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 /* COM/2014/0634 final */





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 1. INTRODUCCIÓN En el curso de las dos últimas décadas, la política energética de Europa se ha orientado decididamente a la consecución de tres objetivos principales: la energía en la Unión Europea tiene que ser asequible, con precios competitivos, medioambientalmente sostenible y segura para todo el mundo. La existencia de un mercado interior de la energía bien integrado es condición previa indispensable para alcanzar esos objetivos de forma rentable. Los Jefes de Estado o de Gobierno reconocieron en 2011 la importancia de contar con un mercado interior de la energía y fijaron claramente para antes de que concluyera 2014 el plazo para su completa realización. Destacaron, además, que a partir de 2015 ningún Estado miembro de la UE debía quedar aislado de las redes europeas del gas y la electricidad[1]. Estos objetivos se han reiterado a menudo desde entonces y han recibido el apoyo explícito de la totalidad de los principales interesados, desde las asociaciones industriales hasta las organizaciones de consumidores[2]. Dada la enorme trascendencia que reviste el sector de la energía para la competitividad, el bienestar y la independencia de Europa, la UE no se puede permitir aquí ningún fracaso[3]. En noviembre de 2012, la Comisión presentó una información exhaustiva sobre el estado del mercado interior de la energía, pasando revista a todo lo que ya se había conseguido y mirando adelante también para concretar los tres principales retos en los que debía centrarse nuestra atención y nuestro trabajo en el futuro[4]. Dichos retos —y las medidas con ellos conectadas— consistían en lo siguiente: en primer lugar, la obligación de aplicar la normativa vigente y de actuar de conformidad con ella; en segundo lugar, la necesidad de preparar nuestros sistemas energéticos para un futuro hipocarbónico; y, en tercer lugar, la exigencia de dar protagonismo al consumidor como elemento clave de la necesaria transición y también como beneficiario último de los esfuerzos de liberalización. Ha llegado ahora el momento de analizar los avances realizados en la consecución de esos retos y de determinar los aspectos que quedan aún pendientes en esta tarea. En enero de 2014, la Comisión publicó un Informe sobre los «Precios y costes de la energía en Europa». En ese informe se indica que los precios al por mayor de la electricidad han bajado en la UE de forma significativa[5] y que los precios al por mayor del gas se han mantenido en general estables desde 2008. En cambio, los precios al por menor de la energía aumentaron notablemente en Europa entre 2008 y 2012 como consecuencia del aumento de los impuestos y tasas del sector, que representan una parte significativa de las facturas de electricidad al por menor[6]. Dichos precios, además, divergen considerablemente de unos Estados miembros a otros, lo que, no solo demuestra la importancia de realizar una evaluación completa de sus intervenciones, sino que también pone claramente de manifiesto la necesidad de una mayor coordinación de las distintas políticas y el potencial que tal coordinación ofrece[7]. Esa necesidad de coordinar las políticas desde los primeros momentos ha sido también una razón fundamental para que la Comisión propusiera en enero del presente año un nuevo marco para la nueva política en materia de clima y de energía hasta 2030. Un importante elemento de ese marco es el logro de un mercado interior de la energía competitivo e integrado que, además de aportar el entorno necesario para alcanzar de manera rentable los ambiciosos objetivos futuros de esa nueva política, contribuya a garantizar que no se vean falseados los precios de la energía que deban pagar las empresas y los hogares y que se mantenga la necesaria confianza de los inversores. La reciente crisis de Ucrania, con todos los riesgos que plantea para la seguridad del abastecimiento, demuestra una vez más todo lo que la UE puede ganar con unos mercados de la energía bien integrados e interconectados que posibiliten la diversificación de los suministros y la solidaridad en las situaciones de crisis. Tenemos que seguir centrando nuestros esfuerzos en varios objetivos, a saber, diversificar los suministros de gas, construir los enlaces que siguen faltando para conectar las zonas aisladas, desarrollar nuestros recursos energéticos hipocarbónicos —garantizando de forma segura y fiable la integración de las energías renovables—, crear plataformas de intercambio comercial fluido —eliminando los obstáculos administrativos innecesarios—, aumentar las inversiones destinadas a la configuración de redes inteligentes, capacitar a los consumidores y aplicar en toda la Unión en condiciones de igualdad una normativa común en el ámbito de la energía. La cooperación regional es indispensable para alcanzar esos objetivos, y la crisis de Ucrania pone claramente de manifiesto que las actuaciones aisladas han dejado de ser ya una opción posible para los Estados miembros. La presente Comunicación subraya que la Unión Europea se está moviendo en la buena dirección. Pero, si bien es cierto que estamos avanzando a buen ritmo, es cierto también que el trabajo no está aún terminado y que siguen existiendo claras deficiencias que obstaculizan el buen funcionamiento del mercado. 2. LA INTEGRACIÓN DEL MERCADO PROGRESA Y OFRECE YA RESULTADOS CONCRETOS Hay pocas dudas de que el logro de un mercado de la energía transfronterizo que funcione correctamente es el único instrumento realista para que la UE pueda mantener en el futuro un sector energético saludable y eficiente. Un reciente estudio encargado por la Comisión calcula que los beneficios económicos netos resultantes de la realización del mercado interior oscilarían en torno a los 16 000-40 000 millones de euros anuales[8]. 2.1 La base para una descarbonización rentable de nuestros sistemas energéticos es el logro de un mercado integrado Hoy día, el 23,5 % de la electricidad que se produce en la Unión y el 14 % del consumo final de energía de todos los sectores proceden de fuentes de energía renovables. Aunque todavía se precisen nuevos esfuerzos, esas cifras sitúan a la UE en buena posición para que pueda cumplirse el objetivo fijado, es decir, que nuestro consumo de energía procedente de esas fuentes alcance un 20 % de aquí a 2020. Dichas cifras, además, constituyen una sólida base para continuar trabajando y perseguir para 2030 un objetivo más ambicioso en materia de renovables[9]: la Comisión ha propuesto fijar ese objetivo a nivel de la UE en por lo menos un 27 %[10]. A medida que aumenta la penetración de las energías renovables, se plantean también nuevos retos. La variabilidad y la previsibilidad limitada de las energías solar y eólica hacen más acuciante la necesidad de estabilizar la red. Y, en tales condiciones, son, sin lugar a dudas, los mercados bien integrados los que mejor pueden hacer frente a esa necesidad[11]. Los mercados bien integrados permiten conectar zonas con combinaciones energéticas complementarias y aumentan así la resistencia del sistema energético a los vaivenes de la oferta y de la demanda. Un ejemplo ilustrativo de ello son los mercados hermanados alemán y francés en el ámbito de la electricidad, mercados en los que los continuos flujos transfronterizos permiten a Alemania mantener la estabilidad de su sistema en momentos en que el sol y el viento son abundantes, al tiempo que garantizan a Francia su abastecimiento en los momentos de máxima demanda. Los intercambios transfronterizos de electricidad entre la mayor parte de los países de la UE han registrado un aumento, como también lo ha hecho el uso de interconectores (entre 2008 y 2012 se incrementó en 23 Estados miembros la cuota de las importaciones en la electricidad total disponible para el consumo final). Ese comercio, sin embargo, está todavía muy lejos de aprovechar todo su potencial. El desarrollo de los intercambios exige reforzar la conexión física de nuestros mercados, que sigue siendo todavía insuficiente en numerosas zonas de la UE. Exige también que se eliminen los obstáculos que siguen oponiéndose al comercio transfronterizo, como las restricciones impuestas a las exportaciones o los requisitos desproporcionados para la obtención de permisos. Además, el buen funcionamiento de los mercados puede impulsar y recompensar la flexibilidad y la eficiencia energética. Si logramos que los precios reflejen el equilibrio de la oferta y la demanda y que los consumidores puedan ajustar sus patrones de consumo a las señales enviadas por los precios (respuesta de la demanda), se podrá reducir el coste total que supone garantizar los suministros de energía, ya que disminuirá la necesidad de recurrir en las situaciones de punta a capacidades suplementarias de generación y transporte y a los altos costes que estas representan 2.2 La existencia de un mercado interior de la energía bien conectado es fundamental para garantizar el abastecimiento energético En comparación con otras regiones del mundo, Europa ha venido disfrutando tradicionalmente de un altísimo nivel de seguridad en sus suministros de electricidad gracias, entre otras cosas, a la fiabilidad de sus redes. Como ya antes se ha indicado, mantener el mismo nivel de estabilidad de la red se convierte en un reto cada vez mayor a medida que aumenta la cuota de las energías renovables variables que entran en la combinación energética. Para mantener el equilibrio del sistema durante todo el día, es preciso que las redes de transporte de electricidad de Europa se conecten mejor entre sí y que haya una mayor cooperación entre los operadores. Si se amplía la zona conectada, se podrá contrarrestar mejor la variabilidad de las fuentes de energía renovables. Es preciso por ello que Europa siga controlando los efectos que tienen en la integración de los mercados transfronterizos los flujos de energía imprevistos o no planificados (los llamados «flujos en bucle» o loop flows), que siguen causando problemas en diferentes partes de Europa Central y Oriental. En el caso del gas, es más evidente incluso que la existencia de un mercado interior competitivo e integrado constituye la condición fundamental para que Europa cuente con un alto nivel de seguridad en su abastecimiento. La crisis de Ucrania de este año ha colocado de nuevo el tema de la seguridad y la dependencia energéticas entre las prioridades de la agenda de la UE. Como continuación de las conclusiones del Consejo Europeo de 21 de marzo de 2014, la Comisión ha presentado un estudio pormenorizado de la dependencia energética de la Unión y un plan completo para su reducción[12]. En este contexto, constituye también una prioridad poner fin al aislamiento de aquellos Estados miembros que todavía hoy dependen enteramente de un solo suministrador exterior. En los últimos cinco años, ha mejorado considerablemente la situación general de Europa en lo que respecta a la seguridad del abastecimiento de gas. La solidez de esa situación se ha visto un par de veces sometida a prueba en años recientes. Nos referimos concretamente a los meses de febrero de 2012 y de marzo de 2013: esos meses resultaron ser mucho más fríos de lo previsto y, sin embargo, los mercados continuaron funcionando bien, enviando gas allí donde más se necesitaba y evitando que aparecieran situaciones de penuria en cualquier parte de Europa. E incluso aunque se produjera algún caso grave de interrupción del suministro de gas, Europa se encontraría en estos momentos en una situación mucho mejor que la de hace cinco años, dado que, desde la adopción del Reglamento sobre la seguridad del suministro[13], los Estados miembros han redoblado sus esfuerzos y sus inversiones (gasoductos más flexibles, mayor capacidad de almacenamiento, mejor preparación para las situaciones de emergencia —con planes de respuesta— y mayor coordinación). El nivel de seguridad del suministro de gas en Europa aumentará todavía más gracias, entre otros factores, a la apertura del Corredor Meridional (que permitirá la llegada de gas de Azerbaiyán a los mercados europeos) y a la construcción de conexiones que faltan y de terminales de gas natural licuado (GNL) en regiones como la del Báltico o en países como Polonia. Esas inversiones demuestran que un mercado integrado de 500 millones de consumidores, con un consumo anual de 480 000 millones de metros cúbicos, sigue siendo un destino atractivo en el que invertir los inversores y vender su gas los productores. Dichas inversiones, sin embargo, no son suficientes por sí solas para garantizar ahora y en el futuro un nivel adecuado de seguridad del abastecimiento. Para garantizar realmente los suministros, el mercado europeo del gas tiene que ser un lugar en el que sus participantes confíen en ser tratados con equidad sobre la base de un marco legal transparente y estable. Y, para seguir disfrutando del alto nivel de seguridad de los suministros al que la UE está acostumbrada y mantener bajo control los costes asociados, es preciso que los Estados miembros sean rigurosos en todo lo concerniente al mercado interior, aplicando el marco legal con efectividad[14] y estimulando las inversiones adecuadas. 2.3 La competitividad de los mercados está garantizando unos precios competitivos y reduciendo los costes del sistema El aumento de la competencia en los mercados al por mayor ha tenido un notable impacto en los precios. Los precios al por mayor de la electricidad han bajado considerablemente —entre un 35 % y un 45 % en el período 2008-2012[15]—, y los del gas se han mantenido estables. Los interconectores se utilizan con más eficiencia y las mejoras introducidas en la reglamentación garantizan que, al decidirse la central eléctrica que deba producir en cada momento, sea la solución más rentable la que se aplique. En un mercado integrado, además, los costes del sistema son sustancialmente inferiores[16]. En el sector del gas, la diversificación de los suministros, particularmente en Europa occidental, ha hecho posible que la UE se beneficie entre 2007 y 2010 de unos precios de importación de GNL bajos. Y, especialmente en las zonas donde se dispone de posibilidades de abastecimiento alternativas, se han renegociado en parte, y en diferentes grados, varios contratos a largo plazo con los suministradores tradicionales de Europa. Tal renegociación, además, ha llevado a restar importancia en los contratos de suministro de gas al obsoleto vínculo con los precios del petróleo. Pese a la subida de los precios del GNL a raíz del aumento de la demanda en Asia tras el desastre de Fukushima, los precios practicados en los «centros de gas» (hubs) de Europa se han mantenido bajo control. Y, aunque solo Europa noroccidental haya dispuesto hasta ahora de los elementos fundamentales para que un hub pueda funcionar correctamente, los dos últimos años han conocido una importante evolución positiva en países como Italia, Polonia o la República Checa. No cabe duda de que la consecución de unos mercados transparentes y bien organizados que actúen en toda Europa con sujeción a un mismo conjunto de normas sencillas y armonizadas facilitará extraordinariamente a los vendedores de gas el transporte y el comercio de su producto a través de las fronteras. Pero los hubs y las bolsas de intercambio de electricidad no solo facilitan el comercio, sino que aportan también información sobre el valor de la mercancía intercambiada. Ya sea en el sector del gas o en el de la electricidad, el precio que se practica en el hub o en la bolsa de electricidad permite conocer dónde está alta la demanda y baja la oferta o viceversa. A corto plazo, esas señales enviadas por los precios garantizan que la electricidad y el gas se suministren de forma económicamente sensata. Resultado de ello es que los interconectores transfronterizos se utilizan en la actualidad con mucha más eficiencia que antes, y hoy día es muy raro que se produzcan flujos en la dirección económicamente «equivocada»[17]. Esas señales, además, son fundamentales a largo plazo para indicar dónde conviene invertir a fin de desarrollar las infraestructuras o la capacidad de generación[18]. En otras palabras, las señales que envían los precios ayudan a optimizar el uso de la infraestructura existente y garantizan que nuestras inversiones se destinen a los proyectos económicamente más razonables para el futuro. Esto, a su vez, nos permite hoy mantener bajo control los precios al por mayor y garantizar al mismo tiempo un sistema energético asequible a lo largo del proceso de modernización y descarbonización de nuestro sector energético. Sin embargo, aunque la evolución de los precios sea alentadora en los mercados al por mayor, los consumidores no se están beneficiando directamente de esa evolución. En la UE, una parte importante y, además, creciente[19] de las facturas de electricidad al por menor está constituida por impuestos y recargos. Los mercados minoristas de la mayor parte de Europa siguen basándose en un flujo unidireccional de energía que va de los grandes centros de generación a un gran número de consumidores individuales. Pero, a medida que aumenta el acceso de los consumidores a tecnologías nuevas tales como los contadores inteligentes, la domótica o la generación a pequeña escala, surge la oportunidad, y también la necesidad, de que el consumidor tome el control de su factura de electricidad y de que se facilite al mismo tiempo la integración de las energías renovables en la red de distribución, aumentando su eficiencia[20]. 3. LA INTEGRACIÓN DEL MERCADO REQUIERE MÁS REDES Y NORMAS SÓLIDAS, SENCILLAS Y TRANSPARENTES Si bien es cierto que los avances conseguidos son importantes, es cierto también que queda todavía mucho por hacer. Para que el gas y la electricidad puedan intercambiarse y transportarse sin dificultades a través de las fronteras, se precisan, por una parte, cables y gasoductos (el «hardware») y, por la otra, un marco reglamentario claro que sea aplicado por todos de modo uniforme (el «software»). Sin embargo, tanto las redes de transporte como los marcos legales se han desarrollado hasta hoy a nivel nacional con el objetivo comprensible de optimizar el sistema del propio país. Es ahora el momento de fundir esas redes y esos marcos en sistemas regionales o que abarquen el conjunto de la UE. 3.1 El Hardware: necesidad de invertir en las redes del futuro El software no puede funcionar sin el hardware, y los mercados de la energía solo pueden funcionar cuando están bien conectados. En los últimos años se ha conseguido —de forma especial en los países que cuentan con un marco reglamentario estable— aumentar las inversiones, particularmente en infraestructuras de transporte[21]. Hoy día, ha dejado de ser razonable y eficiente cualquier sistema energético por el que los Estados miembros traten de ser autosuficientes en la generación de electricidad y en la producción o importación de gas. 3.1.1 Se han conseguido avances significativos Gracias a la rigurosa aplicación de las disposiciones del tercer paquete energético (incluidas las normas en materia de separación y las que obligan al establecimiento de planes decenales de desarrollo de la red), ha logrado instalarse ya un clima de inversión que garantiza que las líneas que se construyen sean precisamente las que más se necesitan. El tercer paquete ha reducido para los operadores tanto el incentivo como la capacidad para retomar conductas discriminatorias o para suspender la construcción de infraestructuras importantes. En la actualidad, 96 de los cerca de 100 gestores de la red de transporte existentes en Europa han recibido el certificado de conformidad con alguno de los modelos de separación que prevé el tercer paquete energético[22]. La Comisión seguirá supervisando la situación y se mantendrá vigilante para garantizar el cumplimiento de las normas de competencia de la UE. Se necesita más inversión en infraestructuras energéticas estratégicas, y Europa puede contribuir financiera y administrativamente al apoyo que precisan algunas inversiones importantes. La Comisión propuso así en mayo de 2014 que el actual objetivo de interconexión del 10 % pasara a un 15 % de aquí a 2030[23] (el nivel medio de interconexión se sitúa hoy en torno al 8 %). La Comisión, además, adoptó en octubre de 2013 la primera lista de proyectos de interés común de la UE, una lista de 248 proyectos cuya ejecución es urgente para poder fortalecer el mercado integrado. Tres cuartas partes de esos proyectos deben quedar completadas antes de que finalice 2020. Los proyectos que se califican de interés común pueden beneficiarse de un procedimiento de concesión de permisos más eficaz. Además, pueden recibir la ayuda financiera de la Unión en virtud del Mecanismo «Conectar Europa», que ha destinado 5 850 millones de euros a infraestructuras de energía[24] y [25]. El llamado Programa Energético Europeo para la Recuperación (PEER), adoptado en 2010, y su aplicación práctica han demostrado lo mucho que pueden hacer el consenso político y la correcta orientación de la financiación de la Unión para acelerar la construcción de los proyectos infraestructurales más importantes y estimular con ello no solo los mercados energéticos sino también la economía en general. El Programa ha lanzado en Europa Central y Oriental varios proyectos de infraestructura de flujo inverso (por ejemplo, entre Alemania y Polonia) que han hecho el sistema de gas europeo más resistente a las posibles perturbaciones del suministro. Asimismo, se ha completado ya un gran número de conexiones que faltaban hasta ahora (como, por ejemplo, el tendido de cables de electricidad entre Estonia y Finlandia o entre el Reino Unido e Irlanda), y se encuentran actualmente en fase de construcción otros proyectos de vital importancia (como, por ejemplo, las terminales de GNL en Polonia y Lituania, el interconector de electricidad entre Suecia y Lituania o el interconector de gas en la frontera entre Hungría y Eslovaquia). 3.1.2 Es urgente construir infraestructura complementaria Para que nuestras redes de gas y de electricidad sean aptas en el futuro, es necesario reforzar las infraestructuras de transporte (gasoductos y cables) que existen hoy dentro de las distintas zonas del mercado y la conexión entre ellas. En el caso del gas, las inversiones deben destinarse con carácter prioritario a eliminar el aislamiento de los Estados bálticos y a diversificar los suministros de numerosos Estados miembros centro-orientales y sudorientales. Alemania y las conexiones intrabálticas tienen carácter prioritario por ser puntos críticos donde la capacidad de transporte de electricidad es escasa dentro de una zona de mercado. También constituye una prioridad conectar mejor las redes de electricidad de la Península Ibérica, de la región báltica y de Irlanda y el Reino Unido con el continente. Son, asimismo, retos importantes la construcción de una red marítima integrada en los mares septentrionales y la creación de autopistas eléctricas que permitan con la máxima rentabilidad integrar en el sistema energético la significativa generación de energías renovables en mar y en tierra de la que dispone la UE. Es preciso, además, transformar en «inteligentes» nuestras redes de electricidad para que puedan hacer frente a los retos del mañana. A nivel de distribución, es necesario, en especial, que las inversiones en contadores inteligentes y en la generación local vayan acompañadas de inversiones que permitan a los gestores de redes de distribución administrar la red de manera más inteligente y eficiente. Las redes inteligentes ofrecen también a la industria una oportunidad única para desarrollar soluciones de ingeniería y productos innovadores que automaticen la red y los hogares. Esto es algo en lo que las empresas de la UE han sido tradicionalmente buenas. Teniendo en cuenta que la mayor parte de las inversiones en la red no procederán de fondos públicos, hay que seguir mejorando el clima de inversión. Ello es esencial dado que el acceso a la financiación sigue constituyendo un problema para el desarrollo de las infraestructuras en la UE. Los proyectos de infraestructura energética requieren fuertes inversiones de capital y unas condiciones reglamentarias estables y previsibles. Mientras los inversores sigan siendo reacios al riesgo, la falta de un marco reglamentario estable podrá quebrar su confianza. Los trabajos en curso para la adopción en la UE de normas comunes en materia de tarifas de transporte de gas y la práctica que han desarrollado las autoridades nacionales de reglamentación (ANR) y la Comisión con la articulación de regímenes reglamentarios específicos para algunos proyectos nuevos de importancia [como, por ejemplo, el gasoducto transadriático (TAP) o Eleclink] son pasos en la buena dirección, pero todavía insuficientes. Los Estados miembros tienen que aplicar el Reglamento de las redes transeuropeas de energía (RTE-E) para determinar los proyectos de interés común más importantes y completar su ejecución. Los plazos de ejecución actuales, como el que rige la designación de ventanillas o puntos de contacto únicos para la concesión de permisos, resultan inaceptables. Además de la construcción de nuevas infraestructuras, es preciso garantizar que las existentes se utilicen con eficiencia y en beneficio de un suministro seguro. En este contexto, la Comisión es consciente de que las tasas de utilización de las terminales de GNL han descendido en los últimos meses y años, ejerciendo presión sobre la industria. También parece seguir una tendencia a la baja el uso comercial de las instalaciones de almacenamiento de gas (y ello pese a que los niveles de almacenamiento registrados en agosto de 2014 hayan alcanzado cifras récord). No cabe duda de que las incertidumbres del mercado exponen a las empresas de almacenamiento de GNL a mayores riesgos comerciales. Es necesario por ello evaluar los posibles efectos de esa circunstancia en la seguridad del abastecimento a largo plazo. 3.2 El Software: necesidad de unas normas sólidas, sencillas y transparentes Teniendo en cuenta que la dimensión de los mercados mayoristas del gas y de la electricidad se está ampliando más allá del ámbito nacional y que las empresas del sector están extendiendo su huella fuera de su mercado interior, es preciso que la integración del mercado deje de apoyarse en una reglamentación y una supervisión normativa centradas todavía en la esfera nacional. La diversidad de los regímenes reglamentarios nacionales y la frecuencia de las reformas introducidas por algunos Estados miembros en su marco normativo han creado costes administrativos y de transacción innecesarios, impidiendo así la existencia de una base sólida para las inversiones que se precisan. El tercer paquete energético prevé el desarrollo de un marco legal armonizado a nivel europeo. Gracias al esfuerzo de cooperación realizado a ese nivel por las administraciones nacionales, por los reguladores de la energía [en el marco de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER)] y por los gestores de red [asociados en las Redes Europeas de Gestores de Redes de Transporte (REGRT) de gas y electricidad], ese marco legal ha comenzado ya a tomar forma. Cada vez se están desarrollando, adoptando y aplicando más en la práctica diaria de los mercados mayoristas las normas europeas de carácter vinculante que componen ese marco legal, conocidas como códigos de red. Sus efectos no pueden ser tan inmediatamente tangibles como los de un nuevo interconector, pero representan un verdadero avance, fundamental para reforzar el comercio transfronterizo de gas y electricidad. El avance, sin embargo, no es en el sector de la electricidad el mismo que en el del gas, ni tampoco lo es en las diferentes regiones. Esto plantea nuevos retos a los que hemos de hacer frente. 3.2.1 Aunque hasta ahora se hayan logrado avances importantes, sigue habiendo retos pendientes Para que pueda despegar el mercado, una primera condición que ha de satisfacerse es garantizar que todos los participantes en el mercado puedan utilizar de forma no discriminatoria y a un precio justo las infraestructuras de gas y electricidad existentes. Se ha dado por ello prioridad a la asignación de capacidad y a la gestión de la congestión de las redes y, en especial, a los interconectores. La realización de proyectos piloto y la aplicación temprana a nivel regional han mostrado el camino que ha de seguirse. Un excelente ejemplo de esa cooperación regional es el llamado «acoplamiento del mercado diario». Este mecanismo, que fue creado en febrero de 2014 por los operadores de red y las bolsas de electricidad de catorce Estados miembros[26], gestiona de manera óptima los flujos transfronterizos de electricidad, reduciendo las diferencias de precios que se registran desde los Estados bálticos hasta la Península Ibérica[27]. Otro ejemplo es el mercado europeo sudoccidental, es decir, España y Portugal, que está acoplado con el mercado de Europa noroccidental desde mayo de 2014. También Hungría, Eslovaquia y Chequia han procedido en una primera fase al acoplamiento de sus mercados y proyectan acoplar más adelante ese mercado con el occidental, más extenso. Es necesario rediseñar el mercado para que refleje con más fidelidad los cuellos de botella físicos existentes y mejore así las señales enviadas a la inversión y la eficiencia operativa. En el sector del gas, cabe citar como ejemplo de efectos similares el establecimiento en 2013 de la plataforma PRISMA, en la que se subasta de manera uniforme y transparente la capacidad de interconexión de las redes de 28 gestores de la red de transporte que son responsables de transportar el 70 % del gas de Europa[28]. Para el gas, ya se han formalizado las normas necesarias en los primeros códigos de red jurídicamente vinculantes. Y, para la electricidad, tenemos prevista la adopción del primer conjunto de códigos a finales del presente año. Como siguiente paso, tendremos que centrarnos en facilitar el comercio a corto plazo y en desarrollar los mercados de servicios auxiliares para que puedan participar nuevos actores, como los productores de energía renovables. Dado que nuestros sistemas energéticos tienen que hacerse más flexibles debido a la integración de las energías variables del viento y del sol, es importante desarrollar mercados a corto plazo que permitan a compradores y vendedores ajustar sus transacciones de gas y de electricidad de forma continua y a tiempo real durante el día, pudiendo comprar en un breve espacio de tiempo o vender sin demora excedentes no previstos. Esto exige, a medida que aumenta la inteligencia de las redes, tener en cuenta la cambiante interacción entre gestores de redes de transporte y gestores de redes de distribución. Los mercados de balance transfronterizos son también fundamentales para que los recursos de reserva puedan compartirse con efectividad entre los países, reforzando la seguridad de los suministros y reduciendo los gastos de compensación del sistema. En el caso del gas, se ha adoptado un código de red vinculante que armoniza a nivel de la UE los derechos y obligaciones de los distintos actores y que posibilita el comercio en los mercados de balance. En cuanto a la electricidad, se encuentra ya en preparación un primer paquete de normas mínimas con las que se pretenden armonizar los diversos regímenes de balance nacionales. Actualmente se están mejorando las normas operativas aplicables a las redes de gas y de electricidad, normalizándose los protocolos para que los gestores de redes de transporte puedan interactuar entre sí tanto en circunstancias ordinarias como en casos de estrés o emergencia del sistema. El objetivo es simplificar los procedimientos y hacerlos más sólidos. Cuando el sistema funciona bien, hay más seguridad para los consumidores y mayor certidumbre para los inversores. Existe, sin embargo, un reto importante y a menudo subestimado a la hora de garantizar que los ciudadanos y las industrias de la UE puedan hacer a largo plazo un uso seguro del gas. Ese reto se relaciona con los cambios que están sufriendo las calidades del gas como consecuencia de la aparición de nuevos suministradores y de la variación de las pautas o patrones de flujo. Es preciso, pues, que los Estados miembros sigan evaluando en profundidad y comunicando los cambios que registren esas calidades. Debe señalarse, por último, que la transparencia se ha mejorado sustancialmente y de muy diferentes formas. En este sentido, gracias a la aplicación de las disposiciones contenidas en el Reglamento RITME (o REMIT en sus siglas inglesas) de 2011[29], se ha reforzado la supervisión normativa necesaria para garantizar la integridad del mercado y evitar todo abuso. Además, a comienzos de 2015, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (REGRT-E) establecerá una plataforma centralizada de transparencia de la información para la publicación de datos de los mercados de la electricidad[30]. Los operadores del mercado y los inversores necesitan esos datos para basar en ellos sus decisiones comerciales a corto plazo y sus decisiones de inversión a largo. Teniendo en cuenta que los consumidores y quienes hacen las políticas necesitan confiar en que los precios no sean manipulados en provecho de unos pocos y en detrimento del consumidor, es de máxima importancia que los reguladores y la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) sigan muy de cerca las actividades transaccionales. Buen ejemplo de ello es la investigación anunciada en el Reino Unido por el regulador de energía Ofgem[31]. Esto exige que tanto la ACER como las autoridades nacionales de reglamentación (ANR) dispongan de los recursos necesarios para llevar a cabo esas nuevas tareas de forma efectiva y en estrecha colaboración con los supervisores del mercado financiero y las autoridades de competencia. 3.2.2 Es necesario adoptar más códigos de red y mejorar la aplicación Hay que continuar y complementar las labores que garanticen un marco adecuado para el desarrollo y el uso eficiente de las capacidades en los gasoductos y en las redes de electricidad. Las tarifas de red constituyen un tema sensible tanto en el sector del gas como en el de la electricidad. La composición de las tarifas tiene que ser transparente y basarse en unas normas europeas claras y uniformes a fin de que los usuarios de la red puedan confiar en pagar un precio justo con independencia del país en el que ejerzan sus actividades. Las tarifas tienen también a nivel transfronterizo un efecto distributivo importante entre los productores/suministradores y los clientes. El mercado interior de la energía no estará completo mientras esta cuestión siga considerándose de ámbito estrictamente nacional y no se tenga plenamente en cuenta el impacto transfronterizo. Los códigos de red necesarios se encuentran hoy en sus primeras fases de desarrollo, pero tendrán que completarse y adoptarse en el curso de los dos próximos años. Una vez que los interesados y los políticos alcancen un acuerdo sobre las normas de mercado más urgentes, el centro de atención tendrá que reorientarse a la estricta aplicación de esas normas en la práctica. Esto exigirá, ante todo y sobre todo, la plena cooperación de todos los actores interesados. La REGRT-E deberá ocuparse activamente de supervisar la aplicación de los códigos de red, tarea esta que se le confía en el marco del tercer paquete energético pero que hasta ahora se ha mostrado poco dispuesta a asumir. Será necesario, además, que la ACER haga hincapié también en el tema de la aplicación, tal y como ha comenzado a hacerlo ya tanto con la publicación en marzo de 2014 de un informe sobre la gestión de la congestión en el sector del gas, como con sus informes de seguimiento del mercado anuales. 3.2.3 Las redes inteligentes tienen que ser beneficiosas para el sistema energético y para los hogares y las pymes Para poder sacar el máximo provecho de las nuevas tecnologías, es preciso suprimir las barreras entre el mercado mayorista y los mercados al por menor. Para que los consumidores de cualquier dimensión, hogares y pymes incluidos, se beneficien de la adaptación del consumo y la producción a las señales de los precios del mercado mayorista, es necesario que ofrezcan su flexibilidad en el mercado directa o indirectamente, pero siempre con libertad de elección[32]. Esto es ya realidad en Suecia, donde los consumidores minoristas optan cada vez más por contratos de electricidad de tarifas dinámicas[33]. La gestión de las redes de distribución comenzará a incorporar complejidades a las que solo tenían que hacer frente en el pasado los gestores de las redes de transporte. Esto significa que los gestores de las redes de distribución tendrán que invertir con inteligencia (no solo en cables) y afrontar las limitaciones locales de la red en mercados donde la flexibilidad se negocia de forma transparente y en condiciones de igualdad para todos los que la ofrecen. Y ello significa también que esos gestores deberán recibir incentivos adecuados por medio de la regulación de las tarifas[34]. El tráfico de datos aumentará extraordinariamente en las redes inteligentes. Aunque los consumidores estén ya legalmente facultados para decidir quién pueda tener acceso a los datos de sus contadores[35], las autoridades nacionales de reglamentación o los Estados miembros deben establecer un procedimiento claro de gestión de datos para garantizar la privacidad, la seguridad y el acceso no discriminatorio. Los contadores inteligentes aportarán datos de consumo detallados y verificados que se utilizarán para facturar al consumidor final. Los datos de consumo en tiempo real de los hogares, de los electrodomésticos inteligentes o de los automóviles eléctricos no requieren que los gestores de las redes de distribución lleven a cabo una verificación: para crear un mercado competitivo de servicios de energía innovadores, es preciso que el consumidor, o un tercero con el acuerdo de este, tenga acceso directo a esos datos[36]. Aunque los varios proyectos piloto que se han realizado ofrezcan una visión difusa del interés de los consumidores en los servicios innovadores y aunque el grado de reducción del precio de los paneles solares y de las baterías sea difícil de predecir, es evidente que la integración de las energías renovables y el énfasis en la eficiencia energética transformarán el modo en que la electricidad se produzca, transporte y consuma. El marco reglamentario debe integrar esa transformación y garantizar que permita a los consumidores tomar el control de sus facturas de electricidad, de forma que aumente la eficiencia energética del sistema en su conjunto. 4. LA IMPLEMENTACIÓN Y LA MAYOR INTEGRACIÓN DEBEN BASARSE EN LA INTEGRACIÓN REGIONAL Tras el acuerdo de los Jefes de Estado o de Gobierno europeos sobre la necesidad de completar en 2014 el mercado interior de la energía, la Comisión publicó un plan de acción con 22 medidas concretas que debían acometerse en tres temas: la ejecución de la normativa existente, el funcionamiento del mercado al por menor y la transición de los sistemas[37]. 4.1 Hay que garantizar mejor la ejecución y diseñar bien la intervención pública En lo que respecta a la ejecución, los procedimientos de infracción emprendidos por la Comisión desde 2011 por la transposición incompleta de las Directivas del tercer paquete energético han producido sus frutos, urgiendo a los Estados miembros a adoptar las disposiciones nacionales necesarias para transponer íntegramente esas Directivas[38]. La Comisión ha centrado ahora su atención en los controles de conformidad con el fin de comprobar si las medidas notificadas por los Estados miembros trasponen o no correctamente el tercer paquete. También se ha logrado avanzar en la contención del riesgo de medidas nacionales descoordinadas o contraproducentes que afecten negativamente al mercado. En la Comunicación sobre la intervención pública, antes mencionada, y en las Directrices sobre ayudas estatales para la energía y el medio ambiente, la Comisión ofrece orientación a los Estados miembros para asegurar que sus intervenciones, además de necesarias, sean proporcionadas y que, cumpliendo su papel fundamental, garanticen que el mercado interior sea un éxito y no lo menoscaben voluntaria ni involuntariamente. Toda intervención que esté justificada (por ejemplo, para la promoción de las energías renovables) debe estar diseñada también para facilitar la integración del mercado. Los Estados miembros que, como Grecia o Irlanda, disponen ya de un mecanismo de capacidad están empezando ahora a reformarlo para adaptarlo a las Directrices de la Comisión. En este complejo tema, seguirá siendo importante la cooperación entre la Comisión, los gobiernos de los Estados miembros, los reguladores y los gestores de las redes de transporte, particularmente al examinar la mejor forma de aprovechar los beneficios de un enfoque integrado. En la actualidad, varios Estados miembros (entre ellos, Francia e Italia) están proyectando aplicar mecanismos de capacidad, en tanto que otros (como Alemania) estudian seriamente la posibilidad de desarrollar mecanismos de recambio o respaldo. Mientras las medidas bien diseñadas pueden ofrecer soluciones efectivas y proporcionadas a las deficiencias reales en materia de generación, un régimen mal diseñado añade gastos innecesarios a las facturas de los consumidores y puede menoscabar las inversiones en eficiencia energética y en nuevos interconectores, afectando además negativamente a nuestra política de descarbonización. En sus documentos de orientación, la Comisión ha subrayado la importancia de un análisis completo y objetivo de todas las posibles causas y todas las posibles soluciones de los problemas de seguridad del abastecimiento. La cooperación regional es fundamental a este respecto ya que permite abordar posibles soluciones transfronterizas que sean más efectivas y menos costosas. La Comisión observa que algunos Estados miembros vecinos, como Francia y España, el Reino Unido e Irlanda, Bélgica y los Países Bajos o los Estados bálticos, tienen a menudo combinaciones energéticas complementarias, con excesos de capacidad en un país y déficits potenciales en el otro. Integrar mejor esos mercados y encontrar soluciones comunes podría recortar los costes y beneficiar a todos. El compromiso político de esos países es, sin embargo, condición previa indispensable para que esas soluciones comunes puedan funcionar. Como requisito mínimo, la Comisión considera que los mecanismos de capacidad de un Estado miembro deben abrirse a la capacidad exterior, pues ello contribuirá efectivamente a la consecución de los niveles de seguridad del abastecimiento requeridos en ese Estado. Un segundo requisito es que los mecanismos de capacidad impulsen y recompensen las soluciones del lado de la demanda en igual medida que lo hacen con las soluciones del lado de la generación. La flexibilidad de la producción y de la demanda debe ser estimulada para que los mecanismos de capacidad complementen a ese respecto el incentivo resultante de los precios variables de la electricidad en el mercado diario, intradiario y de balance. La Comisión está realizando varios estudios detallados para el desarrollo de una evaluación de la adecuación de la capacidad de generación y del sistema energético de Europa. Estos estudios, en los que participarán la REGRT-E, la ACER y las autoridades de los Estados miembros, incluido el Grupo de Coordinación de la Electricidad, ayudarán a conocer los niveles de adecuación que sean idóneos para un mercado interior de la energía de funcionamiento efectivo. Los resultados que se obtengan de ellos aportarán una base objetiva para los futuros trabajos de la Comisión. Por otra parte, hay ya indicaciones de que la mejora de la cooperación y del intercambio de datos puede no ser suficiente por sí sola para resolver problemas de congestión regionales o para dar respuesta en tiempo real a perturbaciones del sistema más amplias. Las iniciativas voluntarias que los gestores de redes de transporte han tomado a nivel regional para hacer frente a esa insuficiencia constituirán una valiosa fuente de información sobre la eficacia de los centros de control regionales que cuentan con competencias bien definidas para tomar decisiones en cuestiones operativas específicas. 4.2 Es necesario un enfoque regional La ACER y las REGRT han desempeñado un papel de capital importancia para avanzar en la consecución de un mercado interior de la energía en funcionamiento. La Comisión ha llevado a cabo recientemente una evaluación de los primeros años de existencia de la ACER y ha concluido que esta Agencia es ya hoy una institución fiable y respetada que centra su atención en las prioridades correctas y cumple una función fundamental en el ámbito reglamentario de la UE[39]. No obstante, la cooperación de una y otra institución y la colaboración entre ambas deben profundizarse a medida que se intensifican la integración de los mercados y el carácter transfronterizo de los problemas reglamentarios. El marco institucional tiene que configurarse de modo que pueda abordar con efectividad las cuestiones reglamentarias que se planteen en la práctica. Para que la ACER y las REGRT tengan un funcionamiento efectivo, es esencial que sus miembros participen activamente. La gran mayoría de los reguladores nacionales participa en las labores y en la dirección de los grupos de trabajo de la ACER. La Comisión ve con preocupación el recorte que han sufrido el personal y el presupuesto de los reguladores de varios Estados miembros, especialmente teniendo en cuenta el mayor número de tareas que se les han asignado en los últimos años. Aunque no deba entorpecerse el cumplimiento de las recomendaciones de política presupuestaria contenidas en el Pacto de Estabilidad y Crecimiento, parece que en algunos países los reguladores sufren de hecho un déficit estructural de recursos[40]. Resulta igualmente preocupante que en un pequeño número de países sigan sin estar plenamente garantizadas la independencia de los reguladores y la asignación a ellos de las competencias necesarias. Para la integración del mercado europeo de la energía, ha sido decisivo, y lo seguirá siendo en el futuro, el uso de un enfoque regional. Tal enfoque, además de aportar resultados inmediatos, puede impulsar los intercambios transfronterizos, aumentar la seguridad de los suministros y facilitar la integración de las energías renovables. Se observa, asimismo, que la cooperación en ámbitos de dimensión inferior a la del conjunto de la UE puede avanzar a menudo con más rapidez y estar mejor situada para resolver los problemas de una región[41]. Las iniciativas regionales, con sus resultados concretos y directamente visibles, ofrecen una sólida base para la realización del mercado interior de la energía. Tales resultados pueden consistir en la ampliación de una infraestructura de red transfronteriza, como, por ejemplo, la llamada Iniciativa de Red Marítima de los Países de los Mares Septentrionales, cuyo objetivo es desarrollar en esos mares una red interconectada de transmisión de alta tensión que conecte mejor los mercados y facilite de forma segura la integración de los parques eólicos marítimos. Otro ejemplo es el Plan de interconexión del mercado báltico de la energía (BEMIP), que trata de poner fin al aislamiento de la región báltica y de integrarla plenamente en los mercados energéticos de la UE, aumentando así la seguridad de sus suministros de gas. También es importante impulsar la cooperación en el centro y en el sureste de Europa con el fin de diversificar las fuentes de gas de la región y de reducir su dependencia de una sola fuente de suministro. Así, por ejemplo, la cooperación entre Grecia, Italia y Albania, apoyada por la Comisión, ha permitido instaurar un marco reglamentario adecuado para el gasoducto transadriático (TAP), que pondrá a disposición del mercado de la UE nuevas fuentes de gas procedentes de la región del Caspio. Las iniciativas regionales están demostrando también su valor real en la aplicación (temprana) de los códigos de red. Así lo demuestran los ejemplos mencionados en el punto 3.2.1 a propósito de la iniciativa de acoplamiento de los mercados de la electricidad y de la plataforma de subastas PRISMA en el ámbito de la capacidad de los gasoductos. La integración de los mercados se está reforzando, pues, de norte a sur y de oeste a este gracias a los proyectos concretos que se acometen a nivel regional. Continuando con este proceso, es necesario persistir en la integración de los mercados regionales como paso decisivo para lograr en último término la consolidación de un mercado único de la energía en el conjunto de la UE[42]. A tal fin, debe prestarse especial atención a mejorar la coordinación de los diferentes procesos regionales con el objetivo último de garantizar la convergencia e integración de los mercados. 4.3 Debemos redoblar nuestros esfuerzos Como ha quedado demostrado en el punto 3 de la presente Comunicación, si bien es cierto que se han logrado avances significativos en la construcción del marco reglamentario en el que ha de apoyarse el mercado, es cierto también que hemos de redoblar nuestros esfuerzos con el fin, especialmente, de completar los códigos de red de la electricidad y de verificar su aplicación puntual y correcta en toda la UE. El Plan de acción de 2012 se ha ejecutado ya en su mayor parte o su ejecución avanza por el buen camino. Gracias a él, la UE está hoy mucho más cerca de alcanzar el mercado interior de la energía que se fijó como objetivo al adoptarse el tercer paquete energético. No debemos, sin embargo, dormirnos en los laureles. Incluso cuando se hayan establecido ya todas las normas necesarias, seguirá siendo necesario un esfuerzo continuo de las autoridades nacionales y de la UE para supervisar y garantizar la ejecución de esas normas y el respeto de condiciones iguales para todos los actores. Asimismo, para garantizar que la mayor inteligencia de la gestión beneficie tanto a los consumidores como al sistema energético en su conjunto, se requiere que las normas de la red de distribución (particularmente el tercer paquete energético y la Directiva de la eficiencia energética) se apliquen de forma coherente y correcta y teniendo en cuenta los avances tecnológicos. Más allá del Plan de acción de 2012, la Comisión considera que los beneficios serían mayores si se profundizara la integración del mercado interior de la energía. La propuesta de la Comisión de un nuevo marco para las políticas en materia de clima y de energía hasta 2030 así como la Estrategia Europea de Seguridad Energética ponen claramente de manifiesto que reforzar la integración de los mercados de la energía es requisito previo indispensable para la consecución de nuestros objetivos a medio y largo plazo. [1] Conclusiones del Consejo Europeo de 4 de febrero de 2011 https://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/trans/119253.pdf [2] Véanse, por ejemplo, los documentos de posición de la IFIEC (http://www.ifieceurope.org/docs/20140225%20IE_Manifesto.pdf), de Eurogas (http://www.eurogas.org/uploads/media/Internal_market_13PP011_-_Eurogas_Position_Paper_on_the_Internal_Energy_Market_-_24.01.13.pdf), de Eurelectric (http://www.eurelectric.org/news/2012/achieving-the-internal-energy-market-by-2014-must-remain-key-priority,-eurelectric-urges/) y de la BEUC (http://www.beuc.eu/publications/x2013_091_mgo_memorandum-greek_presidency.pdf) [3] Conclusiones del Consejo Europeo de 21 de marzo de 2014 http://www.consilium.europa.eu/uedocs/cms_data/docs/pressdata/en/ec/141749.pdf [4] Comunicación de la Comisión de 15 de noviembre de 2012 titulada «Velar por la buena marcha del mercado interior de la energía» [COM(2012) 663 final] http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/doc/20121115_iem_0663_en.pdf [5] La competencia es un factor importante pero no el único que ha contribuido a ese descenso. También han sido factores importantes la crisis económica y el número creciente de fuentes renovables que pueden producir energía con costes marginales nulos. [6] Comunicación de la Comisión de 22 de enero de 2014 titulada «Precios y costes de la energía en Europa» [COM(2014) 21 final] http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_communication_energy_prices.pdf [7] La Comisión ha abordado de forma especial esta cuestión en una comunicación de noviembre de 2013 relativa a la intervención pública en el sector de la energía [C(2013) 7243 final]. [8] Véase el estudio que lleva por título «Benefits of an Integrated European Energy Market», Booz & Company Amsterdam, página 21 http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf [9] Comunicación de la Comisión de 22 de enero de 2014 titulada «Un marco estratégico en materia de clima y energía para el período 2020-2030» [COM(2014) 15 final] http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:52014DC0015&from=EN [10] COM(2014) 15 final. [11] Además de un buen funcionamiento del mercado, la introducción del sistema RCDE de la UE y la completa europeización del diseño del mercado del carbono en 2013 son factores que facilitan la transición a unos sistemas sostenibles, hipocarbónicos y energéticamente eficientes. [12] Comunicación de la Comisión de 28 de mayo de 2014 titulada «Estrategia Europea de la Seguridad Energética» [COM(2014) 330] http://ec.europa.eu/energy/doc/20140528_energy_security_communication.pdf [13] Reglamento (UE) n° 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). [14] Esto incluye las disposiciones en materia de ayudas estatales y de protección del medio ambiente, así como el compromiso de la UE de suprimir progresivamente las subvenciones a los combustibles fósiles. [15] Comunicación de la Comisión de 29 de enero de 2014 titulada «Precios y costes de la energía en Europa» [COM(2014) 21 final] http://ec.europa.eu/energy/doc/2030/20140122_communication_energy_prices.pdf [16] Véase el estudio que lleva por título «Benefits of an Integrated European Energy Market», Booz & Company Amsterdam, página 21 http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/studies/doc/20130902_energy_integration_benefits.pdf [17] Véase el esquema [26] del documento de trabajo titulado «Trends and developments in European energy markets», adjunto a la presente Comunicación [SWD(2014) 310]. [18] La falta de señales de inversión en una determinada región de una zona tarifaria más amplia (correspondiente por lo general a un Estado miembro) es el resultado de la cohesión insuficiente de la red o la señal de una divergencia económica fundamental entre las dos partes de esa zona tarifaria. Una vez que se garantizan la cohesión y la estabilidad de la red, la localización geográfica de la generación no afecta por sí misma a la seguridad del abastecimiento. De hecho, es este uno de los beneficios del mercado interior de la electricidad. Los gestores de la red de transporte deben poder ofrecer durante un tiempo limitado, y con sujeción a una reglamentación aprobada, los servicios de apoyo al sistema que sean precisos hasta que la red queda reforzada. No obstante, la introducción de un mecanismo de capacidad regional en una sola zona tarifaria distorsionaría el funcionamiento del mercado . [19] Los datos correspondientes al período 2008-2012 muestran un incremento de los impuestos y recargos. [20] Según los planes de los Estados miembros para el establecimiento de los sistemas de medición inteligentes (que responden a la obligación prevista en el anexo I, punto 2, de la Directiva 2009/72/CE), el 72 % de los consumidores de electricidad dispondrá de un contador inteligente antes de que finalice 2020. Los paneles solares instalados en los tejados representan hoy en Alemania alrededor del 11,5 % de la capacidad de generación total instalada y, en Italia, el 5 % [Fuentes: KEMA (2014) «Integration of Renewable Energy in Europe»; EPIA, pvgrid.eu, Commission]. [21] Véanse los documentos de trabajo de los servicios de la Comisión que se adjuntan a la presente Comunicación en relación con dos temas: por una parte, la aplicación de los proyectos de la RTE-E y del Programa Energético Europeo para la Recuperación (PEER), así como de los proyectos de interés común (PIC) [SWD(2014) 314], y, por otra parte, los proyectos de inversión en infraestructuras de energía [SWD(2014) 313]. [22] El modelo de separación más popular es el que aboga por una separación completa de la propiedad o titularidad. El modelo de gestores de transporte independientes (ITO en sus siglas inglesas) es aplicado por cerca de un tercio de los gestores de las redes de transporte de gas y únicamente por seis de ellos en el sector de la electricidad. La efectividad del modelo ITO se evalúa en un documento de trabajo de los servicios de la Comisión adjunto a la presente Comunicación [SWD(2014) 312]. [23] Véase la nota de pie de página 12. [24] Véase el documento de trabajo de los servicios de la Comisión que se adjunta a la presente Comunicación a propósito de la aplicación de los proyectos de la RTE-E y del Programa Energético Europeo para la Recuperación (PEER), así como de los proyectos de interés común (PIC) [SWD(2014) 314]. [25] También el Fondo Europeo de Desarrollo Regional puede prestar su apoyo a la inversión, principalmente en las regiones menos desarrolladas. [26] Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, Estonia, Finlandia, Francia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Polonia, Reino Unido y Suecia. También se unió Noruega como Estado no miembro de la UE. [27] Véase el comunicado de prensa de la Comisión de 4 de febrero de 2014 titulado «Progress towards the Internal Energy Market 2014: Pilot project for EU wide electricity trade starts today» http://europa.eu/rapid/press-release_MEX-14-0204_en.htm [28] Otros ejemplos de aplicación temprana del código de red aplicable a la asignación de capacidad en el sector del gas son la plataforma polaca GSA y la plataforma húngaro-rumana RBP. [29] Reglamento (UE) n° 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). [30] De acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento (UE) nº 543/2013 de la Comisión. [31] Comunicado de prensa de la Ofgem de 27 de marzo de 2014. [32] El artículo 15, apartado 8, de la Directiva de la eficiencia energética (Directiva 2012/27/UE) dispone que los proveedores de servicios de respuesta de la demanda tengan acceso a los mercados organizados en iguales condiciones que los suministradores. [33] Según la autoridad nacional de reglamentación sueca, el número de contratos de tarifa variable ha aumentado de un 4 % a un 38 % entre 2004 y 2014 (Fuente: EI, 17 de abril de 2014). [34] Tal y como se dispone en el artículo 37, apartado 8, de la Directiva 2009/72/CE. [35] Tal y como se dispone en el anexo I, punto 1, letra h), de la Directiva 2009/72/CE. [36] El artículo 4, apartado 12, de la Directiva 2014/94/UE, sobre la creación de una infraestructura para los combustibles alternativos, requiere que los consumidores puedan contratar por separado la electricidad necesaria para los coches eléctricos. Esto posibilita la aparición de nuevos modelos de empresas para la venta de automóviles junto con un contrato de electricidad. Y, si tal cosa es posible para un automóvil, lo ha de ser también para cualquier electrodoméstico del hogar. [37] El plan de acción forma parte de la comunicación de noviembre de 2012 sobre el mercado interior de la energía. Nueve de sus 22 medidas se centran específicamente en el buen funcionamiento del mercado al por menor en los distintos Estados miembros. [38] A 22 de septiembre de 2014, solo seguían pendientes los procedimientos de infracción emprendidos contra dos Estados miembros por su transposición parcial de las Directivas. De esos dos países, uno ha adoptado ya recientemente nuevas disposiciones legislativas que analiza actualmente la Comisión. [39] http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/acer/doc/20140122_acer_com_evaluation.pdf [40] Véanse los informes por país adjuntos a la presente Comunicación. [41] La integración regional ha sido un éxito hasta la fecha. En el sector de la electricidad, son los países nórdicos los que han mostrado el camino acertado con la temprana integración de sus mercados en NordPool. De forma similar, el Foro pentalateral del Oeste ha emprendido proyectos de integración innovadores tanto en el sector de la electricidad como en el del gas. [42] La UE impulsa también la integración regional de la energía por medio de sus estrategias macrorregionales y de la cooperación territorial europea (CTE).