La tan delejada unió de l’energia sembla que arriba a l’hora de la veritat, amb l’entrada en vigor, de l’1 de gener ençà, del nou reglament, i el tancament, el 31 de desembre d’enguany, de la transposició de la Directiva 2019/944 sobre normes comunes del mercat interior de l’electricitat. Tanmateix, aconseguir integrar energèticament l’espai comunitari no serà senzill.

Una primera qüestió, prou espinosa, és el preu que acaba pagant el consumidor. Si bé el reglament i la directiva insisteixen que els preus s’han de formar en funció de l’oferta i la demanda, tot evitant interferències, el cert és que hi ha realitats molt diferents. Com assenyala Dani Pérez, màxim responsable de l’equip legal d’Holaluz, “per molt que parlis de mercat lliure, i tinguis un mercat prou eficient per rebaixar el preu de l’energia, si no fas minvar al rebut el pes de la part regulada, que comprèn des de peatges fins a la moratòria del carbó, hi ha distorsions.” Considera “clau” que la UE hagi passat de prioritzar la seguretat, com a excusa per finançar els cicles combinats, a “un enfocament de balanç, en què com que es necessita una quantitat determinada d’energia en un temps determinat al millor preu, tant és el tipus de tecnologia que entri al mercat, tot obrint la porta a l’emmagatzematge i als agregadors (agent que gestiona l’energia de diversos productors).”

Però hi ha recels sobre com l’Estat espanyol pot adoptar les noves regles per a una unió de l’energia. “El sistema espanyol és massa intervencionista, en exigir un examen d’homologació a les instal·lacions petites, cosa que podrien fer els agregadors. Així es desincentiva el petit productor a participar en el mercat, quan la norma europea el que vol és que el mercat no sigui només dels grans jugadors.”

Per la seva banda, Carme Gimeno, secretària general de GEODE, associació que aplega els distribuïdors europeus, posa l’accent en la disfunció que hi ha en els cas de les xarxes de distribució, clau per a l’autoconsum: “Hi ha estats on estan molt més desenvolupades que en d’altres, com Espanya, en què moltes instal·lacions, parcs eòlics i fotovoltaics, per raons de capacitat, estan connectats a la xarxa de transport.” La fluïdesa del mercat integrat dependrà de les interconnexions, que la UE voldria que assolís el 15% el 2030, i en casos com el nostre entorn no arriba al 7%. Com diu Gimeno, “mentre que a l’Europa central i nòrdica la interconnexió funciona prou bé, per damunt del 10%, a Espanya, una illa energètica, no arriba al 7%”. Amb tot, considera positiu per esperonar els fluxos transfronterers “les zones d’oferta, que fugen de les fronteres nacionals per centrar-se en zones que presenten una congestió estructural.”

A parer de Pep Salas, soci fundador de km.energy i responsable de Smartgrid.cat, per tal de superar la contraposició d’interessos, caldria afavorir la convergència amb mesures com “una política fiscal comuna per avançar cap a la descarbonització, amb una taxa sobre el CO2 i la fixació de topalls d’emissions per evitar deslocalitzacions”. Un debat que caldrà resoldre, al seu parer, “és com es reparteixen els costos de la part fixa del rebut de la llum i de la variable”: “A Espanya, pesa molt el fix, cosa que desincentiva l’eficiència, mentre que en altres països és al revés.” I també hi ha la qüestió dels ritmes, evident en el cas de l’aparició dels agregadors: “Hi ha asimetries molt grans, i mentre que en alguns països els agregadors fa cinc anys que hi treballen, aquí s’hi acaben de posar.”

L’asimetria també s’observa en l’organització dels mercats: “Mentre a la molt nuclearitzada França l’estructura és clarament vertical, en estats com els Països Baixos, hi ha una estructura que separa les activitats de generació, distribució i comercialització.” També veu clar avançar en la interconnexió, perquè l’energia barata del sud pugui ser venuda al nord i al revés. “Això és clau perquè guanyi molt més pes l’actual mercat continu acoblat per a tot Europa.”