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Para satisfacer la creciente demanda asociada con la movilidad limpia, la integración de un alto porcentaje de energía renovable y la puesta en marcha de la producción de hidrógeno verde, entre otros aspectos, se necesita fortalecer, modernizar y expandir las redes de distribución en España. Esto requiere una planificación ágil, flexible, dinámica y adaptada a las nuevas demandas, que permita realizar las inversiones necesarias y que responda a criterios de eficiencia, como exige el sector. Muchas de las infraestructuras actuales fueron diseñadas hace décadas, en un contexto energético muy distinto, donde la penetración de las renovables y la demanda eran aún muy bajas.

En España, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), en su esfuerzo por cumplir con los objetivos del Acuerdo de París, busca utilizar la electricidad para reducir un 23% las emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con 1990. Además, el Gobierno plantea que para 2030 las energías renovables aporten el 81% del consumo eléctrico.

Redes eléctricas

No obstante, la Asociación de Empresas de Energía (ATE) afirma que sin redes eléctricas adecuadas no será posible alcanzar los objetivos nacionales de descarbonización y reindustrialización. Será necesario anticipar las inversiones que el sistema eléctrico necesitará. Por ello, se prevé una inversión que duplique las cifras actuales y eliminar el límite legal de las inversiones en redes eléctricas, lo que permitirá reforzar, modernizar y ampliar sus conexiones, según la ATE.

En este punto, el concepto de peak shaving emerge como una estrategia clave para optimizar el uso de la energía. Esta técnica, que consiste en reducir la demanda de electricidad durante los picos de máxima necesidad, no solo tiene el potencial de disminuir costes para los consumidores, sino que también representa un paso crucial hacia un futuro más sostenible y resiliente. El peak shaving, o reducción de picos, se logra mediante la gestión activa de la demanda energética, ya sea desplazando el consumo a horas de menor demanda o utilizando fuentes de energía alternativas durante los picos. En este sentido, también alivia la presión sobre las infraestructuras de generación y distribución de energía, mitigando el riesgo de apagones y, a la vez, siendo capaces de equilibrar la carga en la red eléctrica.

“Los cargadores móviles ultrarrápidos son un aliado para mejorar el rendimiento global del sistema eléctrico»

Si ponemos el foco en la movilidad eléctrica, el peak shaving se posiciona como una solución para conseguir alcanzar el objetivo de la UE de prohibir la producción en 2035 de vehículos de combustión, ya que cubre la posible falta de capacidad de la red para cargar todos los vehículos eléctricos. En este sentido, los cargadores móviles para VE permiten almacenar energía en los momentos en los que no hay una alta demanda, evitando drenar energía de la red cuando ésta está más sobrecargada. Posibilitan un aplanamiento de la curva de oferta-demanda de electricidad sobre la red, lo que contribuye a fomentar un sistema eléctrico más robusto y escalable, preparado para acoger más rápidamente la adopción del coche eléctrico por parte de los usuarios y empresas de distribución.

Además, cabe destacar que este tipo de cargadores al ser móviles también permiten descentralizar geográficamente la generación de energía de su consumo. De este modo, se reduce la necesidad de generar energía en lugares muy concurridos como aeropuertos, estaciones de tren o núcleos urbanos, donde la demanda energética es mayor y a su vez, donde existen más restricciones de generación.

Vehículos eléctricos

En un futuro en el que la totalidad de vehículos serán eléctricos no cabe duda de que resultará imprescindible preparar y adaptar la red para poder soportarlo. No obstante, paralelamente a este imperativo de apostar por una red eléctrica más robusta, los cargadores móviles ultrarrápidos son un aliado para mejorar el rendimiento global del sistema eléctrico y posibilitar que, al consumir electricidad en horas de menor coste, la utilización del vehículo eléctrico sea además más competitiva frente al vehículo convencional

En conclusión, el peak shaving representa una solución inteligente y viable para enfrentar los desafíos energéticos actuales y futuros y para satisfacer toda la demanda de carga para los vehículos eléctricos. Al reducir los picos de demanda, no solo se logran importantes ahorros económicos y se mejora la estabilidad de la red, sino que también se contribuye a la protección del medio ambiente. Adoptar esta estrategia es un paso decisivo hacia un sistema energético más eficiente, sostenible y resiliente, en beneficio de todos.

Albert Casquero es director de Producto en la compañía Wattson Charge

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Tras la aprobación del 7º Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR), el pasado 25 de junio de 2024, y mediante el Real Decreto 589/2024, se aprobó la última actualización de la denominada Tasa Enresa, fijando su nuevo valor en 10,36 €/MWh, lo cual supone una subida de alrededor de un 30% respecto al valor anterior de 7,98 €/MWh.

Enresa, como entidad de carácter público responsable de la gestión de los residuos radiactivos, se encarga de las tareas de desmantelamiento de las instalaciones nucleares, actividades que son financiadas principalmente por los propietarios de estas instalaciones a través de la citada tasa.

En este sentido, el nuevo PGRR desestima el almacén temporal centralizado (ATC) previsto en el anterior plan, debido a las dificultades para lograr el consenso social, político e institucional necesario y proyecta, en su lugar, la creación de siete almacenes temporales descentralizados (ATD) en los emplazamientos de las centrales nucleares, destinados a almacenar el combustible gastado y los residuos de alta actividad.

Estos residuos se mantendrán en los ATD hasta su traslado al almacén geológico profundo (AGP), cuya operación está prevista para el año 2073. Este cambio de rumbo supone un incremento respecto al plan previo, que resulta en un aumento sobrecoste de 2.000 millones de euros para poder compensar estas desviaciones.

Sobrecoste

Sin embargo, este sobrecoste de 2.000 millones de euros sobrevenido por decisiones políticas de la aprobación de este nuevo PGRR podría soportarse destinando la recaudación del impuesto al combustible nuclear gastado de la Ley 15/2012 a cubrir este incremento de la tasa, o bien reducir este impuesto en la misma cuantía que lo que se ha incrementado la tasa Enresa.

Hay que recordar que, hasta el 31 de diciembre de 2023, a través de este impuesto ya se habían recaudado 3.240 millones de euros, 1.240 millones de euros más de los necesarios para cubrir el sobrecoste definido en el 7º PGRR.

Es importante conocer que entre 2008 y 2019 (fecha en la que se produjo el acuerdo ordenado de cierre de los reactores) los impuestos, tanto a nivel nacional como autonómico, a los que están expuestos las centrales nucleares han aumentado un 400%; y desde 2019 lo han hecho un 50% adicional. Esto ha provocado que las centrales nucleares estén aportando actualmente más de 1.400 millones de euros en concepto de fiscalidad y más de 1.500 millones de euros a partir de 2025.

“Es un hecho indiscutible que la energía nuclear es esencial para asegurar la cobertura de la demanda energética de Cataluña, pero también a nivel nacional»

Alta fiscalidad

La realidad es que las centrales nucleares es una tecnología completamente necesaria en el camino de la transición energética y de la descarbonización, y se encuentra en estado crítico debido a los impuestos que soporta, lo que está provocando no solo una pérdida de competitividad de nuestra economía sino que se está poniendo en riesgo el cumplimiento del Plan Ordenado de cierre de las centrales nucleares. Recordemos que este plan marca el inicio del cierre en 2027, con Almaraz I finalizando en 2035, fecha en la que se apagaría el último reactor. La ausencia de la nuclear incrementaría el precio medio del mercado eléctrico en España en 13,26 €/MWh, debido al aumento del uso de ciclos combinados de gas (CCGT) en 36,9 TWh para compensar la falta de energía nuclear, con el consecuente aumento de las emisiones de CO2 asociadas a la producción de electricidad (+7,4 MtonCO2).

En el contexto actual de transformación hacia una economía baja en carbono, el Gobierno español ha marcado una senda exigente de descarbonización, plasmada en el PNIEC 2023-2030 todavía en borrador. Algunos de los objetivos establecidos para 2030 pasan por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 32% desde 1990, aumentar el peso de las renovables hasta el 48% del consumo final de energía y generar el 81% de la electricidad con energía renovable.

Si bien es cierto que la transición energética es necesaria en el marco económico y medioambiental actual, ésta ha de realizarse de forma ordenada, garantizando la seguridad de suministro y buscando la eficiencia en costes. Para asegurar el suministro y poder cumplir con lo establecido en el borrador PNIEC 2023-2030, es necesario garantizar la continuidad operativa de las centrales nucleares en los años venideros. Esto requiere de una seguridad económica que permita recuperar las inversiones que se tienen que realizar hasta la fecha prevista para su cierre, lo cual parece a priori incompatible con la continua subida de la carga fiscal que soportan estas instalaciones y que, según voces del sector, comienza ya a asfixiarlas.

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Cataluña como región más afectada por el cierre nuclear

Dentro del panorama nuclear merece especial mención Cataluña, pues hoy alberga tres de los siete reactores nucleares activos, además de ser una de las comunidades autónomas con mayor demanda eléctrica. Esta combinación lleva a que en el año 2023 un 58% del mix de generación eléctrica catalana fuese de origen nuclear, mientras que solo el 1% y 8% fueron producción fotovoltaica y eólica, respectivamente. Hoy en día, con su paleta de generación Cataluña es capaz de cubrir casi por completo su demanda, sin embargo, de cumplirse el plan de cierre nuclear previsto, esta comunidad tendrá que depender en gran medida de la energía de otras regiones.

Es un hecho indiscutible que la energía nuclear es esencial para asegurar la cobertura de la demanda energética de Cataluña, pero también a nivel nacional. Recientemente, y sin ir más lejos, una parada no programada en la central de Ascó I en Cataluña llevó a la activación completa del Sistema de Respuesta Automática de Demanda (SRAD); un mecanismo diseñado para reducir temporalmente la demanda energética cortando el suministro a ciertos consumidores electrointensivos para poder compensar la pérdida de producción de la central nuclear afectada.

Particularizando el impacto derivado del cierre nuclear en esta comunidad autónoma, conllevaría a un incremento de hasta 10 millones de toneladas de CO2 al año y un aumento notable en el coste de la factura eléctrica, con especial afectación al sector industrial catalán, por ser este un pilar de su economía (podría suponer un extra coste energético para la industria catalana de hasta 265 millones de euros anuales).

Además, supondría un devastador impacto socioeconómico en las zonas afectadas, derivando en la pérdida de casi 3.000 empleos directos tras el cierre de las centrales y una reducción de su aportación al Producto Interior Bruto (PIB), que actualmente se acerca a los 800 millones de euros anuales.

En definitiva, el papel de la nuclear en Cataluña es una muestra de lo que puede suponer el cumplimiento del calendario de cierre de nuestro parque nuclear y de lo que implica ir a contracorriente en las decisiones que parecen estar tomando la mayoría de países respecto a la continuidad y promoción de esta tecnología.

Esther Martínez Arroyo es directora de Energía en la división de Consultoría de PwC.

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El Diario Oficial de la Unión Europea ha alumbrado el 26 de junio de 2024 los dos actos legislativos, la Directiva (UE) 2024/1711 y el Reglamento (UE) 2024/1747, mediante los cuales las instituciones comunitarias pretenden mejorar la configuración del mercado de la electricidad de la Unión.

Los referidos actos legislativos se podrían calificar como “gemelos”, puesto que son fruto de la propuesta de Reglamento de la Comisión Europea de 14 de marzo de 2023.

Con buen criterio en lo que a técnica legislativa se refiere, el Consejo de la Unión Europea explica en su comunicado de prensa de 21 de mayo de 2024 que “en aras de la seguridad y la claridad jurídicas, las disposiciones relativas a la modificación de la Directiva sobre la Electricidad y la Directiva sobre Fuentes de Energía Renovables en vigor se han retirado de la propuesta de Reglamento y han conformado una Directiva independiente”.

En caso de haberse modificado las directivas vigentes por medio de un reglamento, las distorsiones jurídicas habrían sido relevantes; pues, mientras que las directivas obligan a los Estados miembros destinatarios en cuanto al resultado que deban conseguirse dejando a las autoridades nacionales la elección de la forma y de los medios, los reglamentos son obligatorios en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

En qué consiste la reforma del mercado eléctrico de la UE

Dicho lo cual, cabe plantearse dos preguntas: la primera, en qué varía el mercado eléctrico de la Unión Europea tras la aprobación de los citados actos legislativos y, la segunda, en qué situación queda España.

Sin ánimo de agotar el análisis que el asunto merece, se podría responder a la primera cuestión concluyendo que se trata de una “no reforma” del mercado interior de la electricidad, puesto que el marginalismo como criterio esencial para la determinación de los precios no se altera.

Así, tras un largo debate sobre el alcance de la reforma del mercado eléctrico de la Unión y sus expresiones regionales -recuérdese la propuesta remitida por el Gobierno de España a la Comisión Europea el 10 de enero de 2022-, finalmente han visto la luz dos actos legislativos de “mejora” -como recoge su título- que incorporan medidas de refuerzo en línea con un planteamiento evolutivo; en consecuencia, pese a que el considerando 12 tanto del Reglamento como de la Directiva se refieran a “la reforma de la configuración del mercado de la electricidad”, ello debería entenderse en sentido amplio, como una modificación parcial sin pretensiones disruptivas que puedan conducir a un cambio sustancial de modelo.

“Se trata de una “no reforma” del mercado interior de la electricidad, puesto que el marginalismo como criterio esencial para la determinación de los precios no se altera»

Un mantenimiento -en lo fundamental- del estado de las cosas que, en buena medida, se ejemplifica con la ausencia de cualquier tipo de mención a los mercados locales de electricidad, una nueva figura que sí podría cambiar sustancialmente el funcionamiento del actual mercado eléctrico, constituyendo un “puzzle de mercados” con proyección vertical ascendente, que en virtud del principio de subsidiariedad genere un funcionamiento bottom-up en lugar de conservar el tradicional modelo top-down.

El artículo 32 de la Directiva UE 2019/944, cuyo contenido versa sobre el uso de los servicios de flexibilidad para la gestión de las congestiones, no debería considerarse base jurídica suficiente para el desarrollo pleno de los mercados locales, pudiendo ser ésta una señal de precio complementaria con la de los mercados centralizados capaz de fomentar la generación distribuida, el almacenamiento y la agregación en mayor medida que cualquier objetivo nacional indicativo en materia de flexibilidad, como el recogido en el nuevo Reglamento europeo (que se incorporará al Reglamento UE 2019/943 como artículo 19 septies).

Por ejemplo, en el marco del análisis que está realizando el Gobierno de Reino Unido sobre una posible reforma de su mercado eléctrico, ha publicado un interesante informe de 108 páginas que trata exclusivamente el asunto de los mercados locales de electricidad y estudia diferentes modelos, valorando las ventajas y desventajas que cada uno presenta.

a) Sobre la nueva Directiva

Sentado lo anterior, en lo relativo a la Directiva considero que merecen especial mención tanto los “acuerdos de conexión flexibles” en el nuevo artículo 6 bis de la Directiva UE 2019/944, que serán imprescindibles para la optimización de las redes eléctricas -siendo, en el actual contexto renovable, el bien más escaso del sector- y para la aportación de valor por parte de los sistemas de almacenamiento BESS, como el “derecho al consumo de energía compartida” o energy sharing que se recoge en el nuevo artículo 15 bis de la Directiva UE 2019/944, de elevado interés en cuanto a su propuesta teórica, cuya proyección aplicativa dependerá del grado de ambición que guarde la transposición nacional del citado precepto. Es igualmente destacable que el apartado tercero del nuevo artículo 15 bis establece que los clientes “podrán nombrar a un tercero organizador del consumo de energía compartida”, lo cual posibilita la creación de una nueva línea de negocio para las empresas del sector y demuestra cómo lo que tradicionalmente ha sido un mercado de bienes está claramente transformándose en un mercado de bien y servicios.

La Directiva recientemente aprobada también incorpora diversas medidas para la protección de los consumidores vulnerables -que, en su mayoría, están ya previstas en el ordenamiento jurídico español- y algunas pautas para la futura elaboración de legislación de urgencia en materia energética.

b) Sobre el nuevo Reglamento

En cuanto al Reglamento que se acaba de publicar, puede señalarse como principales aspectos los siguientes: el refuerzo de las competencias de ACER; la incorporación de un “producto de aplanamiento de picos de consumo” en el que el tamaño mínimo de la oferta no será mayor de 100 kW, incluso mediante agregación; la reformulación de la metodología de fijación de tarifa, donde el cumplimiento de los objetivos establecidos en los planes nacionales integrados de energía y clima, así como el fomento de la aceptación social serán elementos que integrarán la referida metodología; y una serie de preceptos relativos a la evaluación de las necesidades de flexibilidad y al diseño de sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil que podrían guardar mayor identidad con el espíritu armonizador de una directiva que con la naturaleza notablemente técnica de los reglamentos europeos en materia energética.

A ello debe añadirse una breve reflexión sobre el trinomio formado por mercados a plazo, PPAs y CfDs que trata de fomentar el nuevo Reglamento europeo. Nos hallamos ante tres opciones diferentes para que productores y consumidores cubran su exposición a los precios en el largo plazo, cuya relación no es siempre de complementariedad, pues recuérdese que el artículo 21.3 del Real Decreto 960/2020 por el que se regula el REER (nuestra versión de los CfDs), establece que “los titulares de instalaciones acogidas al régimen económico de energías renovables no podrán declarar contratos bilaterales físicos con dichas instalaciones”, lo que implica que a nivel nacional actualmente una instalación sujeta al REER no pueda firmar un PPA por la parte que no cubra el CfD; lo cual ha sido objeto de crítica por la CNMC en su informe de 30 de julio de 2020. Además, debe tenerse presente que, si bien en el Reglamento europeo se subraya la falta de liquidez de los mercados a plazo, el fomento de los PPAs y de los CfDs ofrecería fórmulas de cobertura alternativas al mismo tiempo que implicaría un cierto vaciamiento de los mercados organizados.

Nos hallamos ante opciones de política energética que deben ser convenientemente ponderadas a fin de escoger aquella que garantice un mayor equilibrio de intereses y, preferentemente, el beneficio de los consumidores.

“Puede comprenderse la intensidad de la agenda regulatoria que en materia de política energética le corresponde aplicar a las autoridades competentes españolas durante los próximos meses».

En qué situación queda España

En lo referido a España, las disposiciones previstas en el Reglamento europeo serán directamente aplicables, sin perjuicio de que buena parte de las citadas disposiciones sólo abordan los aspectos principales o esenciales de la materia tratada, dejando espacio regulatorio para ulteriores normas de desarrollo en sede nacional. Y, en relación con las previsiones que trae consigo la Directiva, deberá transponerlas en el plazo de 6 meses desde su entrada en vigor.

No obstante, España aún se encuentra en situación de incumplimiento. En concreto, el 24 de abril de 2024 la Comisión Europea ha enviado un dictamen motivado a España por no haber transpuesto plenamente las normas de la UE para el mercado interior de la electricidad establecidas en la Directiva UE 2019/944. El plazo para transponer al Derecho nacional la Directiva UE 2019/944, que regula aspectos tan relevantes como la agregación, finalizó el 31 de diciembre de 2020. La Comisión envió una carta de emplazamiento España en mayo de 2022, tras concluir que no todas las disposiciones de la Directiva habían sido transpuestas a nuestro ordenamiento jurídico interno. Tras examinar las respuestas de España, así como las medidas nacionales de transposición notificadas, la Comisión considera que España aún no ha transpuesto plenamente la Directiva. Disponíamos desde entonces de dos meses -es decir, hasta el 24 de junio- para cumplir la obligación de transposición y notificarlo a la Comisión; de no hacerlo, la Comisión podría optar por remitir el asunto al Tribunal de Justicia de la Unión Europea.

Dicho lo cual, puede comprenderse la intensidad de la agenda regulatoria que en materia de política energética le corresponde aplicar a las autoridades competentes españolas durante los próximos meses.

En lo que se refiere a la actividad regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), el último calendario de las circulares de carácter normativo relativas al sector eléctrico que ha sido publicado recoge la siguiente previsión:

·      Modificación de la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad. Fecha prevista de adopción: 3T 2024

·      Propuesta de Circular por la que se establece la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de demanda de energía eléctrica. Fecha prevista de adopción: 2T 2024

·      Propuesta de Circular por la que se modifica la Circular 3/2019, de 20 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia por la que se establecen las metodologías que regulan el funcionamiento del mercado mayorista de electricidad y la gestión de la operación del sistema. Fecha prevista de adopción: 31.09.2025

·      Propuesta de Circular por la que se modifica la Circular 6/2019, de 5 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de distribución de energía eléctrica, para el periodo regulatorio 2026-2031. Fecha prevista de adopción: 31.10.2025

·      Propuesta de Circular por la que se modifica la Circular 5/2019, de 5 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica, para el periodo regulatorio 2026-2031. Fecha prevista de adopción: 31.10.2025

·      Propuesta de Circular por la que se modifica la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2026-2031. Fecha prevista de adopción: 31.10.2025

En cuanto a las normas que está tramitando el Gobierno de España en el marco de sus competencias, existen diversos proyectos de real decreto pendientes de aprobar, entre otros:

·      Proyecto de real decreto por el que se desarrollan las figuras de las comunidades de energías renovables y las comunidades ciudadanas de energía. Fecha de publicación: 20 de abril de 2023

·      Proyecto de real decreto por el que se regula la producción de energía eléctrica en instalaciones ubicadas en el mar. Fecha de publicación: 26 de febrero de 2024

·      Proyecto de Orden por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español. Fecha de publicación: 19 de abril de 2021

Téngase presente que, además, existen otros desarrollos normativos de elevada importancia que únicamente se han sometido a consulta pública previa a la elaboración del proyecto de real decreto, como así ha sucedido con el relativo a las condiciones de suministro y contratación de energía eléctrica y por el que se establecerán principios reguladores del agregador independiente. Un retraso preocupante, puesto que la “Hoja de Ruta MIE del sistema eléctrico peninsular español” publicada en noviembre de 2023 por Red Eléctrica señala que “a la espera del marco de desarrollo de esta figura, se actualiza la fecha de implantación a finales del primer trimestre de 2025”, por lo que, si el marco de desarrollo se continúa retrasando, esta dilación se reflejará en su implantación.

Debe recordarse que figuras como el agregador independiente, de extraordinaria relevancia para la articulación de nuevos modelos negocio, se introdujo en el ordenamiento jurídico español el 25 de junio de 2020 por medio del Real Decreto-ley 23/2020 y que, de acuerdo con lo establecido por la Directiva UE 2019/944, su desarrollo normativo nacional debía haberse realizado antes del 31 de diciembre de 2020.

Por ello, es fundamental que, si verdaderamente sea desea transitar a un nuevo modelo energético, se realice una adecuada planificación energética y que ésta se cumpla en términos regulatorios.

Con el fin de facilitar esta tarea, el sector institucional está realizando notables esfuerzos en el análisis y difusión de los mencionados retos regulatorios en el sector eléctrico. Por citar sólo algunos ejemplos destacados: el Club Español de la Energía organizó en colaboración con la Asociación Española de Derecho de la Energía (AEDEN) dos Seminarios sobre la reforma del mercado eléctrico de la Unión Europea, celebrado uno el 1 de diciembre de 2023 y otro el 7 de junio de 2024; la Sección de Energía del Ilustre Colegio de la Abogacía de Madrid (ICAM) celebrará el 2 de octubre de 2024 una Jornada sobre “Las zonas de aceleración renovable y las redes cerradas”; y los días 24 y 25 de octubre de 2024 tendrá lugar en Madrid el VI Congreso de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE) – III Congreso de la Asociación Española de Derecho de la Energía (AEDEN), titulado “Energía y regulación. El Derecho de los nuevos modelos de negocio energético”.

A modo de conclusión

Así las cosas, el mercado interior de la electricidad, para funcionar realmente como un mercado único -es decir, con un alto grado de acoplamiento en precio por parte de sus expresiones regionales-, necesita interconexiones transfronterizas. Y es aquí donde afloran las posiciones proteccionistas, ya sea al sur por parte de Francia o al norte por parte de Suecia. Desde hace décadas, el encuentro entre la bella ambición de un proyecto energético de dimensión europea y los intereses nacionales, en ocasiones contrapuestos, ha conducido a una “realpolitik” de difícil maridaje.

Por ello, pese a los aspectos de mejora que puedan identificarse en los textos finalmente aprobados, es plausible que tanto el Reglamento como la Directiva hayan logrado el voto favorable de 26 Estados miembros, todos salvo Hungría.

En cualquier caso, la regulación energética es una realidad viva vertebrada en el Derecho de la Unión Europea, por lo que la reciente publicación de estos dos actos legislativos será un punto y seguido.

Ignacio Zamora Santa Brígida es Socio de López-Ibor Mayor Abogados y Doctor en Derecho por la Universidad Complutense

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La demanda de paneles solares ha crecido de manera exponencial en los últimos años, tanto en viviendas de particulares como en instalaciones comerciales e industriales. Este auge en el uso de energías renovables representa un avance significativo hacia la sostenibilidad. Sin embargo, el contexto plantea nuevos desafíos que las aseguradoras, deben abordar con previsión y rigor.

Uno de los principales problemas que surgen es la ubicación de los paneles solares fotovoltaicos. Mientras que los instaladores a menudo optan por montarlos sobre cubiertas con panel sándwich debido a la comodidad, el coste y la rapidez de instalación, las aseguradoras ven en esta elección una considerable agravación del riesgo. Este conflicto entre criterios técnicos y de aseguramiento está en el centro de las preocupaciones actuales del sector.

Este tipo de instalación de paneles sobre una sola estructura no siempre es el modelo adecuado para la instalación de placas fotovoltaicas. Se requiere un análisis previo detallado que especifique factores técnicos, como el peso y la distribución de la carga, la integridad de la cubierta y la eficiencia térmica para evitar el sobrecalentamiento y un posible incendio o derrumbe, dos de las causas más comunes de siniestros en este tipo de construcción fotovoltaica.

Regla de Equidad

La falta de comunicación por parte de los asegurados puede tener serias consecuencias en caso de siniestro. Para ilustrar la gravedad del problema, consideremos dos escenarios hipotéticos. Si una compañía de seguros no está al tanto de la instalación de paneles solares en una cubierta con panel sándwich, podría aplicar la Regla de Equidad para reducir la indemnización en un 50 % o incluso llegar a una denegación total de la cobertura.

Otro caso muy común al que se enfrentan las aseguradoras es aquel en el que, habiendo rechazado cubrir el riesgo por no cumplir con determinados criterios de suscripción, se aplica una Regla de Equidad del 100%, resultando en una denegación completa de la indemnización en caso de un siniestro grave, como un incendio.

Ante esta situación, es crucial que los asegurados informen a sus compañías de manera fidedigna para poder abordar los desafíos. De este modo, deben realizarse evaluaciones técnicas previas de la cubierta por parte de expertos en estructuras e instalaciones fotovoltaicas.

Riesgos y coberturas

A continuación, se podrán implementar programas de capacitación y certificación para instaladores que incluyan criterios de aseguramiento, garantizando que se cumplan con los estándares requeridos por las aseguradoras.

Este fomento del trabajo en estrecha colaboración entre instaladores, propietarios y aseguradoras desde el inicio del proyecto asegura que todas las partes estén alineadas en términos de riesgos y cobertura. Además, determinará el buen desarrollo de productos de seguros especializados y personalizados bajo pólizas específicas para instalaciones fotovoltaicas que consideren los riesgos asociados con diferentes tipos de cubiertas y materiales.

Solo este flujo de comunicación permite a las aseguradoras ofrecer el asesoramiento adecuado a cada situación y una evaluación y prevención de los riesgos de manera precisa, ajustando las pólizas en consecuencia.

El crecimiento de la energía solar presenta tanto oportunidades como desafíos. Es imperativo que tanto las aseguradoras como los asegurados, instaladores y constructores adapten sus prácticas para gestionar estos nuevos riesgos de manera efectiva, contribuyendo así al desarrollo sostenible de la manera más segura posible.