha utilizado diversas listas de 
proyectos específicos para determinar 
las inversiones prioritarias con cargo al 
presupuesto de la UE e identificar los 
proyectos financiables:
 ο la lista de PIC en el marco de los 
reglamentos de la RTE-E;
 ο la lista de PIC críticos presentada 
en el contexto de la Estrategia Eu -
ropea de la Seguridad Energética 
de 2014; ο la lista de proyectos que pueden 
solicitar una ayuda en el marco del 
Programa Energético Europeo para 
la Recuperación (PEER);
 ο la lista de proyectos que pueden 
solicitar una ayuda con cargo al 
Fondo Europeo para Inversiones 
Estratégicas.
101  
La lista de PIC en el marco del Regla -
mento de la RTE-E se ha confeccionado 
en dos fases:
a) La lista de PIC original se elaboró 
en 2006 e incluía 550 proyectos 
de interés europeo en todos los 
entonces Estados miembros, pero 
no aclaraba qué proyectos de -
bían recibir financiación de la UE 
con carácter prioritario (véase el 
recuadro 12 ).
¿Cómo puede un proyecto de infraestructura eléctrica obtener la consideración 
de PIC?
El concepto de PIC ha existido desde los inicios del programa de redes transeuropeas. Los PIC deberían poder 
disfrutar de unos procedimientos de concesión de autorizaciones acelerados y racionalizados y de un mejor 
tratamiento normativo.
En virtud del Reglamento vigente sobre la RTE-E, los PIC deben identificarse dentro de los «corredores priori -
tarios». El proceso de selección de los proyectos que se incluirán en la lista de PIC se basa en los PDDR elabo -
rados por la REGRT-G y la REGRT-E. Para que un proyecto pueda ser incluido en la lista, ha de tener efectos 
positivos importantes para un mínimo de dos Estados miembros, contribuir a la integración del mercado y al 
incremento de la competencia, mejorar la seguridad del abastecimiento y reducir las emisiones de CO2.Recuadro 12
51 Observaciones
b) El Reglamento de 2013 sobre 
la RTE-E64 establecía un marco 
de priorización de inversiones 
en infraestructuras energéticas 
mediante la identificación de doce 
corredores prioritarios65, así como 
proporcionaba orientaciones para 
la identificación y ejecución de los 
PIC. La lista de PIC elaborada con 
arreglo a este Reglamento incluía 
248 proyectos, de los cuales 132 se 
referían a infraestructuras eléctri -
cas y 107 a infraestructuras gasísti -
cas66. A pesar de que esta segunda 
lista de PIC incluye menos proyec -
tos que la de 2006, de conformi -
dad con el artículo 4, apartado 4 
del reglamento RTE-E, la Comisión 
no está facultada para ordenar los 
proyectos dentro de cada corredor 
prioritario.
c) La lista de PIC se actualiza cada 
dos años y la próxima actualiza -
ción está prevista para noviembre 
de 2015.
102  
En 2014 se confeccionó una lista subsi -
guiente de 33 proyectos identificados 
como «PIC críticos» en el marco de la 
Estrategia Europea de la Seguridad 
Energética67. El coste de estos 33 pro -
yectos, de los cuales 27 se referían al 
gas y solo 6 a la electricidad, se calculó 
en torno a 17 000 millones de euros. 
La Comisión consideraba que estos 
proyectos resultaban fundamentales 
para mejorar la seguridad del abasteci -
miento y la conexión de los mercados 
energéticos a corto y medio plazo.103  
Todas estas listas se han elaborado 
sin que haya mediado una evaluación 
clara, subyacente y analítica para 
determinar los proyectos que se deben 
priorizar para que la UE pueda alcan -
zar sus objetivos de política energé -
tica (véase el apartado 82). Basar las 
decisiones de financiación de la UE 
en dichas listas conlleva una serie de 
riesgos que la Comisión debería tener 
presentes si pretende seguir utilizán -
dolas como instrumento para definir 
las prioridades de inversión:
a) Las listas pueden llegar a incluir 
tantos proyectos que se pierde en 
gran parte la idea de que deberían 
representar los proyectos priori -
tarios, y para ello centrarse en el 
reducido número de proyectos 
que abordan las necesidades más 
acuciantes de la UE. Por ejemplo, 
la lista inicial de PIC en la RTE-E 
incluía 550 proyectos y, tras ser 
racionalizada en 2006, aún com -
prendía 248 proyectos.
b) Habida cuenta de que su confec -
ción se basa en propuestas de 
los Estados miembros en lugar 
de abordar de forma manifiesta 
las necesidades a escala de la UE, 
es posible que, en la práctica, las 
listas sean solo una amalgama 
de proyectos cuyos promotores 
de los Estados miembros desean 
financiar por razones de carácter 
nacional.
c) Algunos de los proyectos inclui -
dos en dichas listas podrían estar 
en curso o haber concluido ya 
con financiación de otras fuentes 
nacionales o privadas68.64 Reglamento (UE) nº 347/2013.
65 Las prioridades de la 
infraestructura energética 
a partir de 2020, 2011, p. 14. 
Electricidad: la red marítima 
en los mares septentrionales, 
las interconexiones norte-sur 
en Europa occidental, las 
interconexiones norte-sur en 
Europa centro-oriental 
y sudoriental, la finalización 
del BEMIP, el despliegue de las 
redes eléctricas inteligentes, la 
preparación de la redes a largo 
plazo y las autopistas 
eléctricas europeas. Gas: las 
interconexiones gasísticas 
norte-sur en Europa 
occidental, las interconexiones 
gasísticas norte-sur en Europa 
centro-oriental y sudoriental, 
el corredor meridional y la 
finalización del BEMIP .
66 Los nueve restantes 
comprendían siete proyectos 
sobre el petróleo y dos 
proyectos sobre las redes 
inteligentes.
67 COM(2014) 330 final, p. 10.
68 En octubre de 2014 finalizó la 
instalación de la línea eléctrica 
de 400 kV Bescanó-Santa 
Llogaia en España, proyecto 
que contribuyó al avance de la 
nueva interconexión eléctrica 
entre Francia y España y que 
sigue incluido en la lista de PIC 
y del FEIE.
52 Observaciones
El PEER, el MCE y los Fondos 
EIE no han sido concebidos 
especialmente para consolidar 
el mercado interior de la 
energía
104  
El objetivo inicial del  programa  PEER 
en lo referente a la energía  era fi -
nanciar proyectos maduros de infraes -
tructuras energéticas que pudieran 
estimular el crecimiento económico 
a corto plazo, por lo que el desarrollo 
del mercado interior de la energía y la 
mejora de los beneficios en materia de 
seguridad del abastecimiento energé -
tico no eran sus objetivos primordiales. 
Todos los Estados miembros recibieron 
parte de financiación para proyectos 
de infraestructuras energéticas. En 
general, el programa no ha logrado su 
objetivo inicial de generar crecimiento 
económico en un breve plazo porque: 
a) Algunos de los proyectos financia -
dos carecían de madurez suficien -
te. Se han cancelado proyectos 
por valor de 422 millones de euros, 
o el 18,6 % del total de las subven -
ciones otorgadas en el marco del 
PEER, como el gasoducto Nabucco, 
la interconexión gasística ITGI-Po -
seidón, los gasoductos GALSI y los 
proyectos rumanos de flujo de gas 
en sentido inverso.
b) A consecuencia de los importantes 
retrasos sufridos en la ejecución 
de los proyectos, a 28 de febrero 
de 2015 solo se habían desembol -
sado 1 100 millones de euros en el 
marco del PEER, cifra equivalente 
al 48 % de los importes inicialmen -
te asignados.105  
El objetivo del Mecanismo «Conec -
tar Europa»  (MCE) en el ámbito de la 
energía es apoyar la ejecución de los 
PIC. Solo pueden recibir financiación 
del MCE los PIC que sean comercial -
mente inviables dentro del marco 
reglamentario vigente y que se com -
plementen con la distribución trans -
fronteriza de los costes. El MCE otorga 
mediante convocatorias de propuestas 
subvenciones y otros tipos de instru -
mentos financieros para la realización 
de las obras y los estudios técnicos 
necesarios.
106  
Algunos aspectos del diseño del MCE 
limitan su potencial para contribuir al 
desarrollo del mercado interior de la 
energía:
a) la Comisión solo puede financiar 
proyectos presentados en las con -
vocatorias de propuestas, por lo 
que sus posibilidades de abordar 
PIC específicos son muy limitadas;
b) puesto que la madurez constituye 
un importante criterio de adjudi -
cación de subvenciones, es más 
probable que se financien las ac -
ciones más maduras, aunque esto 
no significa que sean los que más 
pueden repercutir en el desarrollo 
del mercado interior de la energía;
c) dado que el grado de implantación 
del mercado interior de la energía 
en los Estados miembros no es uno 
de los criterios de selección de los 
proyectos, la Comisión dispone de 
escaso margen para utilizar el MCE 
para incentivar la introducción de 
reformas relacionadas con el mer -
cado interior de la energía.
53 Observaciones
107  
Entre 2007 y 2013 se destinaron cerca 
de 1 300 millones de euros de los 
Fondos Estructurales y de Inversión 
Europeos  (en lo sucesivo, «Fondos 
EIE») a la financiación de infraestruc -
turas de electricidad y gas. A lo largo 
del período 2014-2020, esta cifra 
debería alcanzar aproximadamente los 
2 000 millones de euros. De los once 
Estados miembros que obtuvieron 
financiación entre 2007 y 2013, Polonia 
fue el mayor beneficiario con el 63 % 
del total de los recursos de los Fon -
dos EIE destinados a infraestructuras 
energéticas.
108  
La mayoría de estos recursos se han 
utilizado para instalar interconexiones 
a escala regional y para reformar las 
infraestructuras energéticas existen -
tes dentro de determinados Estados 
miembros. También se han empleado 
recursos para construir interconexio -
nes transfronterizas, terminales de GNL 
e instalaciones de almacenamiento de 
gas. Asimismo, entre 2014 y 2020 seis 
Estados miembros —Bulgaria, Repú -
blica Checa, Grecia, Lituania, Polonia 
y Rumanía— prevén destinar la finan -
ciación de los Fondos EIE a inversiones 
en infraestructuras energéticas.
109  
La selección de los proyectos que reci -
birán financiación de los Fondos EIE es 
competencia de los Estados miembros, 
limitándose la Comisión a aprobar los 
grandes proyectos69. En el proceso 
de negociación de los acuerdos de 
asociación y programas operativos del 
período de financiación 2014-2020, 
la Comisión tuvo la oportunidad de 
solicitar la inclusión de indicadores 
de resultados relacionados con el 
desarrollo del mercado interior de la 
energía, pero finalmente no lo hizo. 
Las inversiones en infraestructuras 
de energía no son una prioridad para 
FSE los Fondos EIE y han representado únicamente el 0,5 % de la financiación 
total de las asignaciones del FEDER, el 
Fondo de Cohesión y el FSE con cargo 
a dichos Fondos tanto en el período 
2007-2013 como en el de 2014-2020.
Muchas infraestructuras 
energéticas cofinanciadas 
por la UE todavía no tienen 
repercusión en el mercado 
interior de la energía
110  
La presente fiscalización incluyó 
un examen de quince proyectos de 
infraestructuras energéticas cofinan -
ciados por la UE, diez sobre gas y cinco 
sobre electricidad (véase el cuadro 6 ), 
en el que se analizó la posible repercu -
sión de estos proyectos en el funcio -
namiento del mercado interior de la 
energía.69 En las inversiones de 
infraestructuras energéticas 
correspondientes al objetivo 
temático de fomentar el 
transporte sostenible 
y eliminar los cuellos de 
botella en infraestructuras 
clave de la red, proyectos con 
un coste total subvencionable 
superior a 75 millones de 
euros, en el caso de otras 
inversiones de infraestructuras 
energéticas de los FEIE, que en 
su mayor parte no están 
cubiertos por el presente 
informe, el umbral es 
de 50 millones de euros.
54 Observaciones
111 
De todos estos proyectos, a fecha de 
julio de 2015:
a) uno ha tenido una repercusión 
significativa en el mercado interior 
de la energía, a saber, la línea de 
interconexión eléctrica EstLink 2  
entre Finlandia y Estonia, que ya 
está terminada y plenamente ope -
rativa (véase el recuadro 13 ).
b) hay otro proyecto importante que 
ha finalizado y recientemente ha 
pasado a estar disponible para su 
uso, a saber, la  línea de interco -
nexión eléctrica Francia-España  
(véase también el recuadro 10 ).
El proyecto EstLink 2 ha cambiado el mercado eléctrico de la región
El proyecto EstLink 2  obtuvo 100 millones de euros en el marco del PEER. Su objeto era construir una segun -
da línea de interconexión eléctrica entre Finlandia y Estonia con una capacidad de transporte de 650 MW. El 
resultado del proyecto ha sido satisfactorio en la medida en que ha logrado superar los problemas técnicos 
y demás retos planteados hasta su finalización y entrada en servicio. La línea está teniendo un efecto positivo 
en el mercado eléctrico, sobre todo en Estonia, donde se ha reducido la volatilidad de los precios de la electri -
cidad y logrado su convergencia con los de Finlandia.Recuadro 13
1. 330 kV Püssi substation
2. 650 MW Püssi converter station3. Underground cable4. Connection joints for the underground cable and submarine cable5. Submarine cable6. Connection station for the submarine cable and overhead power lines in Nikuviken7. Overhead lines8. 650 MW Anttila converter station9. 400 kV Anttila substation1. 330 kV Püssi substation2. 650 MW Püssi converter station3. Underground cable4. Connection joints for the underground cable and submarine cable5. Submarine cable6. Connection station for the submarine cable and overhead power lines in Nikuviken7. Overhead lines8. 650 MW Anttila converter station9. 400 kV Anttila substation
© Elering
55 Observaciones
Lista de proyectos examinados en la fiscalización
ProyectoSituación  
(a fecha de junio 
de 2015)Estados miembrosCoste del  
proyecto  
(millones de euros)Cofinanciación 
de la UE  
(millones de euros)Instrumento 
de financiación 
de la UEGasLínea de interconexión 
Bulgaria-GreciaPrevisto para 2018 Bulgaria, Grecia 220 45 PEER
Línea de interconexión 
Bulgaria-RumaníaPrevisto para 2015 Bulgaria, Rumanía 24 9 PEER
Gasoducto Nabucco CanceladoAustria, Bulgaria, Hungría, 
Alemania, Rumanía7 900 (previstos) 200 (asignados) PEER
Línea de interconexión 
Letonia-LituaniaFinalizado en 2013 Lituania, Letonia 33 13 PEER
Gasoducto Jurbarkas-Klaipėda Finalizado en 2013 Lituania 46 21 Fondos EIE
Aumento de la capacidad del 
gasoducto Klaipėda-KiemenaiEn curso Lituania 64 28 MCE
Terminal de GNL de Świnoujście Previsto para 2015 Polonia 65755 PEER
199 Fondos EIE
Gasoducto Gustorzyn-Odolanów Finalizado en 2014 Polonia 102 49 Fondos EIE
Interconexión gasística  
Polonia-Lituania (GILP)En curso Polonia, Lituania 558 306 MCE
Línea de interconexión 
Francia-EspañaFinalizado en 2012 Francia, España 617 45 PEER
Subtotal 2 321 970ElectricidadLínea de interconexión 
Francia-EspañaEn servicio desde 
junio de 2015Francia, España 721 225 PEER
Refuerzo de la interconexión 
Portugal-EspañaFinalizado en 2011 Portugal, España 136 46 PEER
Línea de interconexión EstLink  2En servicio desde 
2014Estonia, Finlandia 320 100 PEER
Línea de interconexión Nordbalt Previsto para 2015 Suecia, Lituania 366 175 PEER
Línea de interconexión LitPol Previsto para 2015Polonia 528207 Fondos EIE
2 RTE-E
Lituania 1322 RTE-E
58 MCE (aplicación)
Subtotal 1 543 815
Total 3 864 1 785Cuadro 6
56 Observaciones
112  
Los demás proyectos no han llegado 
a tener la misma repercusión en el 
mercado interior de la energía porque
a) Uno de los diez proyectos del 
sector del gas está abriendo 
nuevas perspectivas de merca -
do, concretamente el proyecto 
GIPL  entre Polonia y Lituania, que 
permitirá el comercio de gas entre 
países que actualmente carecen de 
interconexiones. Los otros nueve 
se centraban principalmente en 
aumentar las capacidades existen -
tes o en abordar de forma directa 
los problemas de seguridad del 
abastecimiento energético.b) Cinco de los quince proyectos han 
finalizado. Cuanto antes finalizan 
y entran en servicio los proyectos, 
mayor es su repercusión en el 
mercado interior. Sin embargo, los 
proyectos que carecían de madu -
rez suficiente cuando se tomaron 
las decisiones de financiación 
podrían tardar más de lo previsto 
en llevarse a cabo. Por otra parte, 
los proyectos de infraestructuras 
a gran escala encierran una gran 
complejidad técnica, lo que suele 
provocar la demora de las obras 
programadas, en parte debi -
do a circunstancias imprevistas 
(véase el ejemplo recogido en el 
recuadro 14 ).
Proyecto NordBalt
El proyecto NordBalt  consiste en la construcción de una línea de interconexión eléctrica entre Suecia y Litua -
nia. Su repercusión en el funcionamiento del mercado eléctrico en los Estados miembros que cooperan en el 
marco del BEMIP podría ser significativa, al aumentar posiblemente los intercambios comerciales en la bolsa 
común nórdica y báltica de energía. Sin embargo, el tendido de un cable a través del mar Báltico ha resultado 
ser un proceso complejo y no se prevé que el proyecto concluya hasta junio de 2016, seis años y medio des -
pués de su inclusión en la lista de proyectos financiados por el instrumento PEER.Recuadro 14
Fotografía  3: Estación en tierra de la línea NordBalt en Klaipėda (Lituania) .
© Litgrid
57 Observaciones
c) El potencial de las líneas de inter -
conexión para facilitar el flujo de 
energía entre mercados vecinos 
depende de la capacidad de las 
redes de transporte de energía de 
los Estados miembros (véase el 
apartado 73), problema observado 
en dos de los proyectos exami -
nados en la fiscalización (véase el 
recuadro 15 ).d) Es probable que dos de los pro -
yectos de interconexión gasística 
tengan una eficiencia limitada al 
centrarse en la construcción de 
nueva capacidad de transporte en 
paralelo a la capacidad existente 
(véanse los ejemplos expuestos en 
el recuadro 16 ).
Ejemplos de interconexiones no amparadas por las redes nacionales
El proyecto LitPol  consiste en la construcción de una línea de interconexión eléctrica entre Polonia y Lituania 
con el fin de reducir el aislamiento de los tres países bálticos respecto del mercado energético de la UE. Sin 
embargo, su potencial para importar a Lituania electricidad procedente de Polonia es escaso debido a la falta 
de capacidad de generación en las zonas de este último país próximas a la frontera con Lituania y a la insufi -
ciencia de interconexiones con otras regiones polacas que dispongan de una mayor capacidad de generación 
de electricidad.  Los flujos bidireccionales de energía solo serán posibles si se mejorase la red polaca, pero no 
se prevé que esto ocurra antes de 2020.
La interconexión gasística Bulgaria-Rumanía  permitirá el flujo de 1,3 Mm3 de gas natural al día de Rumanía 
a Bulgaria. Sin embargo, en las circunstancias actuales, la baja presión de la red de gas rumana impediría el 
flujo transfronterizo de este volumen a Bulgaria. Los posibles flujos hacia o desde Hungría también se verían 
ahora afectados por dichas restricciones. Así pues, es necesario aumentar las inversiones destinadas a la red de 
transporte de gas rumana para conectar la red de transporte interna con el gasoducto de transporte que atra -
viesa el país. Además, Rumanía tendría que derogar la ley nacional que prohíbe dichas exportaciones de gas.
Construcción de nuevos gasoductos en paralelo a los gasoductos existentes
Los proyectos de interconexión gasística entre Rumanía, Bulgaria y Grecia consisten en la construcción 
de nuevos gasoductos para complementar los existentes, ya que la capacidad de las actuales redes de trans -
porte de gas a Grecia a través de Rumanía y Bulgaria ha sido reservada por un proveedor de un tercer país en 
el marco de un contrato a largo plazo.Recuadro 15 Recuadro 16
58
 Conclusiones 
y recomendaciones
113  
El objetivo de realizar el mercado inte -
rior de la energía en 2014 no se cum -
plió. En general, las infraestructuras 
energéticas europeas no están todavía 
preparadas para la plena integración 
de los mercados, por lo que actual -
mente no garantizan de forma eficaz la 
seguridad del abastecimiento ener -
gético. El apoyo financiero con cargo 
al presupuesto de la UE a las infraes -
tructuras energéticas ha contribuido 
solo en escasa medida al desarrollo del 
mercado interior de la energía y a la 
seguridad del abastecimiento energé -
tico (véase el apartado 27).
El objetivo de realizar el 
mercado interior de la energía 
en 2014 no se cumplió
114  
Desde 2007 el mercado interior de la 
energía ha ocupado un lugar cen -
tral en la elaboración de la política 
energética de la UE. El tercer paquete 
energético, adoptado en 2009, preveía 
la transposición de las Directivas del 
Gas y la Electricidad a más tardar el 
3 de marzo de 2011, pero este objetivo 
no se cumplió en la fecha prevista. 
En 2011 el Consejo reafirmó su com -
promiso con el mercado interior de 
la energía al declarar que este último 
debía realizarse en 2014; sin embargo, 
este segundo objetivo tampoco se 
cumplió debido a diversos problemas 
(véase el apartado 29).115  
Aún queda un largo camino por reco -
rrer hasta que el tercer paquete ener -
gético pueda considerarse plenamente 
aplicado. De hecho, tras finalizar el 
plazo de 2014, la Comisión ha segui -
do supervisando la aplicación de sus 
disposiciones en los Estados miembros 
(véanse los apartados 30 a 33).
Recomendación 1:  
Finalización de los 
controles de conformidad
Dado que aún no se ha realizado el 
mercado interior de la energía, la 
Comisión debería finalizar sus evalua -
ciones e incoar procedimientos de in -
fracción contra los Estados miembros 
que proceda antes del fin de 2016.
59 Conclusiones y recomendaciones
116  
Las autoridades reguladoras naciona -
les (en lo sucesivo, «ARN») de la UE si -
guen teniendo dificultades en relación 
con su independencia y su libertad 
para aplicar su criterio profesional. No 
todas las ARN disponen de recursos 
suficientes con arreglo a las funciones 
que deben desempeñar, entre ellas la 
cooperación en actividades a escala 
de la UE, como las organizadas por la 
Agencia de Cooperación de los Regula -
dores de la Energía (en lo sucesivo, 
«ACER»). La ACER carece de competen -
cias para obligar a las ARN de todos los 
Estados miembros a facilitar informa -
ción pertinente sobre los mercados 
energéticos (véanse los apartados 35 
y 36).
Recomendación 2:  
Las ARN y la ACER
a) Los Estados miembros deberían 
garantizar que sus ARN sean inde -
pendientes y que no se limite su 
ámbito de competencias. Además, 
las ARN deberían disponer de su -
ficientes recursos para desarrollar 
sus actividades y poder participar 
plenamente en las actividades de 
cooperación a escala de la UE.
b) La Comisión debería velar por que 
la ACER posea las facultades perti -
nentes para obtener de las institu -
ciones clave de los Estados miem -
bros la información que necesita 
para el ejercicio de las funciones 
que le han sido atribuidas.117  
La existencia de importantes diferen -
cias en la forma en que los Estados 
miembros organizan sus mercados 
energéticos posterga la consolidación 
del mercado interior de la energía. 
De hecho, existen veintiocho marcos 
jurídicos nacionales que, en la práctica, 
conforman un mosaico de mercados 
locales, nacionales y regionales en 
lugar de un único mercado interior 
de la energía. Si bien el objetivo de la 
desagregación y demás medidas era 
crear las condiciones reglamentarias 
para desarrollar un mercado interior 
de la energía, a menudo no ha surgido 
un mercado liberalizado y competiti -
vo. El desarrollo del mercado interior 
de la energía en la UE mediante la 
búsqueda de soluciones prácticas 
que permitan la cooperación de los 
mercados energéticos sigue suponien -
do un importante reto a causa de los 
distintos mecanismos comerciales que 
se utilizan en la UE y a la influencia 
que reciben los mercados energéticos 
de diversas intervenciones (véanse los 
apartados 39 y 43 a 46).
Recomendación 3:  
Comercio transparente
La Comisión debería fomentar el de -
sarrollo generalizado de mecanismos 
transparentes para el comercio de gas 
y de electricidad, en particular me -
diante la facilitación y el respaldo de 
la creación de bolsas de energía en los 
Estados miembros que actualmente 
carecen de ellas o en los que dominen 
los mecanismos de comercio entre 
empresas.
60 Conclusiones y recomendaciones
118  
Los códigos de red son reglas técnicas 
que tratan de proporcionar una base 
para la interoperabilidad técnica de 
las redes de transporte de electricidad 
y de gas en la UE. Los códigos esta -
blecen normas técnicas comunes que 
deberían garantizar la libre circulación 
de energía a través de las fronteras. 
Pese a los recientes avances realizados 
en la aprobación de los códigos de red 
en el sector del gas, en el sector de la 
electricidad no se ha aprobado ningu -
no de los códigos de red con carácter 
definitivo mediante el procedimiento 
de comité. No obstante, algunos Esta -
dos miembros han adoptado códigos 
de red antes de su aprobación definiti -
va en el marco de iniciativas regionales 
de aprobación temprana (véanse los 
apartados 47 a 51).
Recomendación 4:  
Aprobación y aplicación de 
los códigos de red
La Comisión debería agilizar los proce -
dimientos en comité con vistas a ase -
gurar la aprobación de los códigos de 
red de la electricidad antes del fin de 
2015, y alentar asimismo a la ACER a las 
REGRT a que contribuyan a la pronta 
aplicación de los códigos de red por 
los Estados miembros en el marco de 
iniciativas de cooperación regional.119  
Si bien se han logrado avances, aún 
no se han manifestado por completo 
los efectos del mercado interior de la 
energía sobre los precios y siguen exis -
tiendo importantes diferencias entre 
los precios energéticos de los distintos 
Estados miembros.
120  
No se ha logrado la convergencia de 
los precios mayoristas de la electrici -
dad en la UE y se aprecian considera -
bles diferencias incluso entre algunos 
Estados miembros vecinos. Con objeto 
de estimular el comercio transfron -
terizo de la electricidad, la UE fijó el 
objetivo de que los Estados miembros 
alcanzasen un nivel de interconexión 
eléctrica transfronteriza equivalente, 
como mínimo, al 10 % de su capacidad 
instalada de producción. Sin embargo, 
este objetivo carece de pertinencia al 
centrarse en el desarrollo de infraes -
tructuras en lugar de basarse en la 
dinámica de la demanda con miras 
a lograr la convergencia de los precios 
(véanse los apartados 59 a 64).
121  
Incluso aunque se implantara plena -
mente el actual modelo objetivo del 
gas, basado en el comercio en nudos 
gasísticos, este tendría escasa repercu -
sión en los precios mayoristas medios 
del gas. La construcción de grandes 
gasoductos en toda la UE con objeto 
de facilitar el desarrollo de una acti -
vidad comercial competitiva basada 
en nudos gasísticos a escala europea 
exigiría una importante inversión y no 
siempre hay argumentos económi -
cos que la justifiquen. Existen formas 
alternativas de introducir competencia 
en los mercados de gas, como, por 
ejemplo, la instalación de terminales 
de GNL en lugares estratégicos para 
dar servicio a uno o varios mercados 
nacionales (véanse los apartados 
65 a 71).
61 Conclusiones y recomendaciones
Recomendación 5:  
Modelos de desarrollo 
para los mercados y las 
infraestructuras de 
electricidad y de gas
La Comisión debería:
a) estudiar la posibilidad de fijar ob -
jetivos de interconexión eléctrica  
en función de las necesidades del 
mercado en lugar de la capacidad 
fija de producción nacional;
b) volver a analizar los posibles costes 
y beneficios del modelo objeti -
vo del gas  y, habida cuenta de 
la incierta demanda, estudiar si 
existen alternativas a la construc -
ción masiva de gasoductos, como 
la instalación de terminales de GNL 
en lugares estratégicos para dar 
servicio a uno o varios mercados 
nacionales mediante soluciones 
compatibles con el mercado inte -
rior de la energía, a partir a partir 
de una evaluación de necesidades 
exhaustiva a escala de la UE (véase 
la recomendación 7 ).
Las infraestructuras energéticas 
de Europa todavía no están 
preparadas para la plena 
integración de los mercados, 
por lo que actualmente no 
garantizan de forma eficaz la 
seguridad del abastecimiento 
energético
122  
Las infraestructuras energéticas exis -
tentes en los Estados miembros y entre 
ellos siguen sin ser adecuadas para 
el mercado interior de la energía. En 
la práctica, la insuficiente capacidad 
de las infraestructuras de un Estado 
miembro puede limitar sus posibles 
importaciones y exportaciones y su 
capacidad para actuar como país de 
tránsito. Asimismo, siguen existien -
do carencias en las infraestructuras 
transfronterizas de transporte de gas y electricidad entre Estados miembros 
(véanse los apartados 73 a 81).
Recomendación 6:  
Óptimo aprovechamiento 
de las infraestructuras 
existentes
La Comisión debería:
a) identificar las infraestructuras 
energéticas transfronterizas que 
no estén siendo utilizadas a ple -
no rendimiento para favorecer la 
realización del mercado interior de 
la energía, bien por estar sujetas 
a contratos bilaterales a largo 
plazo que no permiten el acceso 
a terceras partes, bien porque no 
se estén aprovechando sus capaci -
dades técnicas, como los flujos en 
sentido inverso;
b) colaborar con las partes interesa -
das de los Estados miembros con 
el fin de mejorar la medida en que 
dichas infraestructuras se utilizan 
realmente en beneficio constante 
del mercado interior de la energía;
c) examinar las ventajas que ofrece la 
creación de GRT a escala regional 
con miras a fomentar y gestionar 
con eficiencia los flujos de energía 
a través de las fronteras y aprove -
char al máximo las infraestructuras 
existentes.
123  
Es preciso llevar a cabo una evalua -
ción exhaustiva de las necesidades de 
infraestructuras de energía a escala de 
la UE para tomar decisiones bien fun -
dadas sobre el desarrollo del mercado 
interior de la energía y la seguridad 
del abastecimiento energético (véase 
el apartado 82). Habida cuenta de las 
importantes necesidades de inversión 
en energía a escala de la UE, dicho aná -
lisis exhaustivo constituye un instru -
mento esencial para la asignación de 
62 Conclusiones y recomendaciones
los fondos de la UE y demás recursos 
en el sector (véanse los apartados 82, 
84 y 99). En la actualidad, los instru -
mentos de planificación empleados 
por la Comisión, en particular las listas 
de proyectos de interés común y los 
planes decenales de desarrollo de la 
red, presentan considerables limita -
ciones (véanse los apartados 85 a 87). 
Además, la Comisión carece de un 
modelo avanzado de desarrollo del 
mercado en el que apoyar el análisis 
de necesidades requerido (véase el 
apartado 83).
Recomendación 7:  
Realización de una 
exhaustiva evaluación 
de necesidades de 
infraestructuras a escala de 
la UE
La Comisión debería:
a) proceder a una evaluación exhaus -
tiva de las necesidades de energía 
a escala de la UE con vistas al 
desarrollo del mercado interior de 
la energía, que debería funcionar 
como referencia para otros docu -
mentos como los PDDR;
b) introducir, en apoyo de la evalua -
ción de necesidades, un instru -
mento de modelización de los 
mercados energéticos que incluya 
un amplio abanico de previsiones 
de la demanda, ya sea internamen -
te o en el marco de la ACER;
c) colaborar con la REGRT-E y la 
REGRT-G para que la evaluación de 
necesidades se tenga en cuenta 
en la planificación de infraestruc -
turas relacionadas con el mercado 
interior de la energía a escala de la 
UE, incluidos los PDDR.124  
El desarrollo de infraestructuras 
energéticas transfronterizas exige la 
cooperación entre Estados miembros 
vecinos. En este contexto, pueden 
resultar problemáticas la financiación 
de proyectos, la distribución de los 
costes y la obtención de las autori -
zaciones urbanísticas necesarias. Ha 
habido buenas experiencias en toda 
la UE de cooperación regional en el 
sector energético en forma de inicia -
tivas políticas y técnicas. Algunas de 
las actividades de coordinación de la 
Comisión han tenido efectos positivos 
(véanse los apartados 88 a 93).
El apoyo financiero de la 
UE a las infraestructuras 
energéticas ha contribuido solo 
en escasa medida al desarrollo 
del mercado interior de la 
energía y a la seguridad del 
abastecimiento energético
125  
La insuficiente priorización de pro -
yectos ha reducido la eficacia de 
la financiación de infraestructuras 
energéticas por parte de la UE. La 
Comisión ha utilizado diversas listas de 
proyectos específicos para determinar 
las inversiones prioritarias con cargo 
al presupuesto de la UE e identificar 
los proyectos financiables, pero sin 
basarlas en a partir de una evaluación 
exhaustiva de las necesidades de de -
sarrollo de infraestructuras a escala de 
la UE, por lo que se corre el riesgo de 
menoscabar la utilidad de dichas listas 
como instrumentos para determinar 
las inversiones prioritarias y asignar los 
fondos de la UE (véanse los apartados 
100 a 103).
63 Conclusiones y recomendaciones
Recomendación 8:  
Perfeccionamiento del uso 
de listas de PIC
La Comisión debería perfeccionar 
sus procedimientos de planificación, 
en particular en lo que respecta a la 
priorización y financiación de los PIC, 
a partir de una evaluación exhaustiva 
de las necesidades de infraestructuras 
energéticas a escala de la UE (véase la 
recomendación 7 ).
126  
Los principales instrumentos para la 
financiación de proyectos de in -
fraestructuras energéticas, a saber, 
el PEER, el MCE y los Fondos EIE, no 
han sido concebidos especialmente 
para mejorar el mercado interior de 
la energía, lo que se hace patente en 
diversos aspectos de su ejecución. 
La financiación con cargo al MCE no 
guarda relación con la reforma de los 
mercados energéticos ni los acuerdos 
de asociación de los Fondos EIE para 
el período 2014-2015 contemplan las 
condiciones relativas al desarrollo de 
dichos mercados (véanse los apartados 
104 a 109).Recomendación 9:  
Funcionamiento adecuado 
y continuo del mercado 
interior de la energía 
como condición para la 
financiación de proyectos 
de infraestructuras de la UE
La Comisión debería efectuar propues -
tas legislativas sobre el modo de selec -
cionar proyectos de infraestructuras 
energéticas para su financiación siem -
pre que contribuyan al funcionamiento 
adecuado y continuo del mercado de 
la energía en los Estados miembros.
127  
Si bien existen ejemplos de proyec -
tos de infraestructuras energéticas 
financiados por la UE que han tenido 
un efecto positivo en el mercado 
interior de la energía y la seguridad 
del abastecimiento, hay otros muchos 
que han tenido escasa repercusión 
hasta la fecha. Este hecho se debe 
a que algunos proyectos no se centra -
ban en las necesidades de desarrollo 
del mercado interior, muy pocos han 
finalizado y entrado en servicio, varios 
han registrado retrasos en su utiliza -
ción por problemas de capacidad en 
los Estados miembros vecinos y, por úl -
timo, algunos han tenido una eficacia 
limitada por tratar de instalar nuevas 
infraestructuras en paralelo a las exis -
tentes (véanse los apartados 110 a 112).
El presente informe ha sido aprobado por la Sala II, presidida por Henri GRETHEN , 
Miembro del Tribunal de Cuentas, en Luxemburgo en su reunión del día 
21 de octubre de 2015.
 Por el Tribunal de Cuentas
 Vítor Manuel da SILVA CALDEIRA
 Presidente

64
 Anexos Anexo Ia) Precios minoristas medios de la electricidad para consumidores domésticos  
después de impuestos: 1er trimestre de 2015 en céntimos de euro por 1 KWh
> 22,0119,01 – 22,00 14,01 – 1 9,00 < 14,00Gris: no de la UEPrecios por kWh 
(céntimos de euro)
 14,54
 20,23 18,26 17,67
 13,12 16,23 11,33
 9,31 13,17 19,37 15,84
 12,66
 14,43
 ,7912
 14,59
 ,3520
 24,21 12,47 17,41
 29,74 30,83
 18,08
 20,80 24,35 19,11
 22,53 22,33 10,06
Nota:  La asequibilidad de los precios de consumo constituye un aspecto independiente que se debería tener en cuenta en el contexto del nivel 
de renta neta disponible en cada Estado miembro. Como ya se ha mencionado en el apartado 23, la presente fiscalización no ha abordado la 
cuestión de la pobreza energética.
Fuente:  Comisión Europea.
65 Anexos Anexo Ib) Precios medios de la electricidad para consumidores industriales sin IVA ni 
impuestos no recuperables: 1er trimestre de 2015 en céntimos de euro por 1 KWh
 > 14,01 12,01 – 14,00  9,01 – 12,00 < 9,00 Gris: no de la UE Precios por kWh 
(céntimos de euro)
13,8010,24
16,09
15,439,568,628,61
8,358,966,977,44
8,87
8,38
8,27
11,15
10,95
17,0210,9514,94
15,828,47
10,23
10,8513,5212,84
12,0412,3510,06
Fuente:  Comisión Europea.
66 Anexos Anexo IIEstimación de los precios de suministro de gas pagados por los proveedores de los 
Estados miembros de la UE:  media anual de 2014, euros por MWh
Fuente:  Tribunal de Cuentas Europeo, a partir de la información facilitada por la ACER. Chipre y Malta no han sido incluidos porque actualmente 
no disponen de mercados de gas. 
 Precio /f_ijado en
nudos gasísticos Precios de importacióndeclarados en la frontera 
 
   
        
 
 
  
  
 
  
    
   26,4Sur  
24,7Norte  
27,822,1
24,1
31,8 26,227,0 25,724,724,0 23,923,7
23,924,127,628,8
32,0
29,3
35,3
25,1
26,7
30,9
28,224,3
26,4
28,927,625,4
25,0
67 Anexos Anexo IIParticipación de los Estados miembros en los grupos de trabajo de la ACER de enero 
de 2013 a mayo de 2015
Consejo de 
reguladoresGrupo de trabajo 
sobre electricidadGrupo de trabajo 
sobre gasGrupo de trabajo so -
bre ejecución, control 
y análisis comparativoGrupo de trabajo sobre 
integridad y  transpa -
rencia del mercado
Nº de reuniones celebradas 22 24 25 24 20
Austria 22 24 25 19 20
Alemania 22 23 25 17 19
Reino Unido 22 24 24 15 20
Francia 20 23 24 17 20
Bélgica 22 21 25 24 11
España 22 19 25 19 17
Suecia 22 23 21 17 19
Portugal 22 24 25 5 16
Italia 22 20 21 11 16
Países Bajos 22 24 22 6 16
Polonia 21 22 25 2 16
Hungría 22 18 22 0 19
Dinamarca 22 21 16 6 11
Finlandia 22 21 15 0 16
República Checa 22 13 9 4 19
Irlanda 22 14 14 0 12
Luxemburgo 19 8 9 0 14
Eslovenia 18 0 8 0 7
Croacia 15 3 5 1 4
Grecia 20 1 5 0 2
Lituania 18 1 3 0 2
Letonia 16 0 6 0 1
Malta 22 0 0 0 0
Rumanía 18 1 2 0 1
Estonia 18 0 0 0 0
Chipre 14 0 0 0 0
Bulgaria 2 0 0 0 0
Eslovaquia 1 0 0 0 0
68
Recomendación 1
La Comisión acepta la recomendación.
Los servicios de la Comisión han declarado que la 
aplicación de las normas del tercer paquete es una 
prioridad en 2015. Se han realizado los controles de 
conformidad de la aplicación del tercer paquete en 
los 28 Estados miembros y se han analizado con las 
autoridades de los Estados miembros afectados todos 
los posibles aspectos incompatibles con la legislación 
del mercado interior.
Recomendación 2 a)
Esta recomendación va dirigida a los Estados miem -
bros. La Comisión está de acuerdo, no obstante, con 
ella y realizará un control especial de la independen -
cia de las autoridades reguladoras nacionales (ARN) 
durante la evaluación de la conformidad de las normas 
del tercer paquete del mercado interior de la energía.
Recomendación 2 b)
La Comisión acepta la recomendación y está ana -
lizando las posibilidades de reforzar los poderes 
actuales de la Agencia de Cooperación de los Regula -
dores de la Energía (ACER), incluso frente a los Estados 
miembros, para adaptarla a las realidades de unos 
mercados interiores más integrados.
Recomendación 3
La Comisión acepta la recomendación.
Para resolver el problema de las deficiencias del 
comercio mediante intercambios, la Comisión ha 
adoptado normas en el campo del gas y la electricidad 
que harán obligatoria la instalación de intercambios 
de energía [por ejemplo, reglamentos «CAM» y «de 
balance» en el gas y Reglamento sobre la asigna -
ción de capacidad y la gestión de las congestiones 
(«CACM»), en las que se establecen las normas de 
acoplamiento de los mercados en el conjunto de 
la UE en materia de electricidad]. Por otra parte, se 
está aplicando el Reglamento (UE) nº 1227/2011 del 
Parlamento Europeo y del Consejo sobre la integridad 
y la transparencia del mercado mayorista de la energía 
(REMIT).Resumen
IV
La Comisión resalta la importancia del correcto funcio -
namiento del mercado de la electricidad y el gas para 
la seguridad del abastecimiento.
V
La Comunicación «Pasos adelante en la realización del 
mercado interior de la energía» [COM(2014) 634 final] 
constataba que Europa está avanzando a buen ritmo 
hacia la realización del mercado interior de la energía. 
El comercio transfronterizo está aumentando, las ener -
gías renovables se están integrando efectivamente 
en el sistema y se ha comenzado a desplegar redes 
inteligentes y a facilitar la generación distribuida. No 
obstante, resulta también claro que la tarea no se ha 
concluido aún y que persisten obstáculos que impi -
den el buen funcionamiento del mercado. El proyecto 
de la Unión Energética está diseñado para superar 
estos obstáculos. La Comisión ha adoptado medidas 
concretas para eliminar las barreras comerciales al 
mercado interior de la energía, especialmente en su 
iniciativa de configuración del mercado.
Con respecto a las infraestructuras energéticas, debe 
tenerse en cuenta que:
- se prevé que se financien a través del mercado, 
es decir, mediante las tarifas abonadas por los 
usuarios y aprobadas por autoridades regulado -
ras independientes; por tanto, el apoyo finan -
ciero con cargo al presupuesto de la UE debe 
ser la excepción, no la regla;
- en los casos en que se ha prestado apoyo finan -
ciero, se ha mejorado notablemente la seguri -
dad del suministro en ciertas regiones (véanse, 
por ejemplo, los ejemplos del Programa Ener -
gético Europeo para la Recuperación (PEER) 
mencionados en la observación del Tribunal del 
apartado 103 y varios de los proyectos audi -
tados cofinanciados a través del Mecanismo 
«Conectar Europa» (CEF, por sus siglas en inglés) 
o los Fondos Estructurales y de Inversión Euro -
peos (Fondos EIE) mencionados en la observa -
ción del Tribunal de los apartados 109-111).Respuestas  
de la Comisión
Respuestas de la Comisión 69
VII
La Comisión considera que las infraestructuras tran -
seuropeas deben mejorarse para surtir plenos efectos 
en el mercado interior de la energía (MIE). La Comisión 
reconoce la necesidad de una evaluación global de las 
necesidades de infraestructuras a escala de la UE, pero 
desea resaltar también el alto grado de realización 
efectiva de la planificación de infraestructuras en el 
conjunto de la Unión y cómo alimenta la política de la 
Comisión. Aunque puede ser necesario optimizar los 
procedimientos y herramientas, se dispone ya de una 
evaluación sólida de las necesidades en términos de 
infraestructuras energéticas europeas claves. Véase 
la respuesta de la Comisión a la recomendación 7 y al 
apartado 82.
Recomendación 6 a)
La Comisión acepta la recomendación. Ya ha comen -
zado a aplicar medidas en este sentido. Así sucede, 
en particular, con el grupo de alto nivel sobre conec -
tividad del gas en Europa central y sudoriental, 
cuya finalidad es coordinar el trabajo para facilitar 
infraestructuras transfronterizas y transeuropeas que 
diversifiquen el suministro de gas a la región, así como 
establecer normas armonizadas.
Recomendación 6 b)
La Comisión acepta la recomendación. Ya está actuando 
en esta dirección en el marco de las iniciativas regiona -
les: uno de los objetivos principales de tales iniciativas 
es centrarse en los embotellamientos (físicos o regla -
mentarios) en las infraestructuras transfronterizas.
Recomendación 6 c)
La Comisión acepta la recomendación.
La cooperación entre los gestores de redes de trans -
porte (GRT) se ha considerado ya obligatoria en muchas 
normas de aplicación (los «códigos de red») sobre la 
explotación de la red y el comercio de la energía.
En el contexto de la iniciativa de configuración del 
mercado de la electricidad, se está explorando las 
posibilidades de mejora de la cooperación y el reparto 
de responsabilidades entre los GRT con arreglo al con -
cepto de iniciativas de coordinación de la seguridad 
regional (RSCI, por sus siglas en inglés), en particular 
en regiones estrechamente conectadas, como un 
primer paso hacia una mayor integración de los GRT 
a escala regional.Recomendación 4
La Comisión acepta la recomendación.
El comisario de Acción por el Clima y Energía ha decla -
rado como prioridad la adopción de los códigos de 
red. La Comisión ha trabajado intensamente, en coo -
peración con los reguladores, los gestores de redes 
de transporte (GRT) y otras partes interesadas, para 
modificar los códigos de red propuestos de modo que 
se garantice su neutralidad y su efectiva aplicación. 
Se prevé que el Comité habrá votado a finales de 2015 
ocho de los diez códigos de red de la electricidad 
propuestos.
La Comisión promueve activamente la aplicación 
temprana de los códigos de red en el marco de las 
iniciativas de cooperación regional.
Recomendación 5 a)
La Comisión acepta la recomendación.
Aunque el objetivo actual del 10 % para 2020 se basa 
en la capacidad de producción, los aspectos de costes 
y el potencial de intercambios comerciales se tendrán 
en cuenta y desempeñarán un papel importante en la 
elaboración del objetivo de interconexión para 2030 
a escala regional o nacional. Así se tendrá la flexibili -
dad necesaria para ajustar a las necesidades de mer -
cado el objetivo mínimo del 15 % de interconexión en 
la electricidad en 2030.
Recomendación 5 b)
La Comisión acepta la recomendación.
El Plan Decenal de Desarrollo de la Red (PDDR) del 
gas de 2015 ya establece una buena evaluación de 
las necesidades de infraestructuras en una amplia 
variedad de escenarios futuros de demanda, precios, 
desarrollo de infraestructuras y otros aspectos. El aná -
lisis muestra claramente que no todos los proyectos 
planeados serán necesarios. El proceso actual de PIC 
se basa en esta evaluación. Por otra parte, para lograr 
una mejor evaluación de las necesidades del mercado 
del gas de la UE, se han iniciado los preparativos de 
una estrategia de la UE para el GNL y el almacena -
miento de gas y la Comisión publicará su estrategia 
sobre GNL y almacenamiento en enero de 2016.
Respuestas de la Comisión 70
Por ejemplo, la selección de PIC trata de identificar los 
que aportan más a la consecución de los objetivos de 
política energética de la UE (asequibilidad, seguridad 
del suministro y sostenibilidad).
A finales de 2016 se dispondrá de un análisis más rigu -
roso de las necesidades, combinando los mercados 
de la electricidad y del gas. Véase la respuesta de la 
Comisión a la recomendación 7 a).
Con respecto a la financiación, al seleccionar acciones 
de apoyo financiero para los proyectos respecto a los 
cuales se haya identificado una necesidad de apoyo 
público, se tendrán también en cuenta la madurez 
y otros criterios de evaluación. La Comisión está 
colaborando estrechamente con el BEI y otras partes 
interesadas para perfeccionar la asistencia técnica 
con el fin de mejorar el flujo de proyectos de interés 
estratégico. Por lo tanto, no se prevé ninguna acción 
adicional.
Recomendación 9
La Comisión no acepta esta recomendación.
La Comisión está convencida de la necesidad de un 
avance tanto en infraestructuras como en regulación 
del mercado para lograr un mercado interior de la 
energía efectivo. En cambio, el establecimiento de 
condiciones estrictas sería demasiado complejo de 
aplicar de modo jurídicamente vinculante y podría 
resultar perjudicial para el desarrollo de las infraes -
tructuras precisas.Recomendación 7 a)
La Comisión acepta la recomendación.
Ya ha actuado en esta dirección. Ha habido un trabajo 
continuo de desarrollo de los PDDR y (desde 2013) el 
correspondiente análisis de coste-beneficio. Por otra 
parte, el artículo 11, apartado 8, del Reglamento de 
las redes transeuropeas de energía (RTE-E) prevé un 
modelo de red de electricidad y gas (interconectado) 
a desarrollar por las REGRT y que deberá presentarse 
a la Comisión y la ACER a más tardar el 31 de diciem -
bre de 2016. La Comisión velará por que se cumpla 
este plazo.
Recomendación 7 b)
La Comisión acepta en parte esta recomendación.
Disponer de capacidades analíticas y de elaboración 
de modelos adquiridas internamente podría tener 
importantes consecuencias a efectos de recursos para 
la Comisión o la ACER. Externalizar estas capacidades 
a las REGRT bajo la supervisión y el control de la ACER 
y la Comisión podría ser una alternativa pertinente.
Recomendación 7 c)
La Comisión acepta la recomendación.
El análisis de coste-beneficio del conjunto del sistema 
energético que respalda la planificación y la evalua -
ción de las necesidades y los PDDR es realizado por las 
REGRT en estrecha colaboración con la Comisión y la 
ACER.
Recomendación 8
La Comisión acepta en parte esta recomendación.
En relación con la asignación de prioridades, la Comi -
sión recuerda que la mejora de los procedimientos de 
planificación forma parte del mecanismo ordinario de 
cooperación con todas las partes interesadas.
Respuestas de la Comisión 71
una estrecha cooperación entre la UE y los Estados 
miembros y sus gobiernos.
Respuesta conjunta de la Comisión 
a los apartados 14 a 18
En el ámbito de las infraestructuras energéticas, está 
aumentando la interconectividad de los sistemas 
europeos de transmisión de gas y electricidad, aunque 
se precisan aún importantes inversiones en infraes -
tructuras. A finales de 2015 se habrán completado 13 
proyectos de la primera lista de proyectos de interés 
común (PIC) de la Unión en materia de gas y electri -
cidad. Se encuentran en fase de otorgamiento de la 
autorización un número ligeramente superior a 100 
PIC, que pasarán previsiblemente en breve plazo a la 
fase de construcción. Aunque la mayoría de las inver -
siones en infraestructuras energéticas son realizadas 
por el sector privado, la UE ofrece una serie de herra -
mientas para ayudar a superar los retos financieros. 
Desde la puesta en marcha del Mecanismo «Conectar 
Europa» (CEF) en 2014, se han destinado 796 millones 
de euros en forma de subvenciones para propuestas 
de proyectos de infraestructuras energéticas claves 
en Europa. También está disponible apoyo comple -
mentario de los Fondos Estructurales y de Inversión 
Europeos (Fondos EIE). El Fondo Europeo de Inversio -
nes Estratégicas prestará asimismo apoyo a proyectos 
energéticos de importancia estratégica.
Para hacer frente de forma más efectiva a los proble -
mas concretos de infraestructuras en algunas regiones 
de Europa, se ha reforzado la cooperación regional 
entre los Estados miembros. Se han creado así grupos 
de alto nivel para la Interconectividad del gas y la 
electricidad de la península ibérica y para la Conectivi -
dad del gas de Europa central sudoriental (CESEC), y se 
ha reformado el Grupo de Alto Nivel para la Región 
del Mar Báltico (BEMIP). Estos grupos propondrán 
soluciones concretas a los problemas de infraes -
tructuras y velarán por la ejecución de los proyectos 
correspondientes.Introducción
03
La responsabilidad principal de la aplicación y el cum -
plimiento de la legislación de la UE corresponde a los 
Estados miembros, por lo que es de vital importancia 
su voluntad de cumplirla plena y correctamente. Los 
gobiernos nacionales siguen siendo actualmente 
responsables de elaborar la legislación y las políticas 
energéticas que afectan al mercado interior. Además, 
como titulares de empresas públicas de suministro 
y transporte de energía continúan siendo un operador 
clave en los mercados europeos de la energía.
05
La Comisión considera que un mercado de la energía 
realmente abierto, competitivo y bien conectado es el 
mejor modo de garantizar la seguridad del suministro 
y permitirá a Europa realizar la necesaria transición 
a un sector energético bajo en carbono del modo más 
seguro y eficiente en términos de coste.
La Comisión, respaldada por el Consejo y el Parla -
mento, ha elaborado a tal efecto una Estrategia para 
una Unión de la Energía, uno de cuyos elementos 
claves es el compromiso de eliminar los principales 
obstáculos que impiden una mayor integración de los 
mercados de la energía en Europa.
En el marco de esta estrategia, se reforzará la plena 
aplicación de la legislación existente en materia ener -
gética y otra normativa relacionada. La Comisión ha 
iniciado también una revisión global de la legislación 
vigente de la UE en materia de energía, especialmente 
en el campo de la electricidad («Iniciativa de configu -
ración del mercado») para realizar las adaptaciones 
precisas en las actuales normas del «tercer paquete» 
con el fin de promover la integración de los merca -
dos. La Comisión ha iniciado asimismo un proceso de 
revisión global de su legislación sobre seguridad del 
suministro.
13
Véase la respuesta de la Comisión al apartado 5.
La Comisión considera que, puesto que los Estados 
miembros están obligados a tener en cuenta los 
efectos de sus decisiones nacionales sobre los países 
vecinos con arreglo a la legislación de la UE, la organi -
zación de un mercado interior de la energía requiere 
Respuestas de la Comisión 72
40
La iniciativa de configuración del mercado puesta en 
marcha por la Comisión el 15 de julio de 2015 [COM 
(2015) 340] trata precisamente de reforzar el marco 
legal de cooperación entre los GRT.
44
La Comisión considera también que, en el contexto 
actual, los mecanismos existentes son heterogéneos. 
Para superar esta situación, la Comisión ha adoptado 
legislación para armonizar los mecanismos de inter -
cambio del gas y la electricidad. Está actualmente en 
curso el desarrollo de esta legislación (especialmente 
con la adopción de la directriz sobre la asignación de 
capacidad y la gestión de las congestiones (CACM) en 
la electricidad y con la adopción de los códigos de red 
y directrices sobre la CAM/CMP y el balance del gas), 
con lo que se reducirán notablemente las ineficiencias 
del marco reglamentario actual del comercio de la 
energía.
46
La Comisión considera que la cuestión de las interven -
ciones no coordinadas de los Estados en los mercados 
de la energía es uno de los principales obstáculos al 
mercado integrado y, por tanto, reviste gran impor -
tancia para el funcionamiento del mercado interior 
de la energía y para la seguridad del suministro.  La 
Comisión  ha expuesto las cuestiones principales y las 
medidas propuestas en su Comunicación «Realizar el 
mercado interior de la electricidad y sacar el máximo 
partido de la intervención pública» [C(2013) 7243 final] 
y resalta especialmente la eliminación de las interven -
ciones innecesarias en su iniciativa de configuración 
del mercado actualmente en curso (véase la Comu -
nicación «Lanzamiento de un proceso de consulta 
pública sobre la nueva configuración del mercado de 
la energía» [COM(2015) 340]).
50 a)
La Comisión resalta que los GRT nacionales, las ARN 
y los Estados miembros han sido con frecuencia rea -
cios a acordar una adaptación de las normas naciona -
les o regionales en favor de una solución de compro -
miso que cree un mercado más integrado y amplio 
o un mercado para el conjunto de la UE. La Comisión 
promueve una mayor integración del mercado interior 
de la energía incluso para los mercados que funcionan 
adecuadamente, de modo que la integración europea 
pueda ofrecer todos sus beneficios potenciales, como Observaciones
29 — Primer párrafo
Los Estados miembros tienen la clave para la creación 
del mercado interior. Véase la respuesta de la Comi -
sión al apartado 3. Su acción determina si se eliminan 
efectivamente las barreras al comercio transfronterizo 
de la energía y si se coordina el funcionamiento del 
sistema con los países vecinos. Solo con los Estados 
miembros que trabajan activamente para eliminar las 
barreras al comercio transfronterizo puede la Comi -
sión cumplir su tarea de crear un mercado interior de 
la energía.
32 — Tercer párrafo
Las cuestiones relativas a la protección del consumi -
dor en el tercer paquete son otro aspecto importante 
que verifica la Comisión en sus controles de transposi -
ción y de conformidad.
35
La Comisión considera que las soluciones a las cues -
tiones contenciosas transfronterizas entre los Estados 
miembros son cada vez más importantes. Cuanto 
mayor es la integración de los mercados, más nece -
saria es una autoridad independiente que modere y, 
en último término, resuelva los conflictos entre los 
Estados miembros en cuestiones reglamentarias.
La Comisión continúa promoviendo la participación 
de todos los Estados miembros en las reuniones de los 
grupos de trabajo. Para garantizar la transparencia de 
su trabajo, los resultados de las reuniones se ponen 
a disposición de todos los Estados miembros.
Respuestas de la Comisión 73
51
La Comisión señala que, en el campo de la electricidad 
en particular, los GRT y las ARN han actuado muy acti -
vamente en los proyectos de ejecución temprana de 
los códigos de red (véanse, por ejemplo, el proceso de 
acoplamiento voluntario de los mercados, las iniciati -
vas de balance o el trabajo de los centros de coordina -
ción de la seguridad regional).
53
La Comisión está trabajando activamente con Bulga -
ria para acelerar el proceso de establecimiento de un 
intercambio de energía para participar plenamente en 
el comercio de la energía del conjunto de la UE («aco -
plamiento de los mercados»), incluidos los países de la 
Comunidad de la Energía (que en conjunto forman la 
«Región 8»).
54
La Comisión señala que el marco de vigilancia REMIT 
creado por el Reglamento de ejecución del REMIT 
[Reglameno (UE) nº 1348/2014] no ha entrado aún en 
vigor en lo relativo al «comercio entre empresas» (las 
denominadas «transacciones no estándar»). El Regla -
mento solo se aplica hasta el momento a las denomi -
nadas «transacciones estándar» (es decir, las realizadas 
en lugares de contratación). Las disposiciones relativas 
a las transacciones «no estándar» (es decir, las transac -
ciones bilaterales fuera de los lugares de contratación) 
entrarán en vigor en marzo de 2016.
59
La convergencia de precios está más allá de las 
expectativas, principalmente debido a las muy dife -
rentes intervenciones de los Estados, que favorecen 
formas muy diferenciadas de suministro eléctrico. 
No obstante, iniciativas de mercado interior como el 
acoplamiento de los mercados han alineado sin duda 
los precios (véase la reciente experiencia con acopla -
miento de los mercados en función del flujo) y pueden 
hacerlo aún más, especialmente si los Estados miem -
bros deciden alinear más sus intervenciones.
61
El Reglamento sobre la asignación de capacidad y la 
gestión de las congestiones («CACM»), legalmente 
vinculante en todos los Estados miembros desde 
agosto de 2015, ha creado mecanismos de comercio 
armonizado. La Comisión conviene en que la plena una mayor seguridad del suministro con aumento de 
la competencia y la liquidez.
50 b)
La adopción de legislación de la UE sobre las normas 
técnicas requiere cambios en los sistemas naciona -
les vigentes y, por tanto, compromisos entre los 28 
Estados miembros en cuestiones técnicas a menudo 
complejas sobre el funcionamiento del sistema o el 
comercio de la energía, con importantes efectos 
distributivos. Esto limita la posibilidad de planificar 
de forma precisa el tiempo necesario para lograr los 
compromisos precisos.
La Comisión ha adoptado medidas para lograr una 
planificación clara y transparente mediante la publica -
ción regular del proceso de adopción previsto.
50 c)
La Comisión está buscando posibles mejoras del pro -
ceso de adopción de los códigos de red en el marco 
de su iniciativa de configuración del mercado.
50 d)
Los códigos de red y directrices son documentos de la 
Comisión que tratan de eliminar barreras al comercio 
mediante la alineación de las normas sobre funciona -
miento del mercado y de la red.
Corresponde a la Comisión velar por que los proyec -
tos de textos propuestos por la REGRT-E y la ACER se 
ajusten a la legislación de la UE, sean neutrales frente 
a todas las partes interesadas y no se limiten a confir -
mar el statu quo, sino que generen un avance real del 
mercado interior de la energía [véase la respuesta de 
la Comisión al apartado 50 a)].
En el caso de los códigos de la electricidad propues -
tos, la Comisión debió llevar a cabo un intenso trabajo 
con los textos propuestos antes de poder adoptarlos 
como legislación de la UE. El proceso de adopción 
llevó por ello más tiempo que el inicialmente previsto, 
debido también a la relevancia económica y a los posi -
bles efectos distributivos de las normas adoptadas. El 
tiempo dedicado a reelaborar los códigos y negociar 
con los Estados miembros y las partes interesadas la 
necesidad de una legislación ambiciosa estuvo bien 
invertido, pues los códigos finalmente adoptados per -
mitirán un auténtico avance en la armonización.
Respuestas de la Comisión 74
asegura que los cambios en las pautas de demanda 
y de generación se reflejan en el plan. A partir de estos 
planes y empleando la metodología del análisis de 
coste–beneficio del conjunto del sistema energético 
conforme al Reglamento RTE-E se seleccionan los 
proyectos para la lista de proyectos de interés común 
(PIC) de la Unión. El proceso de selección de los PIC se 
realiza de forma transparente y rigurosa.
83
Dadas las restricciones de su dotación de personal 
(y las limitaciones similares en la ACER), la Comisión 
considera que la elaboración de modelos de infraes -
tructuras y el desarrollo de una gama de escenarios 
puede quedar a cargo de las REGRT, bajo la supervi -
sión estrecha de la Comisión y la ACER.
Debe resaltarse que la versión de 2014 del PDDR de la 
electricidad incluye ya cuatro escenarios. La metodo -
logía y la elaboración de escenarios puede perfeccio -
narse y actualizarse, y la Comisión y la ACER colaboran 
estrechamente con las REGRT a tal fin.
84
La financiación no se basa únicamente en una evalua -
ción de las necesidades predefinida (de arriba abajo), 
sino que debe valorarse necesariamente a la luz de las 
necesidades concretas. Para evaluar proyectos con -
cretos, el período de desarrollo es uno de los criterios 
claves, junto con los beneficios del proyecto para la 
región en cuestión. Esto vale tanto para los instrumen -
tos financieros como las subvenciones.
86 — Cuarto párrafo
Los PDDR no tratan de asimilarse plenamente a los 
planes nacionales, ya que pretenden ser algo más 
que una recopilación de todos los planes nacionales. 
Se centran en el desarrollo de infraestructuras tran -
seuropeas, atendiendo a los objetivos principales de 
integración del mercado, seguridad del suministro 
y sostenibilidad.
87
La planificación debe basarse en datos completos, fia -
bles y rigurosos. Obtener estos datos, especialmente 
de los promotores de proyectos, pero también de los 
Estados miembros, es ciertamente uno de los retos 
claves para la próxima ronda de PDDR.convergencia de precios está aún obstaculizada por 
otros factores (como la falta de interconexiones, las 
intervenciones estatales descoordinadas, etc.).
64
La Comisión está de acuerdo en que debe eliminarse 
una regulación de precios que dé lugar a precios de la 
energía por debajo del coste y ha abordado esta cues -
tión en sus conversaciones con los Estados miembros, 
así como en procedimientos de infracción. El Tribunal 
de Justicia de la UE ha respaldado recientemente la 
acción de cumplimento de la normativa de la Comi -
sión contra los precios regulados (C-36/14).
70
La Comisión tiene un departamento dedicado a la 
vigilancia del mercado y la elaboración de previsiones 
energéticas. La Comisión reconoce que su capacidad 
para realizar análisis complejos es limitada debido 
a la limitación de recursos, por lo que celebraría un 
refuerzo de dichas capacidades.
En cualquier caso, la Comisión puede tener que recu -
rrir a expertos externos.
75
El principal instrumento para ayudar a los Estados 
miembros a lograr el objetivo del 10 % es identificar 
y respaldar la ejecución de los proyectos pertinentes 
de interés común. Por ejemplo, una parte sustancial 
del Plan de Acción de la iniciativa regional de Europa 
sudoriental está dedicada a aumentar la tasa de 
interconexión entre la península ibérica y el mercado 
eléctrico continental.
82
La Comisión considera necesaria una evaluación glo -
bal de las necesidades de infraestructuras a escala de 
la UE, pero desea resaltar también el grado de realiza -
ción efectiva de la planificación de infraestructuras en 
el conjunto de la Unión y su repercusión en la política 
de la Comisión.
Los planes decenales de desarrollo de la red (PDDR) 
elaborados por la Red Europea de Gestores de Redes 
de Transporte (REGRT) se basan en una evaluación 
rigurosa de las necesidades de infraestructuras, 
teniendo también en cuenta la demanda. La fre -
cuencia de su actualización, es decir, cada dos años, 
Respuestas de la Comisión 75
104
La Comisión admite que las demoras en la ejecución 
del proyecto han impedido que el programa PEER 
genere rápidamente crecimiento económico.
No obstante, sus beneficios a largo plazo son conside -
rables, especialmente en relación con la seguridad del 
suministro.
Se han completado todos menos uno de los proyec -
tos de flujo inverso e interconexión en Europa central 
y oriental, mejorando notablemente la capacidad de 
resistencia de la red de gas de la UE en caso de pertur -
bación del suministro como el de principios de 2009.
El proyecto «Nordbalt 02» ayudó a completar la 
mejora necesaria en la red de transmisión lituana para 
facilitar el flujo de electricidad a través del interconec -
tor. «Estlink 2» conectó la red estonia y la red báltica 
con el mercado nórdico de la energía a través de un 
cable submarino a Finlandia.
Una nueva conexión de cable submarino entre Italia 
y Malta puso fin al aislamiento de la red maltesa res -
pecto al resto de Europa.
109
En cuanto a los programas operativos del período 
2014-2020, solo seis Estados miembros han optado 
por la Prioridad de Inversión FEDER, vinculada, entre 
otras cosas, con la mejora de la seguridad del sumi -
nistro mediante el desarrollo de sistemas inteligentes 
de almacenamiento y transmisión de la energía. Se 
prevé una condicionalidad específica ex ante  en la 
legislación relativa a esta prioridad de inversión que 
garantice la coherencia con las partes correspondien -
tes de la legislación del mercado interior de la energía 
y el marco de los PIC. Los indicadores de resultados se 
fijan en los programas operativos correspondientes 
(en lugar de en los acuerdos de asociación) para cada 
uno de los objetivos concretos convenidos e incluyen 
indicadores relacionados con aspectos del mercado 
interior de la energía.90
La Comisión ha declarado la integración regional del 
mercado como un instrumento clave para avanzar 
hacia el mercado interior de la energía. Continúa 
respaldando activamente y seguirá desarrollando ini -
ciativas regionales en todos los campos del mercado 
interior (como infraestructuras, comercio energético, 
funcionamiento de sistemas, idoneidad de la genera -
ción, regímenes de apoyo a las renovables) sin perder 
de vista el objetivo final de lograr un mercado inte -
grado para toda la UE.
100
Tanto en el caso del gas como de la electricidad, el 
proceso de elaboración de los planes decenales de 
desarrollo de red por las respectivas REGRT ofrece una 
buena perspectiva de los puntos en que son precisas 
inversiones de red a escala europea.
Esto se tiene en cuenta en procedimientos como 
la lista de PIC. No obstante, debe recordarse que la 
prioridad de los proyectos de importancia estratégica 
no requiere necesariamente financiación de la UE 
para avanzar. Otras barreras no económicas (como 
la concesión de autorizaciones) son a menudo más 
importantes. El proceso de PIC promueve la elimina -
ción de estas barreras. Si hay barreras concretas en 
materia de financiación, se plantea el apoyo con cargo 
al presupuesto de la UE (por ejemplo, en el Meca -
nismo «Conectar Europa»). Por este motivo, no suelen 
elaborarse listas con el único fin de asignar prioridades 
a las inversiones con cargo al presupuesto de la UE.
103
La lista de proyectos de interés común se basa en 
una evaluación rigurosa, que se está mejorando 
mediante el perfeccionamiento de varios aspectos 
del análisis de coste-beneficio (por ejemplo, cómo 
valorar la seguridad del suministro). De acuerdo con 
la legislación vigente sobre el Mecanismo «Conectar 
Europa», estar en la lista es un requisito previo para 
obtener apoyo financiero. No obstante, la decisión de 
conceder apoyo se adopta, de acuerdo con el marco 
legal vigente, tras analizar la solicitud en función de 
un conjunto de criterios de adjudicación que tienen 
en cuenta objetivos de política y aspectos técnicos 
y financieros.
Respuestas de la Comisión 76
Recomendación 1
La Comisión acepta la recomendación.
Los servicios de la Comisión han declarado que la 
aplicación de las normas del tercer paquete es una 
prioridad en 2015. Se han realizado los controles de 
conformidad de la aplicación del tercer paquete en 
los 28 Estados miembros y se han analizado con las 
autoridades de los Estados miembros afectados todos 
los posibles aspectos incompatibles con la legislación 
del mercado interior.
Recomendación 2 a)
Esta recomendación va dirigida a los Estados miem -
bros. La Comisión está de acuerdo, no obstante, con 
ella y realizará un control especial de la independen -
cia de las autoridades reguladoras nacionales (ARN) 
durante la evaluación del cumplimiento de las normas 
del tercer paquete del mercado interior de la energía.
Recomendación 2 b)
La Comisión acepta la recomendación y está ana -
lizando las posibilidades de reforzar los poderes 
actuales de la Agencia de Cooperación de los Regula -
dores de la Energía (ACER), incluso frente a los Esta -
dos miembros, para adaptarla a las realidades de un 
mercado interior más integrado.
Recomendación 3
La Comisión acepta la recomendación.
Para resolver el problema de las deficiencias del 
comercio a través de intercambio, la Comisión ha 
adoptado normas en los sectores del gas y la elec -
tricidad que harán obligatoria la instalación de 
intercambios de energía [por ejemplo, Reglamentos 
«CAM» y «de balance» en el gas y Reglamento sobre 
la asignación de capacidad y la gestión de las conges -
tiones («CACM»), en el que se establecen las normas 
de acoplamiento de los mercados en el conjunto de 
la UE en materia de electricidad]. Por otra parte, se 
está aplicando el Reglamento (UE) nº 1227/2011 del 
Parlamento Europeo y del Consejo sobre la integridad 
y la transparencia del mercado mayorista de la energía 
(REMIT).El apoyo a la transición a una economía baja en car -
bono, incluidos los aspectos relativos a las inversiones 
en eficiencia energética, las energías renovables y las 
redes de distribución inteligentes, es una prioridad 
para los Fondos EIE del período 2014-2020, en par -
ticular con asignaciones mínimas obligatorias para 
el FEDER. Las inversiones en otras infraestructuras 
energéticas importantes, como la eliminación de 
embotellamientos en infraestructuras de red claves, es 
importante para Estados miembros concretos. Estas 
inversiones representan ciertamente una media del 
0,5 % de la adjudicación total del FEDER, el FC y el 
FSE, tanto en el período de 2007 a 2013 como de 2014 
a 2020, pero en algunos Estados miembros es superior 
(en torno a un 2 %), debido a las necesidades y priori -
dades nacionales.
112 b)
La ejecución de todos los proyectos cofinanciados 
por el presupuesto de la UE es objeto de supervisión 
estrecha, y las solicitudes de los promotores de los 
proyectos de modificación de las decisiones de sub -
vención se analizan cuidadosamente y se rechazan si 
los argumentos aportados son insuficientes.
Conclusiones y recomendaciones
113
Es importante resaltar que: 
- se prevé que las infraestructuras energéticas se 
financien a través de las tarifas abonadas por 
los usuarios y el mercado; por tanto, el apoyo 
financiero con cargo al presupuesto de la UE 
debe ser la excepción, no la regla;
- en los casos en que se ha prestado apoyo finan -
ciero, se ha mejorado notablemente la seguri -
dad del suministro en ciertas regiones [véanse, 
por ejemplo, los ejemplos del Programa Ener -
gético Europeo para la Recuperación (PEER) 
mencionados en la observación del Tribunal del 
apartado 103 y varios de los proyectos audi -
tados cofinanciados a través del Mecanismo 
«Conectar Europa» (CEF, por sus siglas en inglés) 
o los Fondos Estructurales y de Inversión Euro -
peos (Fondos EIE) mencionados en las observa -
ciones del Tribunal de los apartados 109-111].
Respuestas de la Comisión 77
Recomendación 5 b)
La Comisión acepta esta recomendación.
El Plan Decenal de Desarrollo de la Red (PDDR) del 
gas de 2015 ya establece una buena evaluación de 
las necesidades de infraestructuras en una amplia 
variedad de escenarios futuros de demanda, precios, 
desarrollo de infraestructuras y otros aspectos. El aná -
lisis muestra claramente que no todos los proyectos 
planeados serán necesarios. El proceso actual de PIC 
se basa en esta evaluación. Por otra parte, para lograr 
una mejor evaluación de las necesidades del mercado 
del gas de la UE, se han iniciado los preparativos de 
una estrategia de la UE para el GNL y el almacena -
miento de gas y la Comisión publicará su estrategia 
sobre GNL y almacenamiento en enero de 2016.
Recomendación 6 a)
La Comisión acepta la recomendación.
Ya ha comenzado a aplicar medidas en este sentido. 
Así sucede, en particular, con el grupo de alto nivel 
sobre conectividad del gas en Europa central y sudo -
riental, cuya finalidad es coordinar el trabajo para 
facilitar infraestructuras transfronterizas y transeuro -
peas que diversifiquen el suministro de gas a la región, 
así como establecer normas armonizadas.
Recomendación 6 b)
La Comisión acepta la recomendación.
Ya está actuando en esta dirección en el marco de las 
iniciativas regionales: uno de los objetivos principales 
de tales iniciativas es centrarse en los cuellos de bote -
lla (físicos o reglamentarios) en las infraestructuras 
transfronterizas.
Recomendación 6 c)
La Comisión acepta la recomendación.
La cooperación entre los gestores de redes de trans -
porte (GRT) se ha considerado ya obligatoria en muchas 
normas de aplicación (los «códigos de red») sobre el 
funcionamiento de la red y el comercio de la energía.
En el contexto de la iniciativa de configuración del 
mercado de la electricidad, se están explorando las 
posibilidades de mejora de la cooperación y el reparto 
de responsabilidades entre los GRT con arreglo al con -
cepto de iniciativas de coordinación de la seguridad Recomendación 4
La Comisión acepta la recomendación.
El Comisario de Acción por el Clima y Energía ha decla -
rado como prioridad la adopción de los códigos de 
red. La Comisión ha trabajado intensamente, en coo -
peración con los reguladores, los gestores de redes 
de transporte (GRT) y otras partes interesadas, para 
modificar los códigos de red propuestos de modo que 
se garantice su neutralidad y su efectiva aplicación. 
Se prevé que el Comité habrá votado a finales de 2015 
ocho de los diez códigos de red de la electricidad 
propuestos.
La Comisión promueve activamente la aplicación 
temprana de los códigos de red en el marco de las 
iniciativas de cooperación regional.
120
La convergencia de precios está más allá de las expec -
tativas, principalmente debido a las muy diferentes 
intervenciones de los Estados, que favorecen formas 
muy diferenciadas de suministro eléctrico. No obs -
tante, iniciativas de mercado interior como el acopla -
miento de los mercados han armonizado sin duda los 
precios (véase la reciente experiencia con el acopla -
miento de los mercados en función del flujo) y pueden 
hacerlo aún más, especialmente si los Estados miem -
bros deciden armonizar más sus intervenciones.
Recomendación 5 a)
La Comisión acepta la recomendación.
Aunque el objetivo actual del 10 % para 2020 se basa 
en la capacidad de producción, los aspectos de costes 
y el potencial de intercambios comerciales se tendrán 
en cuenta y desempeñarán un papel importante en la 
elaboración del objetivo de interconexión para 2030 
a escala regional o nacional. De este modo, se tendrá 
la flexibilidad necesaria para ajustar a las necesidades 
de mercado el objetivo mínimo del 15 % de interco -
nexión en la electricidad en 2030.
Respuestas de la Comisión 78
Esto se tiene en cuenta en procedimientos como 
la lista de PIC. No obstante, debe recordarse que la 
prioridad de los proyectos de importancia estratégica 
no requiere necesariamente financiación de la UE 
para avanzar. Otras barreras no económicas (como 
la concesión de autorizaciones) son a menudo más 
importantes. El proceso de PIC promueve la elimina -
ción de estas barreras. Si hay barreras concretas en 
materia de financiación, se plantea el apoyo con cargo 
al presupuesto de la UE (por ejemplo, en el Meca -
nismo «Conectar Europa»). Por este motivo, no suelen 
elaborarse listas con el único fin de asignar prioridades 
a las inversiones con cargo al presupuesto de la UE.
Recomendación 8
La Comisión acepta en parte esta recomendación.
En relación con la asignación de prioridades, la Comi -
sión recuerda que la mejora de los procedimientos de 
planificación forma parte del mecanismo ordinario de 
cooperación con todas las partes interesadas.
Por ejemplo, la selección de PIC trata de identificar los 
que aportan más a la consecución de los objetivos de 
política energética de la UE (asequibilidad, seguridad 
del suministro y sostenibilidad).
A finales de 2016 se dispondrá de un análisis más rigu -
roso de las necesidades, combinando los mercados 
de la electricidad y del gas. Véase la respuesta de la 
Comisión a la recomendación 7 a).
Con respecto a la financiación, al seleccionar acciones 
de apoyo financiero para los proyectos respecto a los 
cuales se haya identificado una necesidad de apoyo 
público, se tendrán también en cuenta el período de 
desarrollo y otros criterios de evaluación. La Comisión 
está colaborando estrechamente con el BEI y otras 
partes interesadas para perfeccionar la asistencia 
técnica con el fin de mejorar el flujo de proyectos de 
interés estratégico. Por lo tanto, no se prevé ninguna 
acción adicional.regional (RSCI, por sus siglas en inglés), en particular 
en regiones estrechamente conectadas, como un 
primer paso hacia una mayor integración de los GRT 
a escala regional.
Recomendación 7 a)
La Comisión acepta la recomendación.
Ya ha actuado en esta dirección. Ha habido un trabajo 
continuo de desarrollo de los PDDR y (desde 2013) el 
correspondiente análisis de coste-beneficio. Por otra 
parte, el artículo 11, apartado 8, del Reglamento de 
las redes transeuropeas de energía (RTE-E) prevé un 
modelo de red de electricidad y gas (interconectado) 
a desarrollar por las REGRT y que deberá presentarse 
a la Comisión y la ACER a más tardar el 31 de diciem -
bre de 2016. La Comisión velará por que se cumpla 
este plazo.
Recomendación 7 b)
La Comisión acepta en parte esta recomendación.
Disponer de capacidades analíticas y de elaboración 
de modelos adquiridas internamente podría tener 
importantes consecuencias a efectos de recursos para 
la Comisión o la ACER, Externalizar estas capacidades 
a las REGRT bajo la supervisión y el control de la ACER 
y la Comisión podría considerarse una alternativa 
válida.
Recomendación 7 c)
La Comisión acepta la recomendación.
El análisis de coste-beneficio del conjunto del sistema 
energético que respalda la planificación y la evalua -
ción de las necesidades y los PDDR es realizado por las 
REGRT en estrecha colaboración con la Comisión y la 
ACER.
125
Tanto en el caso del gas como de la electricidad, el 
proceso de elaboración de los planes decenales de 
desarrollo de red por las respectivas REGRT ofrece 
una buena perspectiva sobre los puntos en que son 
precisas inversiones de red a escala europea.
Respuestas de la Comisión 79
126
En relación con los Fondos Estructurales y de Inversión 
Europeos (Fondos EIE), el FEDER, con el objetivo temá -
tico de promover el transporte sostenible y eliminar 
los cuellos de botella en infraestructuras de red claves, 
trata de mejorar la seguridad del suministro energé -
tico nacional y en los países vecinos. La seguridad 
del suministro es uno de los objetivos del mercado 
interior. Las condiciones ex ante  exigidas para los 
Fondos EIE, introducidas en el marco reglamentario de 
2014-2020 para garantizar la eficacia y eficiencia de sus 
inversiones, contribuyen a generar reformas del mer -
cado interior y a una mejor ejecución de los proyectos 
financiados por estos Fondos.
El Mecanismo «Conectar Europa» (CEF) tiene clara -
mente objetivos de mercado interior de la energía, 
conforme al artículo 4 del Reglamento. Esta finalidad 
se resalta como uno de los objetivos prioritarios de los 
dos primeros programas de trabajo en el artículo 17, 
apartado  6.
No obstante, no es posible vincular la financiación 
del CEF a la existencia o no de reformas del mercado 
interior de la energía, como se explica en la respuesta 
de la Comisión a la recomendación 9.
Recomendación 9
La Comisión no acepta esta recomendación.
La Comisión está convencida de la necesidad de un 
avance tanto en infraestructuras como en regulación del 
mercado para lograr un mercado interior de la energía 
efectivo. En cambio, el establecimiento de condiciones 
estrictas sería demasiado complejo de aplicar de modo 
jurídicamente vinculante y podría resultar perjudicial 
para el desarrollo de las infraestructuras precisas.

CÓMO OBTENER LAS PUBLICACIONES  
DE LA UNIÓN EUROPEA
Publicaciones gratuitas:
  Un único ejemplar:  
A través de EU Bookshop (http://bookshop.europa.eu).
  Varios ejemplares/pósteres/mapas:  
En las representaciones de la Unión Europea (http://ec.europa.eu/represent_es.htm),  
en las delegaciones en terceros países (http://eeas.europa.eu/delegations/index_es.htm)  
o contactando con Europe Direct a través de http://europa.eu/europedirect/index_es.htm  
o del teléfono 00 800 6 7 8 9 10 11 (gratuito en toda la Unión Europea) (*).
(*)  Tanto la información como la mayoría de las llamadas (excepto desde algunos operadores, cabinas u hoteles)  
son gratuitas.
Publicaciones de pago:
 A través de EU Bookshop (http://bookshop.europa.eu).
En la fiscalización se perseguía determinar si la aplicación 
de las medidas estratégicas relativas al mercado interior 
de la energía y el gasto de la UE en infraestructuras 
energéticas han reportado beneficios efectivos en materia 
de seguridad del abastecimiento energético. El objetivo de 
la UE de realizar el mercado interior de la energía para 
2014 no se ha alcanzado. Por lo general, las 
infraestructuras energéticas europeas no están todavía 
preparadas para la plena integración de los mercados, por 
lo que actualmente no garantizan de forma eficaz la 
seguridad del abastecimiento energético. El apoyo 
financiero con cargo al presupuesto de la UE en el ámbito 
de las infraestructuras energéticas ha contribuido solo en 
escasa medida al mercado interior de la energía y a la 
seguridad del abastecimiento energético.
TRIBUNAL
DE CUENTAS
EUROPEO