Los edificios son responsables de aproximadamente un 40 % del consumo de energía y un 36 % de las emisiones de gases de efecto invernadero en la UE. Es probable que la mayoría de los edificios existentes todavía sigan utilizándose en 2050, de modo que no hay tiempo que perder a la hora de reformarlos y lograr que hagan un uso más eficiente de la energía para que resulten climáticamente neutros a más tardar en ese año. Esta es la razón por la que la Comisión ha adoptado una Comunicación sobre una oleada de renovación para Europa , cuyo objetivo es al menos duplicar el índice anual de renovación energética de los edificios residenciales y no residenciales de aquí a 2030 y fomentar renovaciones energéticas profundas. La inversión en edificios eficientes desde el punto de vista energético contribuirá a reducir la pobreza energética y mejorar el bienestar. Asimismo, creará un estímulo muy necesario para el ecosistema de la construcción y las reformas, que ha sufrido un duro golpe con la crisis de la COVID-19.

La crisis de la COVID-19 ha afectado de manera considerable a la economía de la UE. Sin embargo, no ha cambiado de forma estructural las inversiones y las reformas necesarias para lograr nuestra mayor ambición en materia de clima. Movilizar inversiones adicionales considerables y fomentar una transición justa es todo un reto. En el contexto de la recuperación tras la COVID-19, Europa tiene la oportunidad única de realizar inversiones que refuercen la recuperación de su economía y, al mismo tiempo, aceleren las transiciones ecológica y digital. Retomar nuestras economías orientándolas en cualquier otro camino, algo que supondría perpetuar prácticas insostenibles, sencillamente no es una opción.

Por el momento, solo dieciséis Estados miembros han presentado sus estrategias a largo plazo. De ellos, trece hacen referencia explícita o implícita a la neutralidad climática , mientras que los otros tres aspiran a reducir sus emisiones entre un 80 y un 95 % con respecto a los niveles de 1990. Sin embargo, a menudo falta una definición concreta del término utilizado para el objetivo general, y con frecuencia no está claro si los objetivos que establecen los Estados miembros son jurídicamente vinculantes. La presentación de contenido obligatorio también varía en función del Estado miembro. Por ello, la Comisión todavía no puede realizar una evaluación detallada sobre si las estrategias nacionales a largo plazo resultarán suficientes para la consecución colectiva del objetivo de neutralidad climática de la UE, y tampoco puede proporcionar información sobre las posibles deficiencias conjuntas.

La Directiva sobre fiscalidad de la energía ya no logra alcanzar su objetivo primordial relacionado con el correcto funcionamiento del mercado interior. Los tipos impositivos mínimos han perdido su efecto y se aplican tipos nacionales divergentes combinados con una amplia gama de desgravaciones fiscales. Estas exenciones y reducciones son, de facto, formas de subvenciones a los combustibles fósiles y no están en consonancia con los objetivos del Pacto Verde Europeo. La revisión de la Directiva tiene como objetivo superar estas limitaciones.

Durante la última década, los precios minoristas de la electricidad se han elevado por encima de la inflación. Sin embargo, los precios de la electricidad para el sector industrial han subido por debajo de los índices de precios industriales e, incluso, se han reducido para los mayores consumidores. En los últimos años, las tarifas de acceso a la red, los impuestos y los gravámenes se han mantenido estables o han aumentado solo ligeramente. Además, se observa una menor presión de los gravámenes de las energías renovables sobre los precios, al mismo tiempo que se amplía el uso de instrumentos de mercado que promueven las energías renovables y se retiran gradualmente los antiguos sistemas de apoyo. Como resultado de todo ello, los precios para el consumidor final se vieron impulsados principalmente por cambios en los costes de generación y suministro. A pesar de ello, estos cambios no bastaron para proporcionar suficientes señales de mercado. Esto se debe, entre otras cosas, al hecho de que el componente regulado en el precio de uso final todavía constituía una parte relativamente grande del precio de uso final. Por lo tanto, el hecho de que los principales minoristas de electricidad de la UE perdieran cuotas de mercado y, como consecuencia, la concentración del mercado minorista de la electricidad se redujera, no siempre se ha traducido del todo en señales de precios suficientemente eficaces.

COMISIÓN EUROPEA Bruselas, 14.10.2020 COM(2020) 950 final ANEXO

del INFORME AL PARLAMENTO EUROPEO, AL CONSEJO, AL COMITÉ ECONÓMICO Y SOCIAL EUROPEO Y AL COMITÉ DE LAS REGIONES Informe de 2020 sobre el estado de la Unión de la Energía, de conformidad con el Reglamento (UE) 2018/1999, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima



Informe de situación sobre el mercado interior de la energía 1. Introducción 2. Mercados mayoristas de electricidad 2.1. Indicadores clave: 2.1.1. Precios al por mayor: indicios de que los mercados funcionan 2.1.2. Alcance geográfico de los mercados de la electricidad: queda trabajo por delante para superar la fragmentación 2.1.3. Concentración del mercado: el dominio de los operadores sigue siendo un problema en muchos países 2.2. Principales novedades en materia de reglamentación 2.2.1. Un proyecto único: el acoplamiento del mercado de la UE 2.2.2 Armonización global de las normas de comercio y de funcionamiento del sistema a través de códigos de red: una nueva forma de armonización energética colectiva en toda la UE ……….... 2.2.3. Paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos»: progresos realizados en la puesta en marcha del nuevo diseño del mercado de la electricidad 2.2.3.1. Desbloquear las fronteras de la electricidad: la «regla del 70 %» 2.2.3.2. Mecanismos de capacidad más coordinados y menos perjudiciales 2.2.3.3. Aplicación adecuada de las normas de separación para el almacenamiento 3. Mercado mayorista de gas 3.1. Indicadores clave: concentración, liquidez y convergencia 3.2. Principales novedades en materia de reglamentación 3.2.1. Fusiones de mercado 3.2.2. Códigos de la red de gas

3.3. Descarbonización del sector del gas 3.3.1. Integrar a los productores de biometano y de pequeña escala 3.3.2. Problemas de calidad del gas 3.3.3. Preparar el mercado y la infraestructura para el hidrógeno 4. Mercados al por menor 4.1. Concentración del mercado 4.1.1. Electricidad 4.1.2. Gas 4.2. Precios al por menor (incluidos los componentes de precio) 4.2.1. Precios de la electricidad 4.2.2. Precios del gas 4.3. Intervenciones estatales en los precios de la electricidad y el gas al por menor 4.3.1. El segmento doméstico 4.3.2. El segmento no doméstico 4.4. Protección y empoderamiento de los consumidores 1.Introducción Si bien el mercado interior se ha considerado a menudo como un instrumento para mantener controlados los precios a los consumidores y establecer señales de inversión eficientes para los inversores, en los últimos años se ha hecho patente que también tiene una importancia fundamental para cumplir los ambiciosos objetivos climáticos de la UE. La integración de veintisiete sistemas energéticos nacionales en un mercado de toda la UE es crucial para lograr una descarbonización eficiente, ya que permitirá que la energía renovable se comercialice a través de las fronteras, beneficiándose de la diversidad y la complementariedad del potencial de generación que existe en las diferentes regiones de la UE. Los mercados transfronterizos pueden ahorrar importantes emisiones de CO2 de la generación fósil de reserva que sería necesaria en unos sistemas energéticos nacionales fragmentados. Los mercados bien conectados también mejoran la seguridad del suministro. A pesar de todos los esfuerzos que requieren un gasto público, este no podrá cubrir por sí solo las enormes inversiones necesarias para la transición energética. Solamente los mercados bien organizados y bien regulados podrán movilizar las inversiones privadas necesarias para lograr una economía libre de carbono. Un mercado interior de la energía plenamente integrado y que funcione bien es el medio más eficiente de asegurar: i) las señales de precios necesarias para las inversiones en energía y tecnología ecológica, ii) precios de energía asequibles, y iii) suministro energético seguro en una vía de menor coste hacia la neutralidad climática. El paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos», en particular las nuevas normas de diseño del mercado de la electricidad adoptadas en 2019, allanó el camino para afrontar mejor las nuevas realidades de los mercados energéticos, cada vez más dominados por la producción de energía renovable, y fomentar la participación de los consumidores en los mercados de la energía. Asimismo, promueve las energías renovables para que estas se conviertan en el nuevo pilar del sistema eléctrico. El paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos» también ha allanado el camino para una mejor utilización de los interconectores entre los Estados miembros (véase el punto 2.2.3.1 para más detalles). Unas normas claras para maximizar el uso de la capacidad de interconexión impulsarán el comercio transfronterizo, al permitir que los recursos energéticos se utilicen de manera más eficiente en toda la UE. La aplicación del amplio conjunto de reglamentos técnicos de la UE (códigos de red) está avanzando con buenos resultados, como lo demuestra el exitoso despliegue del acoplamiento de los mercados de la UE en el sector de la electricidad, o el éxito en la diversificación de los suministros y el aumento de la liquidez en los mercados del gas (véase el punto 2.2.1 para más detalles).

Sin embargo, siguen existiendo deficiencias en el mercado de la energía, tanto a nivel minorista como mayorista, que contribuyen a incrementar innecesariamente los costes para los consumidores y la industria. La subsanación de estas deficiencias es, por lo tanto, un aspecto crucial para el éxito de la recuperación y la base para la transición de la economía hacia la neutralidad climática. La necesidad de descarbonizar el sistema energético también trajo consigo nuevos desafíos, como el diseño de las intervenciones estatales necesarias para apoyar la transición energética de manera que no se obstaculice o fragmente indebidamente el mercado interior. Las cuestiones relativas a los planes de apoyo compatibles con el mercado para la energía renovable o la generación tradicional («mecanismos de capacidad») han tenido una repercusión creciente en el funcionamiento del mercado en los últimos años. El paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos» aborda este problema e incluye normas específicas para optimizar dichas intervenciones estatales. El año 2020 trajo grandes desafíos debido a la crisis de la COVID-19. Los mercados energéticos tuvieron que hacer frente al impacto de las medidas de distanciamiento social que redujeron repentinamente la demanda de energía y cambiaron de forma radical el comportamiento de cientos de millones de europeos. A pesar del aumento de la volatilidad y la fluctuación de la liquidez, el mercado interior de la energía soportó la conmoción y demostró su resiliencia frente a la crisis, mientras que los sistemas de energía hicieron frente con éxito a los niveles récord de electricidad renovable. De conformidad con los requisitos del Reglamento sobre la gobernanza , y la legislación sectorial aplicable , en el presente informe se analizan los progresos generales realizados en la creación de un mercado energético completo y operativo y, en particular, en la aplicación de las Directivas sobre el gas y la electricidad. 2.Mercados mayoristas de electricidad 2.1. Indicadores clave: 2.1.1. Precios al por mayor: indicios de que los mercados funcionan Se ha comprobado que las observaciones recientes sobre la reducción de los precios al por mayor en una revisión intermedia desde 2009 son ciertas con respecto a los dos últimos años. Si bien otros factores, como el rápido crecimiento de la generación de energía renovable, contribuyen a esta evolución, la constante disminución de los precios de los mayoristas demuestra que la competencia tiene efectos tangibles para estos . Tras aumentar entre 2016 y 2018, los precios al por mayor cayeron de forma abrupta en 2019 a medida que la penetración de las renovables alcanzó nuevos récords, los precios del carbón y el gas disminuyeron, y la demanda siguió siendo moderada. La caída de los precios en todo el continente fue desigual, lo que dio lugar a una creciente divergencia de precios entre los distintos mercados regionales. En el primer semestre de 2020, en comparación con el mismo período de 2019, los precios cayeron entre el 30 % en algunos mercados regionales de Europa meridional y hasta el 70 % en algunas regiones septentrionales. Las crecientes diferencias podrían explicarse por la insuficiente capacidad de interconexión, el aumento desigual de la generación de energías renovables en los distintos mercados y un precio del CO2 considerablemente más elevado, lo que afectaba especialmente a los Estados miembros que tienen una mayor presencia de combustibles fósiles en la combinación de generación de electricidad. En 2020, todas estas tendencias se magnificaron debido al impacto negativo de la COVID-19 en la actividad económica, que ha causado una importante caída en la demanda de electricidad, lo cual, junto con el aumento de la penetración de las renovables y la caída de los precios del gas, ha empujado los precios al por mayor a niveles muy bajos . Figura 1: Precios mayoristas de la electricidad más bajos y precios regionales más altos Fuente: Platts, European Power Exchange Nota: El fondo gris representa la diferencia entre el precio máximo y mínimo 2.1.2. Alcance geográfico de los mercados de la electricidad: queda trabajo por delante para superar la fragmentación La ulterior puesta en práctica del acoplamiento de mercados ha traído consigo progresos tangibles en la mejora de las oportunidades de suministro a través de las fronteras nacionales (para más detalles, véase la sección 2.2.1 a continuación). Existen indicios de que la competencia transfronteriza está aumentando en determinadas regiones, como la región nórdica, y las importaciones y exportaciones de electricidad han aumentado de forma constante en los últimos años. Figura 2: Suma anual de las importaciones/exportaciones para EU-28 Fuente: « EUROSTAT [NRG_CB_E]» Sin embargo, el análisis de la estructura de los mercados de la electricidad de la UE muestra que las condiciones de la oferta y la demanda siguen siendo muy diferentes entre la mayoría de los Estados miembros, y que es necesario seguir esforzándose por eliminar los obstáculos transfronterizos. A fin de superar la fragmentación restante de los mercados de la Unión Europea, será fundamental establecer un acoplamiento de los mercados de toda la Unión Europea y aplicar plenamente los códigos y directrices de la red de la Unión Europea, que tienen por objeto reducir los obstáculos técnicos existentes. 2.1.3. Concentración del mercado: el dominio de los operadores sigue siendo un problema en muchos países El funcionamiento de los mercados energéticos requiere un grado mínimo de competencia. Cuanto menor sea la concentración del mercado, mayor será el grado de competencia potencial. En general, los mercados con mayores niveles de competencia (es decir, menor concentración) muestran un nivel de precios más bajo que los mercados dominados por uno o pocos actores. Un análisis de la forma en que se ha desarrollado la competencia en el mercado mayorista de la electricidad en Europa muestra que más de veinte años después del inicio de la liberalización del mercado, los operadores tradicionales siguen ocupando una posición dominante en la mayoría de los Estados miembros. En algunos países, los operadores tienen incluso una cuota de mercado superior al 80 %, lo que los acerca a un monopolio. Cabe señalar que el tamaño de un país influirá fuertemente en el nivel de concentración del mercado. Es poco probable que los mercados pequeños y desconectados apoyen a un gran número de proveedores. Además, la tendencia a regular los precios en esos países ha resultado ser a menudo un obstáculo adicional para los participantes que desean entrar en competencia con los operadores establecidos.

Figura 3: Cuota de mercado de las mayores empresas de generación de electricidad en 2018 Fuente: Hojas de datos de la DG ENER por países, basadas en las encuestas de Eurostat sobre los indicadores de los mercados de la electricidad . La figura 3 muestra que, a pesar de la liberalización, la participación del principal generador en la producción nacional sigue siendo elevada en muchos países. Por lo tanto, permitir la competencia a nivel de la generación y el suministro debe seguir siendo una prioridad de la política energética nacional y de la UE, incluso mediante la aplicación de la normativa de competencia. La figura 3 también muestra los beneficios de vincular los mercados a través de las fronteras, ya que una mayor interconexión física y unos sistemas de comercio de electricidad más eficientes, como el acoplamiento de mercados, pueden sustituir, al menos en parte, las alternativas de suministro que faltan a nivel nacional, en beneficio de los consumidores. La electricidad renovable viable en el mercado también ha facilitado la entrada de nuevos actores en el mercado y ha contribuido a la disminución de la concentración del mercado. 2.2. Principales novedades en materia de reglamentación 2.2.1. Un proyecto único: el acoplamiento del mercado de la UE En el proyecto de la Unión Europea, se ha realizado una importante labor para conectar los mercados nacionales mediante el acoplamiento de los mercados. El proyecto ha seguido avanzando en el último año, con avances significativos, en particular con el acoplamiento del mercado intradiario. El hecho de que los mercados de la electricidad de la UE funcionaran de manera descoordinada en gran medida y de que la electricidad no fluyera hacia donde más se necesitaba, llevó a algunos Estados miembros a iniciar proyectos de acoplamiento voluntario de mercados hace unos diez años. El acoplamiento de mercados permite agregar las ofertas y las licitaciones de electricidad en varios Estados miembros, a fin de asegurar que la electricidad fluya hacia donde más se necesita dentro de la región en cuestión. La introducción progresiva del acoplamiento de mercados se hizo legalmente vinculante en 2015 La introducción del acoplamiento de mercados en más de veinte países, que beneficia a 380 millones de clientes, sigue siendo el único proyecto de este tipo en todo el mundo. A pesar de sus complejidades técnicas, estuvo a punto de concluirse en 2019. En los gráficos que figuran a continuación se muestra la evolución de la ampliación del proyecto de acoplamiento de mercados paneuropeos intradiarios (esto es, a corto plazo) y diarios (esto es, en un plazo de veinticuatro horas). En los años 2018 y 2019, que fueron especialmente provechosos, se realizaron el lanzamiento y la ampliación del acoplamiento intradiario único a la mayoría de los países de la UE, y la ampliación del proyecto de acoplamiento diario a nuevas áreas. Figura 4: Ampliaciones geográficas de acoplamiento intradiario Fuente: DG ENER Figura 5: Ampliaciones geográficas de acoplamiento diario Fuente: DG ENER Con la ampliación del acoplamiento diario e intradiario, los mercados y sistemas eléctricos europeos se han vuelto cada vez más resilientes, eficientes y líquidos, y están más capacitados para integrar las energías renovables a un menor coste. 2.2.2 Armonización global de las normas de comercio y de funcionamiento del sistema a través de códigos de red: una nueva forma de armonización energética colectiva en toda la UE La puesta en marcha del acoplamiento de mercados es la prueba más visible de que la aplicación de los códigos de la red eléctrica comenzó con éxito. Los ocho códigos de la red eléctrica se adoptaron entre 2015 y 2018 para eliminar los obstáculos técnicos que quedaban para el comercio de electricidad y el funcionamiento coordinado de la red mediante un proceso de armonización gradual. Con este fin, los códigos de red proporcionan un marco global para el desarrollo conjunto de métodos comunes de armonización. Los gestores de redes de transporte y los intercambios de energía están obligados, en virtud de los códigos de red, a elaborar propuestas conjuntas de armonización en un ámbito determinado (por ejemplo, acoplamiento de mercados o funcionamiento coordinado del sistema). A continuación, los reguladores nacionales tienen que examinar y, si es necesario, volver a redactar estos métodos comunes de armonización, y aprobarlos conjuntamente. Si existen opiniones divergentes, pueden decidir por mayoría cualificada.

La experiencia en la aplicación de los códigos de red y el desarrollo de las metodologías necesarias ha demostrado que el nuevo instrumento y la posibilidad de decidir por mayoría cualificada ha supuesto un avance significativo para superar la fragmentación existente en el funcionamiento del mercado y de la red. Desde 2015, los organismos reguladores ya han aprobado conjuntamente más de cien métodos en el nuevo marco de armonización colectiva. Sin embargo, en algunos ámbitos, la entrega de los métodos requeridos se ha retrasado. Este es el caso en particular en el ámbito del cálculo de la capacidad conjunta, en el que algunas propuestas de métodos conjuntos no se presentaron en el plazo exigido y en el que la coordinación entre los organismos reguladores resultó particularmente compleja. Dado que los beneficios de la eliminación de las barreras resultantes del cálculo no coordinado de la capacidad son particularmente importantes para la evolución del mercado interior de la electricidad, la Comisión, en estrecha cooperación con los organismos reguladores nacionales y la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), permanecerá atenta a la utilización de todos los instrumentos de ejecución disponibles para asegurar el progreso de la adopción de los métodos coordinados necesarios. 2.2.3. Paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos»: progresos realizados en la puesta en marcha del nuevo diseño del mercado de la electricidad El nuevo diseño del mercado de la electricidad, adoptado en el marco del paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos», representa un importante paso adelante para el mercado interior de la electricidad. Sin embargo, ahora que se ha aprobado la legislación, su éxito dependerá de que se aplique con rapidez y eficacia. Muchas de las reglas de diseño del mercado están contenidas en el Reglamento sobre la electricidad refundido, que entró en vigor en enero de 2020. En particular, ya están en vigor las disposiciones para hacer que el mercado se adapte a una mayor proporción de renovables, generación distribuida y respuesta a la demanda (mercados a más corto plazo, plena participación en el mercado de las renovables y el almacenamiento, etc.) y para hacer que las renovables se adapten al mercado (eliminación gradual del despacho prioritario para las nuevas grandes instalaciones e introducción de la plena responsabilidad de balance). Además, el Reglamento sobre la electricidad refundido contiene algunos elementos importantes, pero complejos, en relación con el comercio transfronterizo y los mecanismos de capacidad. 2.2.3.1. Desbloquear las fronteras de la electricidad: la «regla del 70 %» En los últimos años, el mercado único de la electricidad se ha ido integrando cada vez más y se está construyendo cada vez más capacidad de interconexión entre los Estados miembros. La interconexión mejora la competencia en beneficio de los consumidores, contribuye a un suministro más seguro de la electricidad y favorece la descarbonización, porque su flexibilidad permite aprovechar plenamente las complementariedades que existen entre las diferentes combinaciones de generación en toda Europa, por ejemplo, entre la generación térmica y la generación renovable variable, y permite que diferentes áreas compartan los servicios del sistema y la generación de reserva. Sin embargo, como ha informado periódicamente la ACER en sus informes de seguimiento del mercado, la capacidad físicamente disponible en los interconectores suele ser limitada en determinadas regiones. Los interconectores infrautilizados impiden que todos los beneficios de estos proyectos lleguen hasta los consumidores. La razón principal de estas limitaciones tiene que ver con la congestión estructural interna. La congestión estructural de la red se produce cuando la red interna de una zona de ofertas (o zona de precios) no es suficiente para hacer fluir la electricidad desde el lugar donde se genera hasta el lugar donde se consume. Esto puede dar lugar a que se utilicen interconectores y redes eléctricas de los vecinos en su lugar para asegurarse de que la electricidad fluye. Cuando esto sucede, se priorizan de forma efectiva los intercambios interiores, por encima de los intercambios transfronterizos, algo que no debería suceder en el mercado único. De hecho, esto contraviene varios artículos del Tratado de la Unión Europea, incluido el artículo 18 del TFUE, que prohíbe la discriminación. También se puede considerar que ese comportamiento de un gestor de red de transporte infringe el artículo 102 del TFUE, que prohíbe el abuso de la posición dominante. Hasta ahora, las posibles violaciones de estas normas han sido investigadas principalmente en casos antitrust por la Dirección General de Competencia, en particular el asunto 39351, Interconectores suecos, a partir de 2010, y el asunto 40461, Interconector DE/DK, a partir de 2019. La refundición del Reglamento sobre la electricidad, negociada en el marco del paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos», confirma los principios clave en los que se basan las normas para el comercio de electricidad de acuerdo con el Tratado de la UE: la maximización y la no discriminación. Estos principios, que ya existían tanto en el anexo 1 del Reglamento (CE) n.º 714/2009 como en la Directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, se mantienen en el artículo 16 y se completan con determinados elementos adicionales. Si bien la refundición del Reglamento sobre la electricidad vuelve a recalcar la importancia de reducir la congestión estructural interna, también introduce un nuevo objetivo mínimo del 70 % para las capacidades de los interconectores que se pondrán a disposición del comercio transfronterizo de electricidad, al tiempo que dota a los Estados miembros de flexibilidad en la forma de alcanzar el objetivo. Los Estados miembros podrán ampliar su red, optar por volver a configurar sus zonas de ofertas para reflejar mejor la congestión estructural o adoptar un plan de acción con inversiones en la red a fin de aliviar esta congestión estructural antes de que finalice 2025. Aunque sobre la base del Tratado UE y las normas sectoriales de electricidad, los gestores de redes de transporte ya tienen hoy en día la obligación de maximizar plenamente las capacidades de interconexión, el paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos» tiene por objeto garantizar que el 70 % de la capacidad, como mínimo, esté disponible a más tardar a finales de 2025 en cada uno de los interconectores de la UE. Esta nueva legislación equilibra el objetivo de aumentar el comercio mediante la introducción de un objetivo, al tiempo que garantiza que los GRT dispongan de las herramientas necesarias para mantener el funcionamiento seguro del sistema. 2.2.3.2. Mecanismos de capacidad más coordinados y menos perjudiciales En los últimos años, el mercado europeo de la electricidad se ha transformado rápidamente con el rápido aumento de la generación de energía variable, unido a la disminución de la demanda de electricidad tras la crisis financiera y económica de 2008-2009. Los generadores de energía renovable variable con bajo coste marginal han desplazado o reducido significativamente las horas de funcionamiento de las centrales de energía térmica. Al mismo tiempo, las centrales de energía térmica, como las centrales eléctricas de gas, pueden proporcionar una importante flexibilidad al sistema. Esta evolución ha suscitado la preocupación de algunas partes interesadas y de los gobiernos sobre si el sistema de energía será capaz de satisfacer la demanda a largo plazo. En respuesta, muchos Estados miembros han introducido mecanismos de capacidad en apoyo de la suficiencia de la generación. Los mecanismos de capacidad apoyan a las centrales de energía para que estén disponibles para generar electricidad cuando sea necesario. A cambio, los mecanismos proporcionan pagos a estas centrales de energía. Estos pagos por capacidad se suman a las ganancias que las centrales de energía obtienen por la venta de electricidad en el mercado de la energía. Los mecanismos de capacidad mal diseñados pueden distorsionar gravemente el mercado interior. La refundición del Reglamento sobre la electricidad establece un nuevo marco para la introducción y el diseño de mecanismos de capacidad destinados a facilitar la labor de la Comisión para hacer cumplir la legislación en materia de ayudas estatales y completar las normas vigentes que rigen los mecanismos de capacidad. Las nuevas normas exigen que los Estados miembros que sufren problemas de adecuación, que se detectaron sobre la base de la evaluación de la adecuación realizada con arreglo a la metodología de evaluación de la adecuación en toda la Unión Europea, elaboren y ejecuten un plan de ejecución (plan de reforma del mercado), en el que se exponga la forma en que se proponen abordar las causas fundamentales de su problema de adecuación con reformas del mercado. Deben remitir este plan a la Comisión para que esta emita un dictamen sobre si las reformas de mercado propuestas son adecuadas para el propósito. Se introdujo un proceso para supervisar la forma en que se aplican estas reformas. Las nuevas normas garantizan que las opciones de diseño de los mecanismos de capacidad minimicen su impacto en el funcionamiento del mercado. Esto significa que deben: ·estar abiertas a la participación de los generadores del otro lado de la frontera; ·estar limitadas en el tiempo; y ·eliminarse gradualmente cuando se resuelvan los problemas de adecuación subyacentes. Los mecanismos de capacidad también deben estar abiertos a todas las tecnologías, incluidas las renovables. Sin embargo, hay una condición importante: las centrales de energía que participan en los mecanismos de capacidad no pueden emitir más que el límite de emisión de 550 g CO2/kWh. Esto garantiza que las centrales eléctricas verdaderamente contaminantes, como las instalaciones de generación a partir de carbón, queden efectivamente excluidas de los mecanismos. Hasta ahora, la Comisión ha emitido dictámenes sobre seis planes de reforma del mercado. Algunas de estas medidas son relativamente concretas. Por ejemplo, las normas aconsejan que se eliminen gradualmente los regímenes regulados de precios al consumidor final (o al menos que se flexibilice la regulación de los precios), que se elimine toda restricción de precios en los mercados mayoristas, que se fije el valor de las reservas del sistema para equilibrar los precios de la energía (la «función de fijación de precios de escasez») y que se aumente la interconexión con los vecinos. Otro grupo de medidas son relativamente abiertas, como la eliminación de todas las distorsiones reglamentarias o la habilitación de la participación del lado de la demanda, la autogeneración y la eficiencia energética. Actualmente, la ACER, las autoridades nacionales de reglamentación (ANR) y los GRT están llevando a cabo una labor adicional para implementar la nueva legislación. La ACER ha adoptado metodologías para la realización de una avanzada evaluación de la adecuación de la UE, el cálculo del valor de la carga perdida y la norma de fiabilidad. Además, la ACER y la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (REGRT de Electricidad) también están elaborando un conjunto de metodologías para permitir la participación transfronteriza en los mecanismos de capacidad. Además, la ACER ha publicado una guía sobre cómo calcular el límite de emisiones de CO2.

La nueva legislación tiene por objeto aportar un enfoque coordinado a los mecanismos de capacidad, asegurándose de que no distorsionen el mercado interior de la electricidad de la Unión Europea más de lo necesario y de que no se utilicen para sustituir las reformas necesarias en los Estados miembros. La nueva legislación también complementará la labor de la Comisión Europea en la ejecución de la legislación en materia de ayudas estatales, que seguirá siendo la principal herramienta de la UE para garantizar que los mecanismos de capacidad individual se ajusten a las normas del mercado interior. Por último, ayudará a conciliar los objetivos de seguridad de suministro con el imperativo de la transición hacia la energía limpia. 2.2.3.3. Aplicación adecuada de las normas de separación para el almacenamiento El almacenamiento de energía eléctrica mediante diversas tecnologías (como la acumulación de agua por bombeo, el almacenamiento químico en baterías o la presión del aire) es un aspecto importante del sistema eléctrico. Con la creciente participación de las energías renovables variables en la producción total de electricidad, y con los avances en las diferentes tecnologías de almacenamiento, se prevé que el almacenamiento desempeñe un papel cada vez más importante en el mercado interior. Más allá de la acumulación de agua (por bombeo) tradicional, que sigue siendo el principal depósito de almacenamiento de energía eléctrica en la UE , el almacenamiento químico en baterías se ha ampliado considerablemente y se ha convertido en un importante factor de mercado, en particular para los servicios del sistema, como el suministro de capacidad de balance. La UE apoya firmemente el desarrollo de las tecnologías de almacenamiento de energía para que se conviertan en una tecnología clave para el éxito de la transición energética. El amplio marco de gobernanza de la Unión de la Energía y el plan de acción estratégico para las baterías fueron pasos importantes para ayudar a construir una base industrial sobre baterías integrada, sostenible y competitiva a escala mundial. Los progresos realizados se evaluaron y se resumieron en un informe de la Comisión . A fin de permitir que el almacenamiento de la energía alcance su pleno potencial en lo que respecta a una gama de servicios y una variedad de tecnologías, es importante garantizar mercados abiertos y competitivos para los servicios de almacenamiento de energía. El paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos» establece importantes principios para la no discriminación del almacenamiento, la respuesta a la demanda y la generación distribuida, excluyendo por ejemplo las reglas de mercado que favorecerían arbitrariamente la generación de electricidad convencional. Una importante decisión adoptada en la refundición de la Directiva sobre la electricidad fue la de excluir, en general, a los gestores de redes de transporte o distribución de la propiedad y la explotación de los sistemas de almacenamiento de electricidad. La exigencia de la plena separación de los activos de almacenamiento tiene por objeto abordar las ventajas sistémicas de los gestores de redes que, de otro modo, podrían discriminar en favor de sus propios activos frente a los de sus competidores, por ejemplo adquiriendo servicios del sistema principalmente a partir de sus propios activos. Este riesgo es aún mayor que para la mayoría de los activos de generación clásicos, ya que el almacenamiento de energía (debido a su gran flexibilidad, pero capacidad de almacenamiento limitada) a menudo obtendrá una mayor proporción de ingresos procedentes de los servicios de la red que de la venta directa de electricidad en el mercado. Además, los gestores de redes podrían influir en el desarrollo y el funcionamiento de la red de tal manera que se requiera, o se reduzca, la necesidad de servicios específicos de la red. Así pues, la creación de intereses propios de los gestores de redes en el mercado en desarrollo del almacenamiento de energía podría convertirse en un obstáculo importante para el desarrollo de este mercado y el logro de los objetivos de la Unión de la Energía. En vista de lo anterior, los artículos 36 y 54 de la refundición de la Directiva sobre la electricidad excluyen en general a los gestores de redes de transporte y distribución de la propiedad, el desarrollo, la gestión o la explotación de instalaciones de almacenamiento de energía. Sin embargo, la refundición de la Directiva sobre la electricidad reconoce la posibilidad de hacer excepciones a esta exclusión en dos casos. En primer lugar, con sujeción a la aprobación reglamentaria, los gestores de redes podrán poseer y explotar componentes de red totalmente integrados. Esta excepción está destinada a los componentes de la red que tradicionalmente han formado parte de las redes de transporte o distribución de electricidad, como los condensadores integrados en subestaciones. En segundo lugar, cuando se reconozca que una instalación de almacenamiento de energía es necesaria para asegurar que el funcionamiento del sistema sea eficiente, fiable y seguro, pero esta instalación no se utilice para comprar o vender electricidad, se podrá llevar a cabo un procedimiento de licitación. Si en un procedimiento de licitación abierto, transparente y no discriminatorio se demuestra que otras partes no están dispuestas o no son capaces de prestar esos servicios a un coste razonable y de manera oportuna, la autoridad nacional de reglamentación podrá dar su aprobación al gestor de la red para que posea y administre una instalación de almacenamiento de energía. Cuando se haya concedido una excepción, la capacidad del mercado para prestar esos servicios se someterá a un examen periódico, con miras a eliminar gradualmente la actividad del gestor de red en ese ámbito. Esta opción de excepción otorga a las ANR un papel importante, exigiéndoles que evalúen detenidamente toda solicitud de concesión de excepciones. Es importante que las excepciones no se conviertan en la norma y se limiten a circunstancias excepcionales, a fin de permitir el desarrollo de servicios de almacenamiento de energía innovadores y eficientes en un mercado competitivo. La Comisión apoyará a las autoridades reguladoras en esta tarea y vigilará de cerca la implementación. 3.Mercado mayorista de gas Actualmente, en la UE se consumen cada año alrededor de 5 000 TWh de gas natural, lo que constituye alrededor del 95 % de la demanda total de combustible gaseoso actual. Representa aproximadamente el 25 % del consumo total de energía de la UE, incluido alrededor del 20 % de la producción de electricidad de la UE, y el 39 % de la producción de calor. Los combustibles gaseosos son un insumo clave para los procesos industriales, como portadores de energía y como materias primas. Los gases son una fuente de flexibilidad para un sistema energético cada vez más basado en la generación de sistemas de energía renovable variables y, junto con las energías renovables, están sustituyendo progresivamente tanto al carbón como al petróleo Los mercados de combustibles gaseosos que funcionan bien y tienen liquidez desempeñan un papel crucial en el logro de las aspiraciones ambientales del Pacto Verde Europeo, que prevé la descarbonización del sector del gas mediante un diseño orientado al futuro para mercados del gas descarbonizados competitivos. El buen funcionamiento de los mercados es también un requisito previo para garantizar una energía asequible para los consumidores, la competitividad de las industrias y la seguridad del suministro. 3.1. Indicadores clave: concentración, liquidez y convergencia Los mercados mayoristas de gas se han desarrollado mucho en los últimos años. Los volúmenes comercializados en los centros de distribución de gas natural se elevaron a un máximo histórico en 2019. Esta tendencia continuó en 2020, y los volúmenes comercializados en los centros de distribución de gas europeos registraron un aumento interanual del 32 % en el primer trimestre de 2020 (hasta 5 010 TWh). El aumento en 2020 puede atribuirse principalmente al incremento de la actividad de cobertura en los mercados, ya que los precios se volvieron más volátiles y las diferencias de precios de los contratos se ampliaron también como resultado de la crisis de la COVID-19. El Mecanismo de Transferencia de Títulos (TTF) de los Países Bajos se está convirtiendo en un punto de referencia también para el gas natural licuado (GNL) comercializado a escala internacional . La conectividad y el acceso a las diferentes fuentes de gas también siguen mejorando. Solo tres mercados tenían acceso a menos de tres fuentes de suministro. Sin embargo, dos de ellos (Irlanda y Dinamarca-Suecia) están conectados a un centro de distribución diversificado y también obtienen buenos resultados en el índice de concentración del mercado [índice Herfindahl-Hirschmann (IHH)] y el índice de oferta residual [índice de fuerza relativa (RSI por sus siglas en inglés)]. Esto deja solo a los mercados letón-estonio y finlandés por debajo del indicador del modelo de objetivo mínimo de gas. Figura 6 Visión general de los Estados miembros según la métrica de salud del mercado del modelo objetivo del gas de la ACER [ACER Gas Target Model (AGTM)] (RSI de las empresas de fases iniciales, IHH y número de fuentes de suministro), 2019 Fuente: Cálculo de la ACER basado en los datos de capacidad de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (REGRT de Gas), Eurostat y las ANR. La convergencia de precios había mejorado en los últimos años y era mayor en el noroeste de Europa. Sin embargo, a nivel europeo disminuyó en 2019, mostrando mayores diferencias de precios entre mercados durante más días a lo largo del año. Esto podría atribuirse a la dinámica general de los altos precios del gas en 2019 .

Figura 7: Convergencia de precios diarios entre el TTF y algunos centros de distribución de la UE (2017-2019); % de días de comercio dentro de un rango de precios determinado Fuente: Cálculo de la ACER basado en los datos de los precios de Platts e ICIS Heren. Notas: Los diferenciales en euros/MWh se calculan como el diferencial de precio absoluto entre pares de centros de distribución, independientemente del descuento o la prima. Los costes de abastecimiento de gas disminuyeron considerablemente en 2019 en la mayoría de los Estados miembros. Esto dio como resultado una factura de importación de gas sustancialmente menor para la UE. Las estimaciones para 2019 indican una factura de importación de gas de la UE por un total de 69 000 millones EUR, una reducción de casi el 30 % que refleja el impacto de la caída de los precios de importación. Figura 8: Costes medios estimados de aprovisionamiento de gas de los proveedores en 2019 por los Estados miembros de la UE y las partes contratantes de la Comunidad de la Energía y delta con precios de cobertura del centro de distribución TTF; euros/MWh Fuente: Cálculo de la ACER basado en Comext de Eurostat, ICIS y las ANR tanto de los Estados miembros de la UE como de los CP de la Comunidad de la Energía. Nota: Los precios de importación de AT, NL, FR y PL no pudieron evaluarse. 3.2. Principales novedades en materia de reglamentación 3.2.1. Fusiones de mercado El modelo de objetivos de gas propone superar la segmentación del mercado interior, causada, entre otras cosas, por las tarifas de entrada/salida aplicadas y su consecuente acumulación («pancaking»), mediante fusiones graduales, voluntarias y ascendentes en el área del mercado. La experiencia demuestra que las fusiones de mercados transfronterizos no se materializan fácilmente. Cuanto más profunda sea la integración, mayor será la necesidad de acordar un conjunto de normas armonizadas, lo que hace que una fusión completa del mercado sea una empresa compleja. Hasta ahora, no existe ejemplo alguno de una fusión transfronteriza completada entre países en la UE. Sin embargo, hay algunos intentos en curso. El marco reglamentario para la cooperación e integración regionales en el mercado del gas es relativamente débil en comparación con el mercado de la electricidad. En la actualidad no existen disposiciones que orienten o exijan sistemáticamente el proceso de fusión de mercados y faciliten la integración de los mercados regionales. 3.2.2. Códigos de la red de gas El tercer paquete energético sienta la base jurídica para establecer normas europeas comunes más detalladas en forma de códigos de red de gas y directrices marco, con el fin de armonizar y coordinar los diferentes procesos de los mercados y sistemas energéticos. Desde la entrada en vigor del Reglamento (CE) n.º 715/2009 en 2011, se han adoptado cinco códigos y directrices de red, que abarcan los mecanismos de asignación de capacidad (CR CAM), las normas de balance de gas (CR BAL), los procedimientos de gestión de la congestión (Directriz CMP), la interoperabilidad entre sistemas de gas (CR IO) y las estructuras tarifarias de transporte (CR TAR). La armonización de estas normas técnicas ha contribuido a la mejora del funcionamiento del mercado a escala nacional (en particular el CR BAL) y ha desarrollado aún más la interconexión de los mercados nacionales de gas. En particular, el CR CAM ha armonizado plenamente el procedimiento y el calendario de reserva de la capacidad de transporte, lo que fomenta la competencia y la accesibilidad de los mercados nacionales. El CR TAR más recientemente adoptado ha introducido amplios requisitos de publicación sobre los parámetros y cálculos de las tarifas del gas, lo que proporciona una mayor transparencia y previsibilidad de las tarifas para los usuarios de la red en toda la UE, al tiempo que pone de relieve los posibles valores atípicos de las tarifas. Si bien la aplicación de los códigos de red está muy avanzada en todos los Estados miembros, la aplicación continua de estas normas por parte de la Comisión sigue siendo crucial para la realización del mercado interior de la energía. 3.3. Descarbonización del sector del gas La Estrategia de la Unión Europea para la integración del sistema energético y la Estrategia de hidrógeno, adoptadas por la Comisión en el verano de 2020, establecieron la forma en que los mercados energéticos podrían contribuir al logro de los objetivos del Pacto Verde Europeo, incluida la descarbonización de la producción y el consumo de gas necesarios en la transición hacia la neutralidad climática. A fin de permitir una descarbonización rentable, la Estrategia de integración del sistema energético anuncia que se reexaminará el marco reglamentario del mercado del gas «de manera que facilite la adopción de gases renovables y la facultación de los clientes, al tiempo que se garantice un mercado interior del gas integrado, líquido e interoperable en la UE». Si bien el hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono es actualmente el tema principal de la integración de los sistemas energéticos, otros gases renovables y con bajas emisiones de carbono, como el biometano, ya están desempeñando un papel importante en el sector de la energía. 3.3.1. Integrar a los productores de biometano y de pequeña escala Actualmente, la producción más importante de gases renovables en la UE son el biogás y el biometano con unos 17 bcm anuales. Había más de 17 000 instalaciones de biogás en 2015 y unas quinientas plantas de biometano en la UE están conectadas a la red de gas. El biogás se utiliza principalmente para producir electricidad y calor, a menudo en el marco de planes de apoyo. Una vez que los planes de apoyo terminen, las plantas de biogás existentes pueden decidir invertir en la mejora del biogás para convertirlo en biometano e inyectarlo en la red de gas. Se espera que las inversiones en nuevas plantas contribuyan a un aumento considerable de la producción de biogás y biometano.

La gran mayoría de las 500 plantas de biometano actuales están conectadas a nivel de distribución. En la práctica, la inyección a nivel de distribución requiere que los consumidores conectados a esa red local consuman. En los casos de exceso de oferta a nivel de distribución y sin posibilidad de inyectar gas desde el nivel de distribución hasta el nivel de transporte, los productores de biometano se ven privados del acceso a los mercados mayoristas y al comercio transfronterizo. Esto podría distorsionar la igualdad de condiciones con respecto a otros productores de gas y puede ser un obstáculo para el aumento de la producción de gas renovable en el futuro. Figura 9: Evolución de la producción de biogás y biometano en la UE (2010-2018); TWh/año Fuente: Cálculos de la ACER basados en Eurostat. 3.3.2. Problemas de calidad del gas La integración de volúmenes cada vez mayores de biometano, GNL y cierto interés de los Estados miembros por mezclar hidrógeno en la red de gas natural plantea nuevos retos para el funcionamiento de las redes de gas. Se plantean cuestiones relativas a la calidad del gas, tanto a nivel de transporte como de distribución, que pueden afectar al diseño de la infraestructura del gas, a las aplicaciones para usuarios finales, así como a la interoperabilidad de los sistemas transfronterizos. Las normas sobre la calidad del gas, es decir, sobre las propiedades químicas y físicas de los gases, garantizan la integridad y la seguridad tanto de la infraestructura del gas como de los aparatos finales (por ejemplo, las turbinas de gas en la producción de electricidad o los hornos en los procesos industriales). Al mismo tiempo, es esencial que las especificaciones de calidad del gas no obstaculicen la producción y el transporte de gases renovables y descarbonizados a los consumidores. En el pasado, los Estados miembros elaboraron normas nacionales de calidad del gas basadas en la calidad relativamente estable de sus fuentes de gas históricas. En caso de que surjan problemas de comercio transfronterizo debido a diferencias en la calidad del gas o en su especificación entre los Estados miembros, el código de red sobre las normas de interoperabilidad y de intercambio de datos define un procedimiento de solución de controversias. Sin embargo, este procedimiento se limita a los puntos de interconexión transfronterizos y se basa en los principios generales de alto nivel de la solución de controversias de la ACER. Más allá de las divergentes normas nacionales de calidad de los gases, existe una norma del Comité Europeo de Normalización («CEN») relativa a la calidad del gas del Grupo H (EN 16726:2015), que define el ancho de banda aceptable para una serie de parámetros pertinentes. Sin embargo, esta norma de calidad de gas CEN no es vinculante y no incluye el índice de Wobbe, que es un indicador clave de la intercambiabilidad de los diferentes gases. A fin de garantizar la inclusión de este importante parámetro en la norma del gas del Grupo H, la Comisión invitó al CEN a proponer un rango y una tasa de cambio aceptables para el índice de Wobbe en la UE. Este proceso del CEN sigue en curso. 3.3.3. Preparar el mercado y la infraestructura para el hidrógeno El hidrógeno goza de una renovada y creciente atención, ya que ofrece una solución para descarbonizar los procesos industriales y los sectores económicos en los que la reducción de las emisiones de carbono es urgente y difícil de lograr. Mientras que el tercer paquete energético se aplica a todos los gases que pueden ser inyectados con seguridad en la red de gas, no es aplicable a las redes que transportan hidrógeno puro. La Estrategia de hidrógeno establece la visión de la Comisión de apoyar el desarrollo progresivo de una economía de la UE más basada en el hidrógeno y, entre otras cosas, prevé una revisión de la actual legislación de la UE para los mercados del gas. El uso de la infraestructura ha aumentado especialmente en el caso de las terminales para GNL. La mayor utilización de las terminales de GNL refleja la posición competitiva del GNL frente al gas por gasoducto. Figura 10: Tasas de utilización de envío diario en los países de la UE con terminales para GNL en funcionamiento Fuente: Figura 6 del Estudio de Trinomics sobre la mejora y modernización del mercado del gas. Marco regulador de las terminales para GNL, mayo de 2020 El Reglamento (UE) n.º 347/2013 (RTE-E) obliga a las REGRT de Gas y Electricidad a utilizar escenarios conjuntos para sus respectivos planes decenales de desarrollo de la red. Las REGRT han trabajado con objeto de desarrollar estos escenarios conjuntamente para el plan decenal de desarrollo de la red 2020. El trabajo de análisis de distintos supuestos no solo se lleva a cabo para probar las futuras necesidades y proyectos de infraestructura de electricidad y gas, sino que también se basa en las interacciones entre los sistemas de gas y electricidad a fin de evaluar la infraestructura de un sistema de energía híbrido. La Estrategia de integración del sistema energético identificó la revisión del alcance y la gobernanza del plan decenal de desarrollo de la red para garantizar la plena coherencia con los objetivos de descarbonización de la UE y la planificación intersectorial de la infraestructura como parte de la revisión del Reglamento RTE-E (2020) y otra legislación pertinente (2021).

4.Mercados al por menor 4.1. Concentración del mercado 4.1.1. Electricidad Con respecto al mercado de la electricidad, los principales minoristas de la UE han ido perdiendo cuotas de mercado. En 2018, la proporción de los mayores minoristas disminuyó en dieciséis Estados miembros en comparación con 2017. Por otra parte, el número de minoristas disminuyó en trece Estados miembros y aumentó solo en nueve de ellos, y la concentración del mercado aumentó en seis. En Chequia, Eslovaquia, España, Grecia y Portugal el número de minoristas creció, mientras que los principales actores del mercado perdieron cuotas de mercado. Esto apunta a un aumento de las opciones de los consumidores y de la competencia. Por otra parte, en Bélgica, Estonia, Finlandia, Lituania y Suecia el número de minoristas disminuyó y la cuota de mercado de los principales actores aumentó. En Chipre, Grecia y Malta, todavía hay un solo minorista en el mercado. En Croacia, dos actores principales acumulan el 88 % del mercado entre ellos. Figura 11: Principales minoristas de electricidad y sus cuotas de mercado acumuladas en 2018 Fuente: Hojas de datos, por países, de la Dirección General de Energía (DG ENER) basadas en las encuestas de Eurostat sobre los indicadores de los mercados de la electricidad. 4.1.2. Gas En cuanto a los mercados del gas, en 2018 los principales minoristas perdieron cuotas de mercado en trece Estados miembros y solo ganaron terreno en nueve. Por otra parte, el número de minoristas disminuyó en catorce Estados miembros y solo aumentó en seis de ellos. En Austria, Letonia y Lituania el número de minoristas aumentó, mientras que los principales operadores del mercado perdieron cuotas de mercado. En Hungría los operadores dominantes también perdieron cuotas de mercado, pero el número de operadores se mantuvo sin cambios. En Estonia, el principal minorista seguía copando el 90 % del mercado. En Italia, Polonia y el Reino Unido, la concentración del mercado aumentó al disminuir el número de minoristas, mientras que los principales operadores ganaron cuotas de mercado. En Bulgaria, Letonia, Lituania y Polonia solo dos empresas se reparten la mayor parte del mercado minorista. Por el contrario, hay por lo menos seis minoristas principales en Austria, Bélgica, Chequia, Eslovenia, Grecia, Irlanda, Portugal y Rumanía. Figura 12: Principales minoristas de gas y sus cuotas de mercado acumuladas en 2018 Fuente: Hojas de datos, por países, de la DG ENER basadas en las encuestas de Eurostat sobre los indicadores de los mercados del gas natural . En Estonia y en el aislado mercado finlandés, todavía hay un solo minorista que domina el mercado. Los mayores minoristas también tienen la mayoría del mercado en Letonia y Lituania. Por otra parte, la empresa más grande no posee más del 30 % del mercado en Bélgica, Chequia, Italia y Rumanía. Figura 13: Cuota de mercado del mayor minorista de gas natural en 2018

Fuente: Hojas de datos, por países, de la DG ENER basadas en las encuestas de Eurostat sobre los indicadores de los mercados del gas natural . 4.2. Precios al por menor (incluidos los componentes de precio) 4.2.1. Precios de la electricidad El progreso del mercado único de la energía siguió avanzando en la medida en que las diferencias entre los componentes de la energía en los distintos Estados miembros son menores que antes. Desde 2010, se han distribuido un 14 % y un 9 % menos entre los hogares y los consumidores industriales, respectivamente . Esto contribuyó al aumento de la convergencia de los precios minoristas totales que se observa desde 2016. Sin embargo, la convergencia vino acompañada por un aumento a largo plazo de los precios de la electricidad al por menor. Entre 2017 y 2019 el precio medio de venta al público para los hogares de la Europa de los Veintisiete aumentó un 4 %, prosiguiendo su tendencia al alza desde 2010 . Los precios de la electricidad para los consumidores domésticos oscilaban entre 98 EUR/MWh en Bulgaria y 295 EUR/MWh en Dinamarca. El precio medio de la Europa de los Veintiocho fue de 217 EUR/MWh . Dinamarca y Alemania notificaron los componentes de impuestos más altos, de casi 190 y 156 EUR/MWh respectivamente, lo que representaba más de la mitad del precio total de venta al público en 2019. Por término medio, los componentes de precio que no son el resultado de la competencia, sino que son fijados por los reguladores (por ejemplo las tasas de red reguladas y los impuestos y gravámenes) siguen dominando el precio al por menor. Esto dificulta los esfuerzos por empoderar a los consumidores para que participen activamente en el mercado de la electricidad, por ejemplo por medio del ajuste de su demanda o la activación de la autogeneración, beneficiándose de las diferencias en la demanda y la oferta. Los impuestos más bajos sobre la electricidad, tanto en términos absolutos como relativos, fueron evaluados en Malta (8 EUR/MWh) . Bélgica registró el mayor componente de la red, de 109 EUR/MWh, en 2019. En el lado opuesto del espectro, Malta y Bulgaria tenían las tarifas de red más bajas (25 EUR/MWh) . Los mayores componentes energéticos se registraron en los sistemas insulares de Irlanda (125 EUR/MWh), Chipre (124 EUR/MWh) y Malta (97 EUR/MWh). Los valores más bajos del componente energético se registraron en Hungría (42 EUR/MWh) y Polonia (43 EUR/MWh), mercados con formas más fuertes de regulación de precios . Figura 14: Precios de la electricidad de consumo doméstico en la UE en 2019 (banda DC) Fuente: Informe sobre los precios y costes de la energía en Europa, COM(2020) 951. 4.2.2. Precios del gas La evolución de los precios en el mercado del gas también demuestra que hay un progreso en la realización del mercado interior. Los precios del gas al por menor para los clientes domésticos aumentaron un 2,1 % anual entre 2010 y 2019, mientras que para los clientes industriales de nivel medio los precios aumentaron solo ligeramente, un 0,1 %, y para los grandes industriales disminuyeron un 1,3 % . Los precios del gas para los hogares, en su condición de consumidores, oscilaron entre 33 EUR/MWh en Hungría y 116 EUR/MWh en Suecia . En Dinamarca la cuota del componente energético fue la más baja (apenas el 26 % en 2019), mientras que la cuota de impuestos fue la más alta (41 EUR/MWh) . Los consumidores de Luxemburgo fueron los que menos gastaron en impuestos y gravámenes. En 2019, los componentes de red más altos para los precios del gas natural en los hogares se registraron en Portugal . Figura 15: Precios del gas de consumo doméstico en 2019 (banda DC) Fuente: Informe sobre los precios y costes de la energía en Europa, COM(2020) 951. . 4.3. Intervenciones estatales en los precios de la electricidad y el gas al por menor En 2018, catorce países comunicaron una intervención directa en el mecanismo de fijación de los precios de la electricidad al por menor en el segmento doméstico. En el caso del segmento no doméstico, ocho informaron sobre esos mecanismos. En cuanto a los precios del gas, once países comunicaron la intervención en el segmento doméstico y cinco en el segmento no doméstico . Hubo un claro progreso en el segmento no doméstico del mercado de la energía, ya que ha disminuido el volumen tanto de gas como de electricidad afectado por los precios regulados. Por otra parte, se realizaron escasos progresos en el segmento doméstico. 4.3.1. El segmento doméstico

La regulación de los precios al usuario final de la electricidad se aplicó a los hogares en nueve países (Bulgaria, Chipre, España, Francia, Hungría, Lituania, Malta, Polonia y Portugal) y del gas en ocho (Bulgaria, Croacia, España, Francia, Hungría, Letonia, Polonia y Portugal). En el Reino Unido y Bélgica, la intervención en los precios se refería únicamente a los mecanismos de precios especiales para clientes vulnerables. En Bulgaria, Lituania y Malta, en el caso de la electricidad, y en Bulgaria y Polonia, en el del gas, el 100 % de los hogares se abastecen con arreglo a un mecanismo de intervención de precios. En Hungría y Polonia, el porcentaje de hogares del país afectados por la intervención en los precios es superior al 90 % en el caso de la electricidad, y en Croacia y Hungría en el del gas. Figura 16: Intervención en los precios de la electricidad y el gas en 2018 (consumo doméstico) Fuente: Monitoring Report on the Performance of European Retail Markets in 2018 [«Informe de seguimiento del rendimiento de los mercados minoristas europeos en 2018» documento en inglés], Informe del CEER. 4.3.2. El segmento no doméstico La regulación de los precios al usuario final de la electricidad existía en seis países (Bulgaria, Chipre, Francia, Hungría, Malta y Portugal) y en cuatro países en el caso del gas (Bulgaria, Francia, Hungría y Portugal) . En Chipre y en Malta todos los consumidores de electricidad no domésticos se abastecieron con precios regulados. En los otros cuatro países, en lo que respecta al consumo, menos del 10 % de los consumidores no domésticos pagaron precios regulados . En todos los países se ha registrado una disminución de la proporción de clientes no domésticos en los precios regulados. En lo que respecta a los precios del gas, en Bulgaria todos los consumidores no domésticos se abastecían a precios regulados. Por otra parte, el consumo regulado era insignificante en Portugal y Francia . En cuanto a la electricidad, la proporción de gas consumido a precios regulados en el grupo de tarifas no domésticas ha disminuido. Figura 17: Intervención en los precios de la electricidad y el gas en 2018 (consumo no doméstico) Fuente: Monitoring Report on the Performance of European Retail Markets in 2018 [«Informe de seguimiento del rendimiento de los mercados minoristas europeos en 2018» documento en inglés], Informe del CEER. 4.4. Protección y empoderamiento de los consumidores La refundición de la Directiva sobre la electricidad, adoptada en 2019 como parte del paquete de medidas «Energía limpia para todos los europeos», tiene por objeto garantizar un mercado de la electricidad competitivo en la UE, que esté centrado en el consumidor, y sea flexible y no discriminatorio. Coloca al consumidor en el centro de la transición a la energía limpia y refuerza aún más los derechos de los consumidores, incluida la participación activa en el mercado de la energía, tiempos de cambio más cortos, acceso a herramientas de comparación de precios y contadores inteligentes, así como facturas de energía más claras y frecuentes. La refundición de la Directiva sobre la electricidad también permite a los consumidores participar de forma activa en el mercado de la energía, con la posibilidad de generar y vender energía desde sus hogares. Esto podría cambiar de forma drástica el sistema eléctrico, aunque los consumidores residenciales que producen y consumen electricidad en sus casas —principalmente a través de paneles fotovoltaicos (FV)— ya existen en algunos Estados miembros . Sin embargo, a pesar del aumento del uso de paneles fotovoltaicos, la participación de los consumidores en el mercado de la energía seguía siendo baja antes de la adopción de la refundición de la Directiva sobre la electricidad . La refundición de la Directiva sobre la electricidad tiene por objeto facilitar y acelerar el cambio de proveedor. Permite a los consumidores cambiar de proveedor de electricidad en tres semanas. Para 2026, esto será posible en veinticuatro horas. El cambio de proveedores es gratuito, salvo en el caso de la rescisión anticipada de los contratos de plazo fijo. En la mayoría de los Estados miembros, la duración máxima legal de un cambio de electricidad y gas era de tres semanas o entre quince y dieciocho días laborables (según datos de 2018). Sin embargo, los tiempos de cambio reales eran aún más largos en algunos países . El cambio en veinticuatro horas solo era posible en Italia . En general, las tasas de cambio de domicilio han aumentado para el gas y la electricidad en la mayoría de los Estados miembros en 2018. En cuanto a la electricidad, en tres países no se informó de ningún o casi ningún cambio de proveedor, mientras que en dos solo había un proveedor y el cambio no era posible . Figura 18: Tasas de cambio anuales para clientes domésticos de electricidad (por puntos de medición)