1.   Todos los participantes del mercado serán responsables de los desvíos que causen en el sistema («responsabilidad de balance»). A tal fin, los participantes del mercado serán sujetos de liquidación responsables del balance o delegarán contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidación responsable del balance de su elección. Cada sujeto de liquidación responsable del balance responderá financieramente de los desvíos y se esforzará por lograr el equilibrio o por contribuir a que el sistema eléctrico esté en equilibrio.

2.   Los Estados miembros podrán establecer exenciones de la responsabilidad de balance únicamente para:

Los Estados miembros podrán, sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del TFUE, incentivar a los participantes en el mercado que estén total o parcialmente exentos de responsabilidad de balance a aceptar la plena responsabilidad.

3.   Cuando un Estado miembro conceda una exención con arreglo al artículo 5, apartado 2, deberá garantizar que otro participante en el mercado cumpla las responsabilidades financieras por los desvíos.

4.   En el caso de instalaciones de generación de electricidad puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2026, el apartado 2, letra b), se aplicará únicamente a las instalaciones de generación que utilizan fuentes de energía renovables con una capacidad eléctrica instalada de menos de 200 kW.

1.   Los mercados de balance, incluidos los procesos de precualificación, deberán organizarse de manera que:

2.   El precio de la energía de balance no estará predeterminado en un contrato para reserva de balance. Los procesos de adquisición serán transparentes de conformidad con el artículo 40, apartado 4, de la Directiva (UE) 2019/944 respetando al mismo tiempo la confidencialidad de la información comercial sensible.

3.   Los mercados de balance deberán garantizar la seguridad operativa, permitiendo al mismo tiempo una utilización máxima y la asignación eficiente de capacidad interzonal en todos los horizontes temporales de conformidad con el artículo 17.

4.   La liquidación de la energía de balance en el caso de los productos estándar y específicos de balance se basará en precios marginales (remuneración al precio de casación o pay-as-cleared), salvo que todas las autoridades reguladoras aprueben un método de fijación de precios alternativo sobre la base de una propuesta conjunta de todos los gestores de redes de transporte, tras un análisis que demuestre que dicho método de fijación de precios alternativo es más eficiente.

Los participantes en el mercado estarán autorizados a presentar ofertas tan cerca del tiempo real como sea posible, y las horas de cierre del mercado de energía de balance no serán anteriores a la hora de cierre del mercado interzonal intradiario.

Los gestores de redes de transporte que apliquen un modelo de despacho central podrán establecer normas adicionales de conformidad con la línea directriz sobre el balance del sistema eléctrico adoptada sobre la base del artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

5.   Los desvíos se liquidarán a un precio que refleje el valor de la energía en tiempo real.

6.   Cada zona de precio de desvío será idéntica a una zona de oferta, excepto en el caso de un modelo de despacho central donde una zona de precio de desvío pueda constituir una parte de una zona de oferta.

7.   El dimensionamiento de la capacidad de reserva será llevado a cabo por los gestores de redes de transporte y facilitado a escala regional.

8.   La adquisición de reserva de balance será realizada por los gestores de redes de transporte y podrá ser facilitada a escala regional. La reserva de capacidad transfronteriza a tal fin podrá ser limitada. La adquisición de reserva de balance se basará en el mercado y se organizará de manera que no sea discriminatoria entre los participantes en el mercado en el proceso de precualificación de conformidad con el artículo 40, apartado 4, de la Directiva (UE) 2019/944, tanto si los participantes en el mercado participan individualmente o mediante agregación.

La adquisición de reserva de balance se basará en un mercado primario a menos y en la medida en que la autoridad reguladora haya previsto una exención permitiendo el uso de otras formas de contratación basadas en el mercado por falta de competencia en el mercado de servicios de balance. Las exenciones de la obligación de basar la adquisición de reserva de balance en la utilización de los mercados primarios se revisarán cada tres años.

9.   La adquisición de reserva de balance al alza y de reserva de balance a la baja se efectuará por separado, a menos que la autoridad reguladora apruebe una derogación de ese principio basada en la evaluación del gestor de redes de transporte en que demuestre que aumentaría así la eficiencia económica. La adquisición de reserva de balance no deberá realizarse más de un día antes del suministro de la reserva de balance, y el período de adquisición será como máximo de un día, a menos y en la medida en que la autoridad reguladora haya aprobado una adquisición anterior o períodos de adquisición más largos al objeto de garantizar la seguridad del suministro o mejorar la eficiencia económica.

Cuando se conceda una exención, al menos para el 40 % de los productos estándar de balance y un mínimo del 30 % de todos los productos utilizados para la reserva de balance, la adquisición de la reserva de balance deberá realizarse durante un día como máximo antes del suministro de la reserva de balance, y el período de adquisición será como máximo de un día. La adquisición de la parte restante de la reserva de balance se efectuará como máximo un mes antes del suministro de la reserva de balance, y tendrá una duración contractual máxima de un mes.

10.   Previa solicitud del gestor de redes de transporte, la autoridad reguladora podrá decidir ampliar el período de adquisición de la parte restante de la reserva de balance a que se refiere el apartado 9 hasta un máximo de doce meses, siempre que dicha decisión sea limitada en el tiempo y que los efectos positivos en términos de reducción de costes para los clientes finales superen a los efectos negativos en el mercado. La solicitud incluirá:

11.   No obstante lo dispuesto en el apartado 10, a partir del 1 de enero de 2026 los períodos contractuales no serán superiores a seis meses.

12.   A más tardar el 1 de enero de 2028, las autoridades reguladoras informarán a la ACER y a la Comisión del porcentaje de la reserva total cubierta por contratos de duración, o con períodos de adquisición, superiores a un día.

13.   Los gestores de redes de transporte o sus operadores delegados publicarán, lo más cercano posible al tiempo real pero no más tarde de 30 minutos tras la entrega, el balance actual del sistema de sus zonas de programación, los precios de desvío estimados y los precios de la energía de balance estimados.

14.   Cuando los productos estándar de balance no sean suficientes para garantizar la seguridad operativa o cuando algunos recursos de balance no puedan participar en el mercado de balance a través de productos estándar de balance, los gestores de redes de transporte podrán proponer, y las autoridades reguladoras podrán aprobar, exenciones a lo dispuesto en los apartados 2 y 4 para los productos de balance específicos que se activen localmente sin intercambiarlos con otros gestores de redes de transporte.

Las propuestas de exención incluirán una descripción de las medidas propuestas para minimizar el uso de productos específicos sujetas a eficiencia económica, una demostración de que los productos específicos no generan ineficiencias ni distorsiones significativas en el mercado de balance dentro o fuera de la zona de programación, así como, cuando proceda, las normas y la información para el proceso de conversión de las ofertas de energía de balance procedentes de productos específicos en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar.

1.   Los gestores de redes de transporte y los NEMO organizarán conjuntamente la gestión de los mercados diario e intradiario integrados de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222. Los gestores de redes de transporte y los NEMO cooperarán a nivel de la Unión o, cuando sea más adecuado, a nivel regional, a fin de maximizar la eficiencia y la eficacia del comercio diario e intradiario de electricidad de la Unión. La obligación de cooperar se entenderá sin perjuicio de la aplicación de las disposiciones del Derecho de la Unión en materia de competencia. En sus funciones relacionadas con el comercio de electricidad, los gestores de redes de transporte y los NEMO estarán sujetos a la supervisión reglamentaria de las autoridades reguladoras en virtud del artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944 y de la ACER en virtud de los artículos 4 y 8 del Reglamento (UE) 2019/942.

2.   Los mercados diario e intradiario deberán:

1.   Los NEMO autorizarán a los participantes en el mercado a comerciar con energía tan cerca del tiempo real como sea posible, y al menos hasta la hora de cierre del mercado interzonal intradiario.

2.   Los NEMO facilitarán a los participantes en el mercado la oportunidad de comerciar con la energía a intervalos de tiempo al menos tan breves como el período de liquidación de los desvíos en los mercados diario e intradiario.

3.   Para el comercio en los mercados diario e intradiario, los NEMO facilitarán productos que sean de un tamaño lo bastante reducido, con ofertas mínimas de 500 kW o inferiores, para hacer posible la participación efectiva de la respuesta por parte de la demanda, el almacenamiento de energía y las renovables a pequeña escala, incluida la participación directa por los clientes.

4.   A más tardar el 1 de enero de 2021, el período de liquidación de los desvíos será de quince minutos en todas las zonas de programación, a menos que las autoridades reguladoras hayan concedido una exención. Las exenciones solo podrán concederse hasta el 31 de diciembre de 2024.

A partir del 1 de enero de 2025, el período de liquidación de los desvíos no será superior a 30 minutos cuando todas las autoridades reguladoras de una zona síncrona hayan concedido una exención.

1.   De conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719, los gestores de redes de transporte deberán asignar derechos de transmisión a largo plazo o disponer de medidas equivalentes para permitir que los participantes en el mercado, incluidos los propietarios de instalaciones de generación de electricidad con fuentes de energía renovables, se protejan de riesgos derivados de los precios a través de las fronteras entre zonas de oferta, a menos que la evaluación del mercado a plazo en las fronteras entre zonas de oferta llevada a cabo por las autoridades reguladoras competentes muestre suficientes oportunidades de protección en las zonas de oferta de que se trate.

2.   Los derechos de transmisión a largo plazo se asignarán de forma transparente, no discriminatoria y basada en el mercado, a través de una plataforma única de asignación.

3.   Siempre que se respete el Derecho de la Unión en materia de competencia, los operadores del mercado tendrán libertad para desarrollar productos de cobertura de futuros, también productos de cobertura de futuros a largo plazo, para proporcionar a los participantes en el mercado, incluidos los titulares de instalaciones de generación que utilizan fuentes de energía renovables, posibilidades adecuadas de protegerse frente a los riesgos financieros derivados de las fluctuaciones de los precios. Los Estados miembros no exigirán que se restrinja dicha actividad de cobertura al comercio dentro de un Estado miembro o una zona de oferta.

1.   No habrá un límite máximo ni un límite mínimo para los precios al por mayor de la electricidad. Esta disposición se aplicará, entre otras cosas, a las ofertas y casaciones en todos los horizontes temporales, e incluirá la energía de balance y los precios de desvío, sin perjuicio de los límites técnicos de precios que podrán aplicarse en el horizonte temporal del balance y en los horizontes temporales diario e intradiario de conformidad con el apartado 2.

2.   Los NEMO podrán aplicar límites armonizados a los precios de casación máximos y mínimos para los horizontes temporales diario e intradiario. Esos límites serán lo suficientemente altos para no restringir innecesariamente el comercio, se armonizarán en la zona del mercado interior y tendrán en cuenta el valor máximo de carga perdida. Los NEMO aplicarán un mecanismo transparente para ajustar automáticamente los límites técnicos de las ofertas a su debido tiempo en caso de que se prevea alcanzar los límites fijados. Los límites ajustados más altos seguirán siendo de aplicación hasta que se precisen mayores aumentos en virtud de ese mecanismo.

3.   Los gestores de redes de transporte no adoptarán ninguna medida para modificar las tarifas al por mayor.

4.   Las autoridades reguladoras, o cuando un Estado miembro haya designado a otra autoridad competente a tales efectos, dichas autoridades competentes designadas determinarán las políticas y medidas aplicadas en su territorio que puedan contribuir a restringir indirectamente la formación de precios al por mayor, como la limitación de la oferta en relación con la activación de la energía de balance, los mecanismos de capacidad, las medidas de los gestores de redes de transporte, las medidas que tengan por objeto cuestionar los resultados de mercado o evitar el abuso de posición dominante o la definición ineficiente de las zonas de oferta.

5.   Cuando una autoridad reguladora o una autoridad competente designada haya detectado una política o medida que pueda restringir la formación de precios al por mayor, deberá adoptar todas las medidas adecuadas para eliminarla o, si esto no es posible, mitigar su impacto en las estrategias de ofertas. A más tardar el 5 de enero de 2020, los Estados miembros presentarán un informe a la Comisión detallando las medidas y actuaciones que han llevado o tienen la intención de llevar a cabo.

1.   A más tardar el 5 de julio de 2020, cuando se precise fijar un estándar de fiabilidad de conformidad con el artículo 25, las autoridades reguladoras o cuando un Estado miembro haya designado a otra autoridad competente a tales efectos, dicha autoridad competente designada determinará una estimación única del valor de carga perdida para su territorio. Dicha estimación deberá ponerse a disposición del público. Las autoridades reguladoras u otras autoridades competentes designadas podrán determinar distintas estimaciones por cada zona de oferta si tienen varias zonas de oferta en su territorio. Cuando una zona de oferta conste de territorios de más de un Estado miembro, las autoridades reguladoras u otras autoridades competentes designadas en cuestión determinarán una estimación única del valor de carga perdida para esa zona de oferta. Al determinar la estimación única del valor de carga perdida, las autoridades reguladoras u otras autoridades competentes designadas aplicarán la metodología a que se refiere el artículo 23, apartado 6.

2.   Las autoridades reguladoras y las autoridades competentes designadas deberán actualizar sus estimaciones del valor de carga perdida al menos cada cinco años o en una fecha anterior si observan un cambio significativo.

1.   El despacho de instalaciones de generación de electricidad y de respuesta de la demanda será no discriminatorio, transparente y, a menos que se disponga otra cosa en virtud del artículo 12, apartados 2 a 6, basado en el mercado.

2.   Sin perjuicio de los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros velarán por que, cuando despachen instalaciones de generación de electricidad, los gestores de redes darán prioridad a las instalaciones de generación que utilicen energía procedente de fuentes renovables en tanto en cuanto el funcionamiento seguro de la red eléctrica nacional lo permita y con arreglo a criterios transparentes y no discriminatorios, y cuando esas instalaciones de generación de electricidad sean bien:

3.   Un Estado miembro podrá decidir no aplicar el despacho prioritario a instalaciones de generación de electricidad a que se refiere el apartado 2, letra a), que inicien su funcionamiento al menos seis meses después de la decisión, o aplicar una capacidad mínima más baja a la establecida en el apartado 2, letra a), siempre que:

Cualquier exención evitará cambios retroactivos que afecten a las instalaciones de generación que ya se beneficien del despacho prioritario, con independencia de cualquier acuerdo voluntario entre un Estado miembro y un gestor de una instalación de generación.

Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros podrán ofrecer incentivos a las instalaciones que puedan optar al despacho prioritario para que abandonen voluntariamente el despacho prioritario.

4.   Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros podrán prever el despacho prioritario para la electricidad generada en instalaciones de generación de electricidad que utilicen cogeneración de alta eficiencia con una capacidad eléctrica instalada de menos de 400 kW.

5   En el caso de instalaciones de generación de electricidad puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2026, el apartado 2, letra a), se aplicará únicamente a las instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables y que tengan una capacidad eléctrica instalada de menos de 200 kW.

6.   Sin perjuicio de los contratos celebrados con anterioridad al 4 de julio de 2019, las instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía procedente de fuentes renovables o cogeneración de alta eficiencia que hayan sido puestas en servicio antes del 4 de julio de 2019 y que, al ser puestas en servicio, hayan sido objeto de despacho prioritario con arreglo al artículo 15, apartado 5, de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo o al artículo 16, apartado 2, de la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (20) seguirán beneficiándose de despacho prioritario. El despacho prioritario dejará de aplicarse a partir de la fecha en la que las instalaciones de generación de electricidad experimenten cambios significativos, como sucederá, al menos, si se necesita un nuevo acuerdo de conexión o si aumenta la capacidad de generación de la instalación de generación de electricidad.

7.   El despacho prioritario no deberá comprometer la seguridad operativa del sistema eléctrico, no deberá utilizarse como justificación para reducir las capacidades entre zonas más allá de lo dispuesto en el artículo 16 y se basará en criterios transparentes y no discriminatorios.

1.   El redespacho de la generación y el redespacho de la respuesta de la demanda se basarán en criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios. Estarán abiertos a todas las tecnologías de generación, almacenamiento de energía y respuesta de la demanda, incluidos los operadores del mercado situados en otros Estados miembros, a no ser que sea técnicamente inviable.

2.   Los recursos redespachados se seleccionarán entre las instalaciones de generación, de almacenamiento de energía o de respuesta a la demanda utilizando mecanismos de mercado, y tendrán compensación financiera. Las ofertas de energía de balance utilizadas para el redespacho no establecerán el precio de la energía de balance.

3.   El redespacho de la generación, del almacenamiento de energía y de la respuesta de la demanda no basados en el mercado sólo podrán emplearse cuando:

4.   Los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución pertinentes informarán al menos una vez al año a la autoridad reguladora competente, sobre:

La autoridad reguladora presentará el informe a la ACER y publicará un resumen de los datos a que se refieren las letras a), b) y c) del párrafo primero junto con recomendaciones para realizar mejoras, si fuere necesario.

5.   Sin perjuicio de los requisitos relativos al mantenimiento de la fiabilidad y la seguridad de la red, basados en criterios transparentes y no discriminatorios establecidos por las autoridades reguladoras, los operadores de sistemas de transporte y los operadores de sistemas de distribución deberán:

6.   Cuando se haga uso de redespacho a la baja no basado en el mercado, se seguirán los siguientes principios:

7.   Cuando se haga uso del redespacho no basado en el mercado, dará lugar a una compensación financiera por parte del gestor de red que solicite el redespacho al operador de la instalación de generación, de almacenamiento de energía o de respuesta de la demanda que sea objeto de redespacho, excepto en el caso de los productores que hayan aceptado un acuerdo de conexión en el que no se garantice la entrega firme de energía. Esa compensación financiera será, como mínimo, igual al más elevado de los siguientes elementos o una combinación de ambos si la aplicación del más elevado de ellos da lugar a una compensación injustificadamente baja o injustificadamente elevada:

1.   Los Estados miembros tomarán todas las medidas adecuadas para hacer frente a la congestión. Las fronteras entre las zonas de oferta estarán basadas en las congestiones estructurales a largo plazo en la red de transporte. Las zonas de oferta no contendrán tales congestiones estructurales a menos que no tengan efectos en zonas de oferta vecinas o, como exención temporal, que sus efectos en las zonas de oferta vecinas se vean mitigados mediante el uso de medidas correctoras y dichas congestiones estructurales no conduzcan a reducciones de la capacidad interzonal de negociación, de conformidad con los requisitos del artículo 16. La configuración de las zonas de oferta en la Unión deberá diseñarse de modo que se maximice la eficiencia económica y se maximicen las oportunidades comerciales entre zonas, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 16, manteniendo al mismo tiempo la seguridad del suministro.

2.   Cada tres años, REGRT de Electricidad informará sobre la congestión estructural y otras congestiones físicas importantes entre las zonas de ofertas y dentro de ellas, incluida la ubicación y frecuencia de dicha congestión, de conformidad con la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. Dicho informe incluirá una evaluación de si la capacidad comercial interzonal alcanzó la trayectoria lineal en virtud del artículo 15 o la capacidad mínima con arreglo al artículo 16 del presente Reglamento.

3.   Para garantizar una configuración óptima de las zonas de oferta deberá realizarse una revisión de las zonas de oferta. Dicha revisión detectará todas las congestiones estructurales e incluirá un análisis de las diferentes configuraciones de las zonas de oferta de manera coordinada, con la participación de las partes interesadas afectadas de todos los Estados miembros relevantes, de conformidad con la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones adoptada con arreglo al artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. Las actuales zonas de oferta se evaluarán en función de su capacidad para crear un entorno de mercado fiable, incluidas la generación flexible y la capacidad de carga, lo cual es crucial para evitar los cuellos de botella en la red y equilibrar la oferta y la demanda de electricidad, garantizando la seguridad a largo plazo de las inversiones en la red.

4.   A los efectos del presente artículo y del artículo 15, se entiende por Estados miembros pertinentes, gestores de redes de transporte o autoridades reguladoras pertinentes, a aquellos Estados miembros, gestores de redes de transporte o autoridades reguladoras que participan en la revisión de la configuración de la zona de oferta y también los que participan en la misma región de cálculo de la capacidad con arreglo a la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones adoptada con arreglo al artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

5.   A más tardar el 5 de octubre de 2019, todos los gestores de redes de transporte pertinentes presentarán una propuesta relativa a la metodología y los supuestos que se utilizarán en el proceso de revisión de la zona de oferta, así como las configuraciones alternativas de la zona de oferta objeto de consideración a las autoridades reguladoras correspondientes para su aprobación. Las autoridades reguladoras pertinentes deberán tomar una decisión unánime en relación con la propuesta en un plazo de tres meses a partir de la fecha de presentación de la propuesta. En caso de que las autoridades reguladoras no consigan llegar a un acuerdo unánime sobre la propuesta en ese plazo, la ACER, en el plazo adicional de tres meses, deberá tomar una decisión sobre la metodología y los supuestos, así como sobre las configuraciones alternativas de la zona de oferta considerada. La metodología se basará en las congestiones estructurales que no se espera superar en los tres años siguientes, teniendo debidamente en cuenta los avances tangibles en proyectos de desarrollo de infraestructuras que se espera realizar en los tres años siguientes.

6.   Sobre la base de la metodología y los supuestos aprobados con arreglo al apartado 5, los gestores de redes de transporte que participen en la revisión de las zonas de oferta deberán presentar una propuesta conjunta a los Estados miembros pertinentes o a sus autoridades competentes designadas sobre la conveniencia de modificar o mantener la configuración de las zonas de oferta a más tardar doce meses después de la aprobación de la metodología y los supuestos con arreglo al apartado 5. Los demás Estados miembros, las Partes Contratantes de la Comunidad de la Energía u otros terceros países que compartan la misma zona sincrónica con un Estado miembro pertinente podrán presentar observaciones.

7.   Cuando se haya detectado una congestión estructural en el informe con arreglo al apartado 2 del presente artículo o en la revisión de las zonas de oferta en virtud del presente artículo o por uno o varios gestores de redes de transporte en sus zonas de control en un informe aprobado por las autoridades reguladoras competentes, los Estados miembros que tengan una congestión estructural identificada, en cooperación con sus gestores de redes de transporte, decidirá, en un plazo de seis meses a partir de la recepción del informe, o bien establecer planes de acción nacionales o multinacionales en virtud del artículo 15, o revisar y modificar su configuración de las zonas de oferta. Dichas decisiones deberán notificarse inmediatamente a la Comisión y a la ACER.

8.   En el caso de los Estados miembros que hayan optado por modificar la configuración de las zonas de oferta en virtud del apartado 7, los Estados miembros pertinentes deberán adoptar una decisión unánime en un plazo de seis meses a partir de la notificación prevista en el apartado 7. Otros Estados miembros podrán presentar observaciones a los Estados miembros pertinentes, los cuales deberían tener en cuenta dichas observaciones al adoptar su decisión. La decisión estará motivada y se notificará a la Comisión y a la ACER. En caso de que los Estados miembros pertinentes no adopten una decisión unánime en dichos seis meses, lo notificarán inmediatamente a la Comisión. Como último recurso, la Comisión, tras consultar a la ACER, decidirá si modifica o mantiene la configuración de las zonas de oferta en los Estados miembros y entre ellos, a más tardar seis meses después de la recepción de la notificación.

9.   Los Estados miembros y la Comisión consultarán a las partes interesadas pertinentes antes de adoptar cualquier decisión con arreglo al presente artículo.

10.   Cualquier decisión adoptada con arreglo al presente artículo indicará la fecha de aplicación de una modificación. Dicha fecha de aplicación deberá compaginar la exigencia de celeridad con las consideraciones prácticas, incluido el comercio de futuros de electricidad. La decisión podrá establecer disposiciones transitorias adecuadas.

11.   En los casos en que se pongan en marcha nuevas revisiones de las zonas de oferta de conformidad con la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009, el presente artículo será de aplicación.

1.   A raíz de la adopción de una decisión en virtud del artículo 14, apartado 7, el Estado miembro que tenga una congestión estructural identificada elaborará un plan de acción en cooperación con sus autoridades reguladoras. Esos planes de acción contendrán un calendario concreto para la adopción de medidas destinadas a reducir las congestiones estructurales identificadas en un periodo de no más de cuatro años a partir de la adopción de la decisión adoptada con arreglo al artículo 14, apartado 7.

2.   Con independencia de los progresos concretos del plan de acción, los Estados miembros garantizarán que, sin perjuicio de la excepción prevista en el artículo 16, apartado 9, o una desviación en virtud del artículo 16, apartado 3, la capacidad de comercio interzonal aumente anualmente hasta la que se alcance la capacidad mínima prevista en el artículo 16, apartado 9. Esa capacidad mínima se alcanzará a más tardar el 31 de diciembre de 2025.

Los incrementos anuales se lograrán mediante una trayectoria lineal. El punto de inicio de esa trayectoria será o bien la capacidad asignada en la frontera o en cualquier elemento de red crítico en el año anterior a la adopción del plan de acción o la capacidad media durante los tres años antes de la adopción del plan de acción, según la que sea mayor de las dos. Los Estados miembros deberán velar por que, durante la ejecución de sus planes de acción, la capacidad puesta a disposición para el comercio interzonal de conformidad con el artículo 16, apartado 8, sea, al menos, igual a los valores de la trayectoria lineal, por ejemplo mediante el uso de medidas correctoras en la región de cálculo de la capacidad.

3.   Los costes de las medidas correctoras necesarias para seguir la trayectoria lineal a que se refiere el apartado 2 o poner a disposición capacidad interzonal en las fronteras o en los elementos de red críticos afectados por el plan de acción correrán a cargo del Estado o los Estados miembros que apliquen el plan de acción.

4.   Cada año durante la ejecución del plan de acción y en un plazo de seis meses a partir de su expiración, los gestores de redes de transporte pertinentes evaluarán, para los doce meses precedentes, si la capacidad transfronteriza disponible ha alcanzado la trayectoria lineal o, a partir del 1 de enero de 2026, si las capacidades mínimas previstas en el artículo 16, apartado 8, se han alcanzado. Presentarán sus evaluaciones a la ACER y a las autoridades reguladoras pertinentes. Antes de elaborar el informe final, los gestores de red de transporte presentarán sus contribuciones al informe, incluidos todos los datos pertinentes, a su autoridad reguladora para su aprobación.

5.   En el caso de los Estados miembros en los que la evaluación a que se refiere el apartado 4 demuestre que un gestor de la red de transporte no ha respetado la trayectoria lineal, los Estados miembros pertinentes adoptarán una decisión unánime en el plazo de seis meses a partir de la recepción del informe de evaluación mencionado en el apartado 4 sobre si mantienen o modifican la configuración de las zonas de oferta. En su decisión, los Estados miembros pertinentes deberían tener en cuenta los comentarios presentados por otros Estados miembros. La decisión de los Estados miembros deberá estar justificada y se deberá notificar a la Comisión y a la ACER.

Los Estados miembros pertinentes notificarán a la Comisión inmediatamente si no adoptan una decisión unánime en el plazo establecido. En el plazo de seis meses a partir de la recepción de dicha notificación, la Comisión, como último recurso y tras consultar a la ACER y a las partes interesadas pertinentes, adoptará una decisión que modifique o mantenga la configuración de las zonas de oferta en los Estados miembros pertinentes y entre ellos.

6.   Seis meses antes de la expiración del plan de acción, los Estados miembros que tengan una congestión estructural identificada decidirán si modifican su zona de oferta para hacer frente a las congestiones restantes o si resuelven las congestiones internas restantes con medidas correctoras cuyos costes deberán cubrir.

7.   En caso de que se haya detectado una congestión estructural con arreglo al artículo 14, apartado 7, pero no se haya definido ningún plan de acción en un plazo de seis meses desde su detección, los gestores de redes de transporte pertinentes deberán evaluar, en un plazo de doce meses después de que se haya detectado dicha congestión estructural, si la capacidad interzonal disponible ha alcanzado la capacidad mínima prevista en el artículo 16, apartado 8, para el periodo de los doce meses anteriores y presentará un informe de evaluación a las autoridades reguladoras pertinentes y a la ACER.

Antes de elaborar el informe final, cada gestor de red de transporte enviará su contribución al informe, incluidos los datos pertinentes, a su autoridad reguladora para su aprobación. Cuando la evaluación demuestre que un gestor de la red de transporte no ha respetado la capacidad mínima, será de aplicación el procedimiento de toma de decisiones previsto en el apartado 5 del presente artículo.

1.   Los problemas de congestión de la red se abordarán mediante soluciones no discriminatorias y conformes a la lógica del mercado que sirvan de indicadores económicos eficientes a los operadores del mercado y a los gestores de las redes de transporte interesados. Los problemas de congestión de la red se resolverán mediante métodos no basados en transacciones, a saber, métodos que no impliquen una selección entre los contratos de los distintos operadores del mercado. Al adoptar medidas operativas que garanticen que su red de transporte permanezca en su estado normal, el gestor de redes de transporte tendrá en cuenta el efecto de dichas medidas en las zonas de control vecinas y las coordinará con las de otros gestores de redes de transporte afectados conforme a lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2015/1222.

2.   Solo se utilizarán procedimientos de reducción de las transacciones en situaciones de emergencia, a saber, aquellas en las que el gestor de las redes de transporte deba actuar de manera expeditiva y no sea posible la redistribución de la carga o el intercambio compensatorio. Todo procedimiento de este tipo se aplicará de manera no discriminatoria. Salvo en caso de fuerza mayor, los operadores del mercado a los que se haya asignado capacidad deberán ser compensados por toda reducción.

3.   Los centros de coordinación regionales efectuarán el cálculo coordinado de capacidad de conformidad con los apartados 4 y 8 del presente artículo, como se prevé en el artículo 37, apartado 1, letra a), y el artículo 42, apartado 1.

Los centros de coordinación regionales calcularán las capacidades interzonales respetando los límites de seguridad operativa utilizando los datos de los gestores de redes de transporte, incluida la información sobre la disponibilidad técnica de las medidas correctoras, a excepción del deslastre de carga. Cuando los centros de coordinación regionales lleguen a la conclusión de que todas las medidas correctoras disponibles en la región de cálculo de capacidad o entre las regiones de cálculo de capacidad no son suficientes para alcanzar la trayectoria lineal en virtud del artículo 15, apartado 2, o las capacidades mínimas previstas en el apartado 8 del presente artículo, respetando al mismo tiempo los límites de seguridad operativa, podrán establecer, como medida de último recurso, medidas coordinadas que reduzcan en consecuencia las capacidades interzonales. Los gestores de redes de transporte solo podrán desviarse de las medidas coordinadas solo por lo que respecta al cálculo coordinado de la capacidad y el análisis coordinado de la seguridad de conformidad con el artículo 42, apartado 2.

En un plazo de 3 meses después de la entrada en funcionamiento de los centros de coordinación regionales en virtud del artículo 35, apartado 2 del presente Reglamento, y cada tres meses a partir de entonces, los centros de coordinación regionales presentarán un informe a las autoridades reguladoras pertinentes y a la ACER de las reducciones de capacidad o de las desviaciones de las acciones coordinadas en virtud del párrafo segundo y evaluarán las incidencias y formularán recomendaciones, en caso necesario, sobre cómo evitar estas desviaciones en el futuro. Si la ACER concluye que los requisitos previos para una desviación en virtud del presente apartado no se han cumplido o son de naturaleza estructural, remitirá un dictamen a las autoridades reguladoras pertinentes y a la Comisión. Las autoridades reguladoras competentes adoptarán las medidas apropiadas contra los gestores de redes de transporte o los centros de coordinación regionales en virtud de los artículos 59 o 62 de la Directiva (UE) 2019/944, si no se han cumplido los requisitos previos para una desviación con arreglo al presente apartado.

Las desviaciones de carácter estructural se abordarán en un plan de acción a que se refiere el artículo 14, apartado 7, o en una actualización de un plan de acción existente.

4.   De conformidad con las normas de seguridad de funcionamiento de la red, deberá ponerse a disposición de los participantes del mercado el máximo nivel de capacidad de las interconexiones o de las redes de transporte afectadas por la capacidad transfronteriza. El intercambio compensatorio y el redespacho, incluido el redespacho transfronterizo, se utilizarán para maximizar las capacidades disponibles para alcanzar las capacidades mínimas previstas en el apartado 8. Se aplicará para tal maximización un proceso coordinado y no discriminatorio para las medidas correctoras transfronterizas, tras la aplicación de una metodología para el reparto de los costes del redespacho y del intercambio compensatorio.

5.   La capacidad deberá asignarse mediante subastas de capacidad explícitas o subastas implícitas que incluyan capacidad y energía. Ambos métodos pueden coexistir en la misma interconexión. Para los intercambios intradiarios se utilizará un régimen continuo, que podrá complementarse con subastas.

6.   En caso de congestión, se elegirán las ofertas válidas de mayor valor para la capacidad de la red, implícitas o explícitas, que ofrezcan el mayor valor para la (escasa) capacidad de intercambio de las interconexiones en cada horizonte temporal. Salvo en el caso de los nuevos interconectores que gocen de una exención en virtud del artículo 7 del Reglamento (CE) n.o 1228/2003, del artículo 17 del Reglamento (CE) n.o 714/2009 o del artículo 63 del presente Reglamento, se prohibirá la fijación de precios de reserva en los métodos de asignación de capacidad.

7.   La capacidad podrá comercializarse libremente en el mercado secundario, siempre que el gestor de redes de transporte haya sido informado con antelación suficiente. Cuando un gestor de redes de transporte rechace un intercambio (transacción) secundario, deberá comunicarlo y explicarlo de forma nítida y transparente a todos los participantes del mercado, y notificarlo a la autoridad reguladora.

8.   Los gestores de la red de transporte no limitarán el volumen de la capacidad de interconexión que se ponga a disposición de los participantes del mercado como medio para resolver la congestión dentro de su propia zona de oferta o como medio de gestionar los flujos resultantes de transacciones internas a las zonas de oferta. Sin perjuicio de la aplicación de las excepciones contempladas en los apartados 3 y 9 del presente artículo y de la aplicación del artículo 15, apartado 2, se considerará que se ha cumplido con lo dispuesto en el presente apartado siempre que se alcancen los siguientes niveles mínimos de capacidad disponible para el comercio interzonal:

El importe total del 30 % podrá utilizarse para márgenes de fiabilidad, flujos en bucle y flujos internos para cada elemento crítico de la red.

9.   En caso de que lo soliciten los gestores de redes de transporte de una región de cálculo de capacidad, las autoridades reguladoras pertinentes podrán conceder una excepción con respecto al apartado 8 por razones previsibles cuando sea necesario para mantener la seguridad operativa. Tal excepción, que no podrá referirse a la reducción de capacidades ya asignadas con arreglo al apartado 2, se concederá por no más de un año cada vez, o siempre que se dé un nivel significativamente decreciente de la excepción cada año, hasta un máximo de dos años. La dimensión de dicha excepción se limitará a lo estrictamente necesario para mantener la seguridad operativa y evitará la discriminación entre intercambios internos e interzonales.

Antes de conceder una excepción, la autoridad reguladora pertinente consultará a las autoridades reguladoras de otros Estados miembros que formen parte de las regiones de cálculo de la capacidad afectadas. Cuando una autoridad reguladora esté en desacuerdo con la excepción propuesta, la ACER decidirá sobre si debe concederse dicha excepción con arreglo al artículo 6, apartado 10, letra a), del Reglamento (UE) 2019/942. La justificación y los motivos de la excepción deberán publicarse.

Cuando se conceda una excepción, los gestores de redes de transporte pertinentes elaborarán y publicarán una metodología y proyectos que ofrezcan una solución a largo plazo al problema que pretende resolver la excepción. La excepción expirará cuando venza el plazo de la excepción o una vez que la solución se aplique, si esta última fecha es anterior.

10.   Los participantes del mercado informarán a los gestores de las redes de transporte interesados con la suficiente antelación con respecto al período de actividad pertinente de su intención de utilizar la capacidad asignada. Toda capacidad asignada que no vaya a ser utilizada deberá ponerse de nuevo a disposición del mercado, con arreglo a un procedimiento abierto, transparente y no discriminatorio.

11.   En la medida en que sea técnicamente posible, los gestores de las redes de transporte deberán compensar las necesidades de capacidad de los flujos eléctricos que vayan en sentido contrario en la línea de interconexión congestionada, a fin de aprovechar esta línea al máximo de su capacidad. Teniendo plenamente en cuenta la seguridad de la red, no se denegarán transacciones que alivien la congestión.

12.   Las consecuencias financieras del incumplimiento de las obligaciones asociadas a la asignación de capacidad deberán atribuirse a los gestores de las redes de transporte o a NEMO que sean responsables de dicho incumplimiento. Cuando los participantes del mercado no utilicen la capacidad que se han comprometido a utilizar, o, si se trata de capacidad subastada explícitamente, no la comercialicen en el mercado secundario o no devuelvan la capacidad en su debido momento, perderán los derechos a utilizar dicha capacidad y pagarán una tarifa ajustada a los costes. Todas las tarifas ajustadas a los costes en caso de no utilización de la capacidad deberán ser justificadas y proporcionadas. Si un gestor de redes de transporte no cumple su obligación de proporcionar una capacidad de intercambio de las interconexiones firme, estará obligado a compensar al participante del mercado por la pérdida de derechos de capacidad. A tal efecto no se tendrán en cuenta las pérdidas que puedan producirse indirectamente. Los conceptos y métodos fundamentales para la determinación de responsabilidades derivadas del incumplimiento de las obligaciones se fijarán con antelación respecto de las consecuencias financieras y deberán estar sujetas a revisión por parte de las autoridades reguladoras pertinentes.

13.   Al asignar los costes de las medidas correctoras entre los gestores de redes de transporte, las autoridades reguladoras analizarán en qué medida los flujos resultantes de transacciones internas a las zonas de oferta contribuyen a la congestión observada entre dos zonas de oferta, y asignarán los costes, en función de dicha contribución a la congestión, a los gestores de redes de transporte de las zonas de oferta que sean responsables de la creación de tales flujos, excepto en el caso de los costes inducidos por los flujos resultantes de transacciones internas a las zonas de oferta que estén por debajo del nivel esperado sin congestión estructural en una zona de oferta.

Ese nivel será analizado y definido conjuntamente por todos los gestores de redes de transporte de una región de cálculo de capacidad para cada frontera de una zona de oferta y estará sujeto a la aprobación de todas las autoridades reguladoras de la región de cálculo de la capacidad.

1.   Los gestores de redes de transporte deberán recalcular la capacidad interzonal disponible al menos después de las horas de cierre del mercado diario y después de las horas de cierre del mercado intradiario interzonal. Los gestores de redes de transporte asignarán la capacidad interzonal disponible, más cualquier capacidad interzonal restante no asignada previamente y cualquier capacidad interzonal liberada por titulares de derechos físicos de transmisión procedente de asignaciones anteriores en el siguiente proceso de asignación de capacidades de intercambio interzonal.

2.   Los gestores de redes de transporte propondrán una estructura adecuada para la asignación de la capacidad interzonal en todos los horizontes temporales, incluidos los diarios, los intradiarios y los de balance. Esa estructura de asignación deberá estar sujeta a revisión por parte de las autoridades reguladoras pertinentes. Al elaborar su propuesta, los gestores de redes de transporte tendrán en cuenta:

3.   Cuando haya capacidad interzonal disponible después de la hora de cierre del mercado intradiario interzonal, los gestores de redes de transporte deberán utilizar la capacidad interzonal para el intercambio de energía de balance o para la operación del proceso de compensación de desequilibrios.

4.   En los casos en que se asigne una capacidad interzonal para el intercambio de reserva de balance o para el reparto de reservas con arreglo al artículo 6, apartado 8, del presente Reglamento los gestores de redes de transporte utilizarán las metodologías elaboradas en las líneas directrices sobre balance adoptadas sobre la base del artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

5.   Los gestores de redes de transporte no deberán aumentar el margen de fiabilidad calculado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 por motivos derivados del intercambio de reserva de balance o del reparto de reservas.

1.   Las tarifas de acceso a las redes nacionales aplicadas por los gestores de las redes, incluidas las aplicadas por la conexión a las redes, el uso de las redes y, en su caso, los refuerzos de las redes relacionados, deberán ajustarse a los costes y ser transparentes, tener en cuenta la necesidad de seguridad flexibilidad en las redes y ajustarse a los costes reales, en la medida en que correspondan a los de un gestor eficiente de redes y estructuralmente comparable, y aplicarse de forma no discriminatoria. Esas tarifas no incluirán los costes no vinculados que respalden otros objetivos políticos.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 15, apartados 1 y 6, de la Directiva 2012/27/UE, y en los criterios del anexo XI de dicha Directiva, el método empleado para determinar las tarifas de la red apoyará de manera neutral la eficiencia global de la red a largo plazo mediante señales de precios para clientes y productores y, en particular, se aplicará de modo que no discrimine, ni positiva ni negativamente, entre la producción conectada al nivel de la distribución y la producción conectada al nivel del transporte. Las tarifas de la red no deberán discriminar, ni positiva ni negativamente, contra el almacenamiento de energía ni contra la agregación, ni desincentivar la autogeneración, el autoconsumo o la participación en la respuesta de la demanda. Sin perjuicio del apartado 3 del presente artículo, en ningún caso podrán estar dichas tarifas en función de las distancias.

2.   Las metodologías de fijación de tarifas deberán reflejar el coste de los gestores de redes de transporte y de los gestores de redes de distribución y deberán proporcionar incentivos adecuados a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución, tanto a corto como a largo plazo, para aumentar la eficiencia, en particular la eficiencia energética, fomentar la integración y la seguridad del suministro, apoyar las inversiones eficientes y las actividades de investigación conexas y facilitar la innovación en interés del consumidor en ámbitos como la digitalización, los servicios de flexibilidad y las interconexiones.

3.   Cuando corresponda, la cuantía de las tarifas aplicadas a los productores, o a los clientes finales, o a ambos, proporcionará incentivos de ubicación a nivel de la Unión y tendrá en cuenta la cantidad de pérdidas de la red y la congestión causadas, así como los costes de inversión en infraestructura.

4.   Al fijar las tarifas de acceso a la red, se tendrá en cuenta lo siguiente:

5.   La fijación de las tarifas de acceso a la red con arreglo al presente artículo se entenderá sin perjuicio de las tarifas derivadas de la gestión de la congestión contemplada en el artículo 16.

6.   No existirán tarifas específicas de acceso a la red aplicables a transacciones concretas en el caso de comercio interzonal de electricidad.

7.   Las tarifas de distribución se ajustarán a los costes, teniendo en cuenta la utilización de la red de distribución por los usuarios de la red, incluidos los clientes activos. Las tarifas de distribución podrán contener elementos de capacidad de conexión a la red y podrán diferenciarse sobre la base de los perfiles de consumo o generación de los usuarios de la red. Cuando los Estados miembros hayan desplegado sistemas de medición inteligente, las autoridades reguladoras considerarán la posibilidad de introducir tarifas de acceso a la red moduladas en el tiempo cuando fijen o aprueben las tarifas de transporte y distribución o cuando aprueben sus metodologías para calcular las tarifas de transporte o de distribución de conformidad con el artículo59 de la Directiva (UE) 2019/944 y, en su caso, podrán introducir tarifas de acceso a la red moduladas en el tiempo para que reflejen la utilización de la red, de forma transparente, rentable y previsible para el cliente final.

8.   Los métodos de fijación de tarifas de distribución deberán ofrecer incentivos a los gestores de redes de distribución para la operación y el desarrollo más rentables posible de sus redes, por ejemplo, mediante la contratación de servicios. A tal fin, las autoridades reguladoras deberán reconocer los costes pertinentes como elegibles e incluir aquellos costes en las tarifas de distribución, y podrán introducir objetivos de rendimiento para incentivar a los gestores de redes de distribución a aumentar la eficiencia en sus redes, en particular mediante la eficiencia energética, la flexibilidad y el desarrollo de redes inteligentes y sistemas de medición inteligente.

9.   A más tardar el 5 de octubre de 2019, a fin de atenuar el riesgo de fragmentación del mercado, la ACER elaborará un informe de buenas prácticas sobre metodologías de fijación de tarifas de transporte y distribución dejando al mismo tiempo margen suficiente para tener en cuenta las particularidades nacionales. Este informe de buenas prácticas abordará al menos:

La ACER actualizará el informe de buenas prácticas al menos una vez cada dos años.

10.   Las autoridades reguladoras tendrán debidamente en cuenta el informe de buenas prácticas fijar o aprobar las tarifas de transporte o distribución o sus metodologías de conformidad con el artículo59 de la Directiva (UE) 2019/944.

1.   Los procedimientos de gestión de las congestiones asociados con un horizonte temporal previamente determinado solo podrán generar ingresos si la congestión surge en dicho horizonte temporal, salvo en el caso de los nuevos interconectores que se benefician de una excepción con arreglo al artículo 63 del presente Reglamento, al artículo 17 del Reglamento (CE) n.o 714/2009 o al artículo 7 del Reglamento (CE) n.o 1228/2003. El procedimiento para la distribución de esos ingresos deberá estar sujeto a revisión por parte de las autoridades reguladoras y no deberá distorsionar el proceso de asignación en favor de ninguna parte solicitante de capacidad o energía, ni desincentivar la reducción de la congestión.

2.   Los objetivos siguientes tendrán prioridad con respecto a la asignación de los ingresos derivados de la asignación de capacidad interzonal:

3.   En el caso de que se hayan cumplido adecuadamente los objetivos prioritarios establecidos en el apartado 2, los ingresos podrán emplearse como ingresos que habrán de tener en cuenta las autoridades reguladoras nacionales a la hora de aprobar la metodología para cálculo de las tarifas de acceso a las redes o para fijar esas tarifas, o para ambos. Los ingresos restantes se depositarán en una cuenta interna separada hasta el momento en que puedan invertirse con los fines especificados en el apartado 2.

4.   El uso de los ingresos con arreglo a las letras a) o b) del apartado 2 estará sujeto a una metodología propuesta por los gestores de redes de transporte previa consulta con las autoridades reguladoras y las partes interesadas pertinentes y aprobada por la ACER. Los gestores de redes de transporte presentarán la propuesta a la ACER a más tardar el 5 de julio de 2020, y la ACER adoptará una decisión al respecto de la metodología propuesta en un plazo de seis meses a partir de su recepción.

La ACER podrá solicitar a los gestores de redes de transporte que modifiquen o actualicen la metodología a que se refiere el párrafo primero. La ACER decidirá sobre la metodología modificada o actualizada en un plazo máximo de seis meses después de su presentación.

La metodología deberá especificar como mínimo en qué condiciones los ingresos pueden utilizarse para los fines del apartado 2, en qué condiciones pueden depositarse en una cuenta interna separada para usos futuros con esos fines y durante cuánto tiempo pueden depositarse en tal cuenta.

5.   Los gestores de redes de transporte establecerán claramente de antemano cómo se utilizarán las rentas de congestión e informarán sobre el uso efectivo de dichas rentas. A más tardar el 1 de marzo de cada año, las autoridades reguladoras informarán a la ACER y publicarán un informe en el que presentarán:

Cuando parte de los ingresos por congestión se utilice para calcular las tarifas de acceso a la red, el informe indicará cómo han cumplido los gestores de redes de transporte los objetivos prioritarios establecidos en el apartado 2, cuando proceda.

1.   Los Estados miembros deberán supervisar la cobertura dentro de su territorio basándose en el análisis europeo de cobertura a que se refiere el artículo 23. Para completar el análisis europeo de cobertura, los Estados miembros también podrán llevar a cabo análisis nacionales de cobertura con arreglo al artículo 24.

2.   Si el análisis europeo de cobertura a que se refiere el artículo 23 o el análisis nacional de cobertura a que se refiere el artículo 24 muestra algún problema de cobertura, el Estado miembro de que se trate deberá identificar cualquier distorsión reglamentaria o deficiencia del mercado que haya causado o favorecido la emergencia del problema.

3.   Los Estados miembros respecto de los cuales se hayan detectado problemas de cobertura publicarán un plan de ejecución con un calendario para la adopción de medidas destinadas a eliminar cualquier distorsión reglamentaria o deficiencia del mercado detectadas en el marco del proceso de ayudas estatales. Al abordar los problemas de cobertura, los Estados miembros deberán, en particular, tener en cuenta los principios contemplados en el artículo 3 y estudiar la posibilidad de:

4.   Los Estados miembros en cuestión someterán su plan de ejecución a la Comisión para su examen.

5.   En el plazo de cuatro meses a partir de la recepción del plan de ejecución, la Comisión emitirá un dictamen sobre si las medidas son suficientes para eliminar las distorsiones reglamentarias o las deficiencias del mercado identificadas en virtud del apartado 2, y podrá solicitar a los Estados miembros que modifiquen sus planes de ejecución en consecuencia.

6.   Los Estados miembros de que se trate llevarán a cabo un seguimiento de la aplicación de sus planes de ejecución y publicarán los resultados del seguimiento en un informe anual y lo presentarán a la Comisión.

7.   La Comisión emitirá un dictamen sobre si los planes de ejecución se han llevado a cabo de manera suficiente y si se ha resuelto el problema de cobertura.

8.   Los Estados miembros continuarán respetando el plan de ejecución después de que el problema de cobertura identificado se haya resuelto.

1.   Para eliminar los problemas residuales de cobertura, los Estados miembros podrán, en última instancia y durante la ejecución de las medidas a que se refiere el artículo 20, apartado 3, y de conformidad con los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, introducir mecanismos de capacidad.

2.   Antes de introducir mecanismos de capacidad, los Estados miembros en cuestión llevarán a cabo un estudio exhaustivo sobre los posibles efectos de dichos mecanismos en los Estados miembros vecinos, mediante la consulta, al menos, de los Estados miembros vecinos con los que tengan una conexión directa a la red y de las partes interesadas de esos Estados miembros.

3.   Los Estados miembros evaluarán si un mecanismo de capacidad en forma de reserva estratégica está en situación de abordar los problemas de cobertura. Si no es así, los Estados miembros podrán aplicar un tipo de mecanismo de capacidad diferente.

4.   Los Estados miembros no introducirán mecanismos de capacidad cuando el análisis europeo de cobertura y el análisis nacional de cobertura, o, en ausencia de un análisis nacional de cobertura, el análisis europeo de cobertura no haya detectado un problema de cobertura.

5.   Los Estados miembros no introducirán mecanismos de capacidad hasta que la Comisión haya emitido un dictamen sobre el plan de ejecución a que hace referencia el artículo 20, apartado 3, según lo previsto en el artículo 20, apartado 5.

6.   Cuando un Estado miembro aplique un mecanismo de capacidad, revisará dicho mecanismo y se asegurará de que no se celebren nuevos contratos en virtud de dicho mecanismo cuando el análisis europeo de cobertura y el análisis nacional de cobertura o, en ausencia de un análisis nacional de cobertura, el análisis europeo de cobertura no haya detectado un problema de cobertura o cuando el plan de ejecución a que se refiere el artículo 20, apartado 3, no haya recibido el dictamen de la Comisión previsto en el artículo 20, apartado 5.

7.   Al diseñar los mecanismos de capacidad, los Estados miembros incluirán una disposición que permita una eliminación progresiva y eficiente del mecanismo de capacidad en caso de que no se celebren nuevos contratos de conformidad con el apartado 6 durante tres años consecutivos.

8.   Los mecanismos de capacidad serán temporales y serán aprobados por la Comisión por una duración no superior a diez años. Se eliminarán progresivamente o se reducirán las capacidades comprometidas sobre la base del plan de ejecución con arreglo al artículo 20, apartado 3. Los Estados miembros seguirán aplicando el plan de ejecución después de la introducción del mecanismo de capacidad.

1.   Los mecanismos de capacidad:

2.   El diseño de la configuración de reservas estratégicas cumplirá los siguientes requisitos:

El requisito a que se refiere la letra a) del párrafo primero se entenderá sin perjuicio de la activación de los recursos antes del despacho efectivo a fin de respetar las limitaciones en lo que respecta al incremento y los requisitos de funcionamiento de los recursos. La producción de la reserva estratégica durante la activación no se atribuirá a los grupos de balance mediante mercados al por mayor o no modificará sus desequilibrios.

3.   Además de los requisitos establecidos en el apartado 1, los mecanismos de capacidad distintos de las reservas estratégicas:

4.   Los mecanismos de capacidad incorporarán los siguientes requisitos en cuanto a límites de emisiones de CO2:

El límite de emisiones de 550 gr de CO2 procedente de combustibles fósiles por kWh de electricidad y el límite de 350 kg de CO2 procedente de combustibles fósiles de media por año por kW instalado a que se refieren las letras a) y b) del párrafo primero se calcularán sobre la base de la eficiencia del diseño de la unidad de generación, a saber, la eficiencia neta a capacidad nominal conforme a las normas pertinentes previstas por la Organización Internacional de Normalización.

A más tardar el 5 de enero de 2020, la ACER publicará un dictamen que proporcione orientaciones técnicas relativas al cálculo de los valores a que se refiere el párrafo primero.

5.   Los Estados miembros que apliquen mecanismos de capacidad a fecha de 4 de julio de 2019 adaptarán sus mecanismos para cumplir el capítulo 4 sin perjuicio de los compromisos o los contratos celebrados a más tardar el 31 de diciembre de 2019.

1.   El análisis europeo de cobertura identificará los problemas de cobertura evaluando la capacidad global de la red eléctrica para abastecer la demanda de energía presente y prevista a nivel de la Unión, a nivel de los Estados miembros, y a nivel de las zonas individuales de oferta, según proceda. El análisis europeo de cobertura se llevará a cabo para cada año durante un período de diez años a partir de la fecha de dicho análisis.

2.   La REGRT de Electricidad llevará a cabo el análisis europeo de cobertura.

3.   A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará al Grupo de Coordinación de la Electricidad creado en virtud del artículo 1 de la Decisión de la Comisión de 15 de noviembre de 2012 (21) y a la AACER un proyecto de metodología para el análisis europeo de cobertura, basada en los principios establecidos en el apartado 4.

4.   Los gestores de redes de transporte proporcionarán a la REGRT de Electricidad los datos que necesite para llevar a cabo el análisis europeo de cobertura.

La REGRT de Electricidad llevará a cabo el análisis europeo de cobertura anualmente. Los productores y otros participantes en el mercado proporcionarán a los gestores de redes de transporte datos relativos al uso esperado de los recursos de generación, para los que se tendrá en cuenta la disponibilidad de recursos primarios y escenarios adecuados de previsiones de oferta y demanda.

5.   El análisis europeo de cobertura se basará en una metodología transparente que garantizará que dicho análisis:

6.   A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER una propuesta de metodología para calcular:

La metodología se basará en criterios transparentes, objetivos y verificables.

7.   Las propuestas a las que se refieren los apartados 3 y 6 para el proyecto de metodología, los escenarios, sensibilidades y supuestos sobre los que se basan, y los resultados del análisis europeo de cobertura en virtud del apartado 4 se someterán a la consulta previa de los Estados miembros, el Grupo de Coordinación de la Electricidad y todas las partes interesadas pertinentes y a la aprobación de la ACER con arreglo al procedimiento establecido en el artículo 27.

1.   El análisis nacional de cobertura tendrá un ámbito regional y se basará en la metodología a que hace referencia el artículo 23, apartado 5, y en particular en sus letras b) a m).

Los análisis nacionales de cobertura contendrán los escenarios centrales de referencia a que se refiere el artículo 23, apartado 5, letra b).

Los análisis nacionales de cobertura podrán tener en consideración sensibilidades adicionales a las mencionadas en el artículo 23, apartado 5, letra b). En tales casos, los análisis nacionales de cobertura podrán:

Además, el análisis nacional de cobertura, al evaluar la participación directa transfronteriza de proveedores de capacidad situados en otro Estado miembro a la seguridad del suministro de las zonas de oferta que abarcan, empleará el método previsto en el artículo 26, apartado11, letra a).

2.   Los análisis nacionales de cobertura, y, en su caso, los análisis europeos de cobertura y el dictamen de la ACER con arreglo al apartado 3 se harán públicos.

3.   En caso de que el análisis nacional de cobertura detecte un problema de cobertura en relación con una zona de oferta que no haya detectado el análisis europeo de cobertura, el análisis nacional de cobertura deberá incluir una motivación de la divergencia entre los dos análisis de cobertura, incluidos los detalles de las sensibilidades empleadas y las hipótesis subyacentes. Los Estados miembros publicarán dicho análisis y lo remitirán a la ACER.

En el plazo de dos meses a partir de la fecha de recepción del informe, la ACER emitirá un dictamen indicando si las diferencias entre el análisis nacional de cobertura y el análisis europeo de cobertura están justificadas.

El organismo responsable del análisis nacional de cobertura tendrá debidamente en cuenta el dictamen de la ACER y, en caso necesario, modificará su análisis. En caso de que decida no tener plenamente en cuenta el dictamen de la ACER, dicho organismo publicará un informe con un razonamiento detallado.

1.   Al aplicar mecanismos de capacidad, los Estados miembros deberán disponer de un estándar de fiabilidad. Un estándar de fiabilidad indicará de forma transparente el nivel necesario de seguridad del suministro del Estado miembro. En el caso de las zonas de oferta transfronterizas, dichos estándares de fiabilidad serán establecidas de manera conjunta por las autoridades competentes.

2.   El estándar de fiabilidad será fijado por el Estado miembro o por una autoridad competente designada por el Estado miembro a propuesta de las autoridades reguladoras. El estándar de fiabilidad se establecerá sobre la base de la metodología prevista en el artículo 23, apartado 6.

3.   El estándar de fiabilidad se calculará usando al menos el valor de carga perdida y el coste de la entrada de nuevas empresas durante un horizonte temporal determinado y se expresará como «previsiones de energía no suministrada» y «previsiones de pérdida de carga».

4.   Al aplicar mecanismos de capacidad, los parámetros para determinar la cantidad de capacidad adquirida en el mecanismo de capacidad deberán ser aprobados por el Estado miembro o una autoridad competente designada por el Estado miembro sobre la base de la propuesta de la autoridad reguladora.

1.   Los mecanismos distintos de las reservas estratégicas y, cuando sea técnicamente viable, las reservas estratégicas, estarán abiertos a la participación directa transfronteriza de proveedores de capacidad situados en otro Estado miembro con arreglo a las condiciones establecidas en el presente artículo.

2.   Los Estados miembros velarán por que la capacidad exterior que pueda proporcionar un rendimiento técnico equivalente a las capacidades nacionales tenga la oportunidad de participar en el mismo proceso competitivo que la capacidad nacional. En el caso de los mecanismos de capacidad en funcionamiento el 4 de julio de 2019, los Estados miembros podrán autorizar la participación directa en el mismo proceso competitivo de interconectores como capacidad exterior durante un máximo de cuatro años a partir del 4 de julio de 2019 o, si ocurre primero, dos años después de la aprobación de las metodologías a que se refiere el apartado 11.

Los Estado miembros podrán exigir que la capacidad esté situada en un Estado miembro con una conexión de red directa con el Estado miembro que aplica el mecanismo.

3.   Los Estados miembros no impedirán la posibilidad de que la capacidad situada en su territorio participe en los mecanismos de capacidad de otros Estados miembros.

4.   La participación transfronteriza en mecanismos de capacidad no cambiará, transformará o afecte de otro modo en los horarios transfronterizos o los flujos físicos entre los Estados miembros. Dichos horarios y flujos quedarán determinados exclusivamente por el resultado de la asignación de la capacidad con arreglo al artículo 16.

5.   Los proveedores de capacidad podrán participar en más de un mecanismo de capacidad.

Cuando los proveedores de capacidad participen en más de un mecanismo de capacidad para el mismo periodo de entrega, participarán hasta las expectativas de disponibilidad de interconexión y la posible coincidencia de estrés entre el sistema en el que se aplica el mecanismo y el sistema en el que está situada la capacidad exterior de conformidad con la metodología a que se refiere la letra a) del apartado 11.

6.   Los proveedores de capacidad estarán obligados a efectuar los pagos de indisponibilidad cuando su capacidad no esté disponible.

Cuando los proveedores de capacidad participen en más de un mecanismo de capacidad para el mismo periodo de entrega, se les requerirá que realicen múltiples pagos de indisponibilidad cuando sean incapaces de cumplir compromisos múltiples.

7.   Para formular una recomendación a los gestores de redes de transporte, los centros de coordinación regionales establecidos con arreglo al artículo 35, calcularán anualmente la capacidad máxima de entrada disponible para la participación de capacidad extranjera. Dicho cálculo tendrá en cuenta las expectativas de disponibilidad de interconexión y la posible coincidencia de estrés entre el sistema en el que se aplica el mecanismo y el sistema en el que está situada la capacidad exterior. Se requerirá dicho cálculo para cada frontera entre zonas de oferta.

Los gestores de redes de transporte fijarán anualmente la capacidad máxima de entrada disponible para la participación de capacidad extranjera sobre la base de la recomendación del centro de coordinación regional.

8.   Los Estados miembros garantizarán que la capacidad de entrada a la que se refiere el apartado 7 se asigne a los proveedores de capacidad elegibles de manera transparente, no discriminatoria y basada en el mercado.

9.   Cuando existan mecanismos de capacidad abiertos a la participación transfronteriza en dos Estados miembros vecinos, cualquier ingreso procedente de la asignación contemplada en el apartado 8 se abonará a los gestores de redes de transporte de que se trate y se repartirá entre ellos de conformidad con la metodología mencionada en la letra b) del apartado 11 del presente artículo o de conformidad con una metodología común aprobada por las dos autoridades reguladoras pertinentes. Si el Estado miembro vecino no aplica un mecanismo de capacidad o aplica un mecanismo de capacidad que no está abierto a la participación transfronteriza, la autoridad nacional competente del Estado miembro en el que se aplique el mecanismo de capacidad aprobará el reparto de los ingresos tras consultar a las autoridades reguladoras de los Estados miembros vecinos. Los gestores de redes de transporte deberán utilizar dichos ingresos para los fines establecidos en el artículo 19, apartado 2.

10.   El gestor de la red de transporte en la que esté situada la capacidad exterior deberá:

El proveedor de capacidad pertinente notificará sin demora al gestor de redes de transporte su participación en un mecanismo de capacidad exterior;

11.   A más tardar el 5 de julio de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER:

La propuesta se someterá a consulta previa y a la aprobación por la ACER de conformidad con el artículo 27.

12.   Las autoridades reguladoras correspondientes verificarán si las capacidades se han calculado de conformidad con la metodología contemplada en el apartado 11, letra a).

13.   Las autoridades reguladoras velarán por que la participación transfronteriza en los mecanismos de capacidad se organice de forma eficaz y no discriminatoria. En particular, adoptarán medidas administrativas adecuadas para hacer cumplir los pagos transfronterizos por no disponibilidad.

14.   Las capacidades asignadas de conformidad con el apartado 8 serán transferibles entre los proveedores de capacidad elegibles. Los proveedores de capacidad elegibles notificarán al registro de cualquier transferencia tal y como se hace referencia en el apartado 10, letra a).

15.   A más tardar el 5 de julio de 2021, la REGRT de Electricidad establecerá y pondrá en funcionamiento el registro al que se refiere el apartado 9, letra a). El registro estará abierto a todos los proveedores de capacidad elegibles, los sistemas que ejecuten los mecanismos y sus gestores de redes de transporte.

1.   En los casos en que se haga referencia al presente artículo, el procedimiento establecido en los apartados 2, 3 y 4 será de aplicación a la aprobación de la propuesta presentada por la REGRT de Electricidad.

2.   Antes de presentar una propuesta, la REGRT de Electricidad llevará a cabo una consulta que implique a todas las partes interesadas pertinentes, incluyendo a las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales. Tendrá debidamente en cuenta los resultados de dicha consulta en su propuesta.

3.   En los tres meses siguientes a la fecha de recepción de la propuesta a que se refiere el apartado 1, la ACER deberá aprobar la propuesta o modificarla. En este último caso, la ACER consultará a la REGRT de Electricidad antes de aprobar la propuesta modificada. La ACER publicará la propuesta aprobada en su sitio web en un plazo de tres meses después de la fecha de recepción de los documentos propuestos.

4.   La ACER podrá pedir modificaciones de las propuestas aprobadas en cualquier momento. En un plazo de seis meses a partir de la fecha de recepción de la solicitud, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER un proyecto de las modificaciones propuestas. En un plazo de tres meses a partir de la fecha de recepción del proyecto, la ACER modificará o adoptará las modificaciones y las publicará en su sitio web.

1.   Los gestores de redes de transporte cooperarán a nivel de la Unión a través de la REGRT de Electricidad, a fin de promover la realización y el funcionamiento del mercado interior de la electricidad y del comercio interzonal, y de garantizar la gestión óptima, el funcionamiento coordinado y la evolución técnica adecuada de la red europea de transporte de electricidad.

2.   En el desempeño de sus funciones de conformidad con el Derecho de la Unión, la REGRT de Electricidad actuará con miras a establecer un mercado interior integrado y que funcione correctamente, contribuirá a la eficiencia y la sostenibilidad en el logro de los objetivos fijados en el marco estratégico en materia de clima y energía para el período de 2020 a 2030, en particular contribuyendo a la integración eficiente de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables y al aumento de la eficiencia energética, manteniendo al mismo tiempo la seguridad del sistema. La REGRT de Electricidad dispondrá de los recursos humanos y financieros adecuados para desempeñar sus funciones.

1.   Los gestores de redes de transporte de electricidad presentarán a la Comisión y a la ACER el proyecto de modificación de los estatutos de la REGRT de Electricidad, una lista de los miembros o el proyecto de reglamento interno de la REGRT de Electricidad.

2.   En los dos meses siguientes a la recepción de los proyectos de modificación de los estatutos, de la lista de los miembros o del reglamento interno, la ACER, previa consulta a las organizaciones que representen a todas las partes interesadas, y en particular a los usuarios del sistema, clientes incluidos, entregará un dictamen a la Comisión sobre el proyecto de modificación de los estatutos, la lista de miembros o el reglamento interno.

3.   La Comisión emitirá un dictamen sobre el proyecto de modificación de los estatutos, la lista de miembros o el reglamento interno teniendo en cuenta el dictamen de la ACER a que se refiere el apartado 2 y en un plazo de tres meses a partir de la fecha de recepción del dictamen de la ACER.

4.   En los tres meses siguientes a la recepción del dictamen favorable de la Comisión, los gestores de redes de transporte aprobarán y publicarán sus estatutos o su reglamento interno modificados.

5.   Los documentos contemplados en el apartado 1 se presentarán a la Comisión y a la ACER en caso de ser modificados o previa solicitud motivada de la Comisión o de la ACER. La Comisión y la ACER emitirán un dictamen de conformidad con lo dispuesto en los apartados 2, 3 y 4.

1.   La REGRT de Electricidad deberá:

2.   La REGRT de Electricidad presentará a la ACER un informe sobre las deficiencias detectadas en relación con la creación y el funcionamiento de los centros de coordinación regionales.

3.   La REGRT de Electricidad publicará las actas de las reuniones de su asamblea, las reuniones de su consejo de administración y de sus comités, y facilitará al público información periódica sobre sus decisiones y actividades.

4.   El programa de trabajo anual al que se refiere el apartado 1, letra j), incluirá una lista y una descripción de los códigos de red que habrán de prepararse, un plan sobre coordinación de la gestión común de la red y actividades de investigación y desarrollo que deban realizarse en dicho año, así como un calendario indicativo.

5.   La REGRT de Electricidad transmitirá toda la información que la ACER exija para el cumplimiento de las funciones contempladas en el artículo 32, apartado 1. A fin de que la REGRT de Electricidad cumpla con dicho requisito los gestores de redes de transporte pondrán a disposición de la REGRT de Electricidad toda la información necesaria.

6.   A instancia de la Comisión, la REGRT de Electricidad le comunicará su punto de vista respecto a la adopción de las directrices indicadas en el artículo 61.

1.   La REGRT de Electricidad llevará a cabo un extenso proceso de consulta, en una fase temprana y de manera abierta y transparente. El proceso de consulta será estructurado de forma que se tengan en cuenta las observaciones de las partes interesadas antes de la adopción final de la propuesta, así como de manera abierta y transparente, a todas las partes interesadas relevantes, y en particular a las organizaciones representativas de todas las partes interesadas, de conformidad con las normas de procedimiento contempladas en el artículo 29, cuando esté preparando las propuestas con arreglo a las tareas a las que se refiere el artículo 30, apartado 1. La consulta se dirigirá a las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales, a las empresas de generación y suministro, a los usuarios de las redes, incluyendo a los clientes, a los gestores de redes de distribución, incluyendo a las asociaciones del sector pertinentes, a los organismos técnicos y a las plataformas de interesados, y tendrá por objeto determinar las opiniones y las propuestas de todas las partes pertinentes durante el proceso de decisión.

2.   Todos los documentos y actas de las reuniones relacionadas con las consultas mencionadas en el apartado 1 se harán públicos.

3.   Antes de aprobar las propuestas a que se refiere el artículo 30, apartado 1, la REGRT de Electricidad indicará de qué manera se han tenido en cuenta las observaciones recibidas durante la consulta. Asimismo, hará constar los motivos toda vez que no se hayan tenido en cuenta determinadas observaciones.

1.   La ACER controlará la ejecución de las tareas indicadas en el artículo 30, apartados 1, 2 y 3, asignadas a la REGRT de Electricidad, e informará de sus resultados a la Comisión.

La ACER llevará a cabo un seguimiento de la aplicación por parte de la REGRT de Electricidad de los códigos de red desarrollados con arreglo al artículo 59. Cuando la REGRT de Electricidad haya incumplido la aplicación de dichos códigos de red, la ACER exigirá a la REGRT de Electricidad que facilite una explicación debidamente motivada de las causas del incumplimiento. La ACER informará a la Comisión acerca de dicha explicación y emitirá su dictamen al respecto.

La ACER llevará a cabo un seguimiento y análisis de la aplicación de los códigos y de las directrices que adopte la Comisión con arreglo al artículo 58, apartado 1, así como de su repercusión en la armonización de las normas aplicables encaminadas a facilitar la integración del mercado y la no discriminación, la competencia efectiva y el funcionamiento eficiente del mercado, e informará de ello a la Comisión.

2.   La REGRT de Electricidad presentará a la ACER, para que esta emita su dictamen, el proyecto de plan de desarrollo de la red a escala de la Unión, el proyecto de programa de trabajo anual, incluidos la información sobre el proceso de consulta, y los demás documentos a que se refiere el artículo 30, apartado 1.

Cuando considere que el proyecto de programa de trabajo anual o el proyecto de plan de desarrollo de la red a escala de la Unión presentado por la REGRT de Electricidad no contribuyen a la no discriminación, la competencia efectiva, el funcionamiento eficiente del mercado o un nivel suficiente de interconexión transfronteriza abierta al acceso de terceros, la ACER presentará un dictamen debidamente motivado acompañado de las oportunas recomendaciones a la REGRT de Electricidad y a la Comisión en un plazo de dos meses desde la fecha de su presentación.

1.   Los gestores de redes de transporte mantendrán una cooperación regional en la REGRT de Electricidad para contribuir a las tareas indicadas en el artículo 30, apartados 1, 2 y 3. En particular, publicarán un plan regional de inversiones cada dos años y podrán tomar decisiones sobre inversiones basándose en este plan. La REGRT de Electricidad promoverá la cooperación entre los gestores de redes de transporte a nivel garantizando la interoperabilidad, la comunicación y el seguimiento de los resultados regionales en los ámbitos que aún no estén armonizados a nivel de la Unión.

2.   Los gestores de redes de transporte promoverán acuerdos operacionales a fin de asegurar la gestión óptima de la red y fomentar el desarrollo de intercambios de energía, la asignación coordinada de capacidad transfronteriza mediante soluciones no discriminatorias basadas en el mercado, prestando la debida atención a los méritos específicos de las subastas implícitas para las asignaciones a corto plazo y la integración de los mecanismos de equilibrado y potencia de reserva.

3.   Con el fin de alcanzar los objetivos establecidos en los apartados 1 y 2, la Comisión podrá establecer la zona geográfica cubierta por cada estructura de cooperación regional, teniendo presentes las estructuras de cooperación regional existentes. Cada Estado miembro podrá propiciar la cooperación en más de una zona geográfica.

La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 68 que completen el presente Reglamento, estableciendo la zona geográfica cubierta por cada estructura de cooperación regional. A tal efecto, la Comisión consultará a las autoridades reguladoras, a la ACER y a la REGRT de Electricidad.

Los actos delegados a que se refiere el presente apartado se entenderán sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 36.

1.   A más tardar el 5 de julio de 2020, todos los gestores de redes de transporte de una región de operación del sistema presentarán una propuesta para la creación de centros de coordinación regionales a las autoridades reguladoras de que se trate de conformidad con los criterios que se establecen en el presente capítulo.

Las autoridades reguladoras de la región de operación del sistema revisarán y aprobarán la propuesta.

La propuesta incluirá, como mínimo, los elementos siguientes:

2.   Tras la aprobación por las autoridades reguladoras de la propuesta contemplada en el apartado 1, los centros de coordinación regionales sustituirán a los coordinadores regionales de seguridad establecidos de conformidad con las Directrices sobre la gestión de la red adoptadas sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009 y entrarán en funcionamiento a más tardar el 1 de julio de 2022.

3.   Los centros de coordinación regionales presentarán una forma jurídica contemplada en el anexo II de la Directiva (UE) 2017/1132 del Parlamento Europeo y del Consejo (23).

4.   En el desempeño de sus tareas de conformidad con el Derecho de la Unión, los centros de coordinación regionales actuarán con independencia de los intereses nacionales individuales y de los intereses de los gestores de redes de transporte.

5.   Los centros de coordinación regionales completarán el papel de los gestores de redes de transporte llevando a cabo tareas de alcance regional que se les hayan asignado de conformidad con lo dispuesto en el artículo 37. Los gestores de redes de transporte serán responsables de gestionar los flujos de electricidad y garantizar una red eléctrica segura, fiable y eficiente de conformidad con el artículo 40, apartado 1, letra d), de la Directiva (UE) 2019/944.

1.   A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER una propuesta en la que se especificará qué gestores de redes de transporte, zonas de oferta, fronteras entre las zonas de oferta, regiones de cálculo de la capacidad y regiones de coordinación de interrupciones están cubiertas por cada una de las regiones de operación del sistema. La propuesta tendrá en cuenta la topología de la red, en particular el grado de interconexión e interdependencia de la red eléctrica en términos de flujos y el tamaño de la región, que abarcará al menos una región de cálculo de capacidad.

2.   Los gestores de redes de transporte de una región de operación del sistema participarán en el centro de coordinación regional establecido en dicha región. Excepcionalmente, cuando la zona de control de un gestor de redes de transporte sea parte de diversas zonas síncronas, el gestor de redes de transporte podrá participar en estar dos centros de coordinación regionales. Por lo que respecta a las fronteras entre las zonas de oferta que sean adyacentes a las regiones de operación del sistema, la propuesta del apartado 1 especificará el modo de instrumentar la coordinación entre los centros de coordinación regionales de dichas fronteras. En el caso de la zona síncrona de Europa continental, en la que las actividades de dos centros de coordinación regionales pueden solaparse en una región de operación del sistema, los gestores de redes de transporte de dicha región de operación del sistema decidirán o bien designar un único centro de coordinación regional de esa región, o bien que los dos centros de coordinación regionales realicen todas o algunas de las tareas de importancia regional en toda la región de operación del sistema, con arreglo a un sistema de rotación, mientras que un único centro de coordinación regional designado realiza las otras tareas.

3.   En los tres meses siguientes a la recepción de la propuesta que se indica en el apartado 1, la ACER deberá aprobar la propuesta de determinación de las regiones de operación del sistema o proponer enmiendas. En este último caso, la ACER consultará a la REGRT de Electricidad antes de adoptar las modificaciones. La propuesta adoptada se publicará en el sitio web de la ACER.

4.   Los gestores de redes de transporte pertinentes podrán presentar a la ACER una propuesta de modificación de las regiones de operación del sistema establecidas con arreglo al apartado 1. Se aplicará el procedimiento establecido en el apartado 3.

1.   Cada centro de coordinación regional efectuará, como mínimo, todas las tareas de relevancia regional siguientes en toda la región de operación del sistema donde esté establecido:

Las tareas mencionadas en el párrafo primero se detallan en el anexo I.

2.   Sobre la base de una propuesta de la Comisión o de un Estado miembro, el Comité establecido por el artículo 68 de la Directiva (UE) 2019/944 emitirá un dictamen sobre la asignación de nuevas tareas de asesoramiento a los centros de coordinación regionales. Cuando dicho Comité emita un dictamen favorable sobre la atribución de nuevas tareas de asesoramiento, los centros de coordinación regionales llevarán a cabo dichas tareas sobre la base de una propuesta elaborada por la REGRT de Electricidad y aprobada por la ACER de conformidad con el procedimiento establecido en el artículo 27.

3.   Los gestores de redes de transporte proporcionarán a sus centros de coordinación regionales la información necesaria para llevar a cabo sus funciones.

4.   Los centros de coordinación regionales facilitarán a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema toda la información necesaria para aplicar las medidas coordinadas y recomendaciones formuladas por los centros de coordinación regionales.

5.   Para las tareas establecidas en el presente artículo y que todavía no estén cubiertas por los códigos de red y las directrices pertinentes, la REGRT de Electricidad elaborará una propuesta de conformidad con el procedimiento establecido en el artículo 27. Los centros de coordinación regionales ejecutarán esas tareas sobre la base de una propuesta aprobada por la ACER.

1.   Los centros de coordinación regionales organizarán el trabajo de forma eficiente, inclusiva, transparente y que facilite el consenso, con el fin de abordar los aspectos de planificación y operación relacionados con las tareas que vayan a ejercerse, teniendo en cuenta, en particular, las especificidades y exigencias de dichas tareas que se especifican en el anexo I. Los centros de coordinación regionales elaborarán asimismo un proceso para la revisión de dicha organización del trabajo.

2.   Los centros de coordinación regionales velarán por que las disposiciones de organización del trabajo a que se refiere el apartado 1 contengan reglas relativas a la notificación de las partes interesadas.

1.   Los centros de coordinación regionales elaborarán un procedimiento para organizar, en el ejercicio de sus funciones y tareas operativas cotidianas, consultas adecuadas y regulares con los gestores de redes de transporte en la región de operación del sistema, con otros centros de coordinación regionales y con las partes interesadas pertinentes. A fin de que puedan abordarse cuestiones reglamentarias, las autoridades reguladoras participarán en el proceso cuando sea necesario.

2.   Los centros de coordinación regionales consultarán a los Estados miembros de la región de operación del sistema, y, cuando exista un foro regional, a sus foros regionales sobre cuestiones importantes desde el punto de vista político con exclusión de las actividades diarias de los centros de coordinación regionales y la ejecución de sus tareas. Los centros de coordinación regionales tendrán debidamente en cuenta las recomendaciones de los Estados miembros y, cuando proceda, de sus foros regionales.

1.   Los centros de coordinación regionales desarrollarán un proceso para que participen las partes interesadas y organizar reuniones periódicas con dichas partes para debatir asuntos relacionados con el funcionamiento eficiente, seguro y fiable de la red interconectada, así como para detectar las deficiencias existentes y proponer mejoras.

2.   La REGRT de Electricidad y los centros de coordinación regionales funcionarán con total transparencia de cara a las partes interesadas y al público en general. Publicarán todos los documentos pertinentes en sus respectivos sitios web.

1.   Los gestores de redes de transporte de una región de operación del sistema elaborarán un procedimiento para la adopción y revisión de medidas coordinadas y recomendaciones formuladas por los centros de coordinación regionales de acuerdo con los criterios establecidos en los apartados 2 a 4.

2.   Los centros de coordinación regionales presentarán medidas coordinadas dirigidas a los gestores de redes de transporte en lo que se refiere a las tareas indicadas en el artículo 37, apartado 1, letras a) y b). Los gestores de redes de transporte aplicarán las medidas coordinadas salvo cuando su aplicación pudiera suponer una vulneración de los límites de seguridad operativa determinados por cada gestor de redes de transporte de conformidad con la directriz de gestión de la red adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

Cuando un gestor de redes de transporte decida no aplicar una medida coordinada por las razones apuntadas en el presente apartado, informará de forma transparente y detallada sobre sus razones al centro de coordinación regional y a los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema sin tardanza. En tales casos, el centro de coordinación regional evaluará el impacto de dicha decisión sobre los demás gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema y podrá proponer un conjunto diferente de medidas coordinadas supeditado al procedimiento establecido en el apartado 1.

3.   Los centros de coordinación regionales formularán recomendaciones dirigidas a los gestores de redes de transporte en lo que se refiere a las tareas enumeradas en el artículo 37, apartado 1, letras c) a p), o que se hayan asignado de conformidad con el artículo 37, apartado 2.

Cuando un gestor de redes de transporte decida apartarse de una recomendación a que se refiere el apartado 1, presentará una justificación de su decisión a los centros de coordinación regionales y a los demás gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema sin dilación indebida.

4.   La revisión de las medidas coordinadas o de una recomendación se pondrá en marcha a petición de uno o varios de los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema. Tras la revisión de la medida coordinada o de la recomendación, los centros de coordinación regionales confirmarán o modificarán la medida.

5.   Cuando la medida coordinada esté sujeta a una revisión de conformidad con el apartado 4 del presente artículo, la solicitud de revisión no implicará la suspensión de la medida coordinada, excepto cuando la aplicación de la medida coordinada pudiera suponer una vulneración de los límites de seguridad operativa determinados por cada gestor de redes de transporte de conformidad con la directriz sobre la gestión de la red adoptadas sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

6.   A propuesta de los Estados miembros o de la Comisión y previa consulta al Comité, establecido por el artículo 68 de la Directiva (UE) 2019/944, los Estados miembros de una región de operación del sistema podrán decidir conjuntamente conceder la competencia de presentar medidas coordinadas al centro de coordinación regional para una o varias de las tareas previstas en el artículo 37, apartado 1, letras c) a p) del presente Reglamento.

1.   Los centros de coordinación regionales designarán un consejo de administración para adoptar medidas relativas a su gobernanza y supervisar su funcionamiento.

2.   El consejo de administración estará compuesto por miembros que representen a todos los gestores de redes de transporte que participen en los centros de coordinación regionales pertinentes.

3.   El consejo de administración será responsable de:

4.   Las competencias del consejo de administración no incluirán las relativas a las actividades cotidianas de los centros de coordinación regionales y al desempeño de sus tareas.

1.   Los gestores de redes de transporte de una región de operación del sistema establecerán la estructura organizativa de los centros de coordinación regionales que propicie la seguridad de sus tareas.

Su estructura organizativa especificará:

2.   Los centros de coordinación regionales podrán crear oficinas regionales para abordar las especificidades subregionales o centros de coordinación regionales para un ejercicio eficiente y fiable de sus tareas siempre que resulte estrictamente necesario.

1.   Los centros de coordinación regionales establecerán un proceso de control continuo de al menos:

2.   Los centros de coordinación regionales determinarán sus costes de manera transparente y lo notificarán a la ACER y a las autoridades reguladoras de la región de la operación del sistema.

3.   Los centros de coordinación regionales presentarán un informe anual sobre el resultado del control previsto en el apartado 1, así como información sobre sus resultados a la REGRT de Electricidad, la ACER, las autoridades reguladoras de la región de operación del sistema y al Grupo de Coordinación de la Electricidad.

4.   Los centros de coordinación regionales informarán de las deficiencias que detecten en el proceso de seguimiento contemplado en el apartado 1 a la REGRT de Electricidad, las autoridades reguladoras de la región de operación del sistema, la ACER y las otras autoridades competentes de los Estados miembros responsables de la prevención y la gestión de situaciones de crisis. Sobre la base de dicha información, las autoridades reguladoras pertinentes de la región de seguridad operativa podrán proponer medidas para subsanar las deficiencias a los centros de coordinación regionales.

5.   Sin perjuicio del principio de la necesidad de proteger la seguridad y la confidencialidad de la información sensible desde el punto de vista comercial, los centros de coordinación regionales harán públicos los informes a que se refieren los apartados 3 y 4.

1.   El plan de desarrollo de la red a escala de la Unión al que se refiere el artículo 30, apartado 1, letra b), incluirá la modelización de la red integrada, la elaboración de modelos hipotéticos y una evaluación de la solidez de la red.

En particular, el plan de desarrollo de red a escala de la Unión:

Por lo que respecta al párrafo primero, letra c), podrá adjuntarse al plan de desarrollo de la red a escala de la Unión una reseña de los obstáculos al aumento de la capacidad transfronteriza de la red derivados, por ejemplo, de los distintos procedimientos o prácticas de aprobación.

2.   La ACER emitirá un dictamen sobre los planes decenales nacionales de desarrollo de la red a fin de evaluar su coherencia con el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión. Si la ACER detecta incoherencias entre un plan decenal nacional de desarrollo de la red y el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión, recomendará que se modifique el plan decenal nacional de desarrollo de la red o el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión, según proceda. Si el plan decenal nacional de desarrollo de la red se desarrolla de conformidad con el artículo 51 de la Directiva (UE) 2019/944, la ACER recomendará que la autoridad reguladora pertinente modifique el plan decenal nacional de desarrollo de la red de conformidad con el artículo 51, apartado 7, de dicha Directiva e informará de ello a la Comisión.

1.   Los gestores de redes de transporte serán compensados por los costes que les suponga acoger en su red flujos eléctricos transfronterizos.

2.   La compensación mencionada en el apartado 1 será abonada por los gestores de las redes nacionales de transporte de las que proceden los flujos transfronterizos y de las redes donde estos flujos terminan.

3.   Las compensaciones se abonarán periódicamente y corresponderán a períodos de tiempo ya transcurridos. Las compensaciones abonadas serán objeto de ajustes a posteriori cuando sea necesario para incorporar los costes realmente soportados.

El primer período por el que deberán abonarse compensaciones se determinará siguiendo las directrices contempladas en el artículo 61.

4.   La Comisión adoptará actos delegados de conformidad con el artículo 68 que completen el presente Reglamento, estableciendo las cuantías de las compensaciones que deban abonarse.

5.   Las magnitudes totales de los flujos transfronterizos acogidos y de los flujos transfronterizos considerados con origen o destino final en redes de transporte nacionales se determinarán sobre la base de los flujos físicos de electricidad efectivamente medidos en un período de tiempo determinado.

6.   Los costes generados por acoger flujos transfronterizos se establecerán sobre la base de los costes marginales medios prospectivos a largo plazo teniendo en cuenta las pérdidas, las inversiones en infraestructuras nuevas y un porcentaje adecuado del coste de las infraestructuras existentes, siempre que las infraestructuras se utilicen para transmitir flujos transfronterizos, teniendo especialmente en cuenta la necesidad de garantizar la seguridad del suministro. Para determinar los costes generados se utilizará un método estándar de cálculo de costes reconocido. Se tomarán en consideración los beneficios que obtenga una red por acoger flujos transfronterizos para reducir la compensación recibida.

7.   A efectos únicamente del mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte, cuando las redes de transporte de dos o más Estados miembros formen parte, entera o parcialmente, de un bloque de control único, se considerará que todo el bloque de control forma parte de la red de transporte de uno de los Estados miembros citados, con objeto de evitar que los flujos en el interior de bloques de control se consideren flujos transfronterizos con arreglo al artículo 2, apartado 2, letra b), y den lugar a compensaciones con arreglo al apartado 1 del presente artículo. Las autoridades reguladoras de los Estados miembros de que se trate podrán decidir de cuál de estos Estados miembros interesados se considerará parte integrante el bloque de control en su conjunto.

1.   Los gestores de redes de transporte deberán crear mecanismos de coordinación e intercambio de información a fin de garantizar la seguridad de las redes en relación con la gestión de la congestión.

2.   Los gestores de redes de transporte deberán hacer públicas sus normas de seguridad, explotación y planificación. Dicha información incluirá un sistema general de cálculo de la capacidad total de transferencia y del margen de fiabilidad de transporte basándose en las características eléctricas y físicas de la red. Estos sistemas estarán sujetos a la aprobación de las autoridades reguladoras.

3.   Los gestores de las redes de transporte publicarán estimaciones de la capacidad de transferencia disponible durante cada día, indicando, en su caso, la capacidad de transferencia disponible ya reservada. La publicación se hará en determinados intervalos de tiempo antes de la fecha de transporte e incluirá, en todo caso, estimaciones con una semana y un mes de antelación, así como una indicación cuantitativa de la fiabilidad prevista de la capacidad disponible.

4.   Los gestores de redes de transporte publicarán los datos pertinentes sobre la previsión global y la demanda real, la disponibilidad y el uso real de los activos de generación y carga, la disponibilidad y el uso de la red y los interconectores, la capacidad de equilibrado y reserva y la disponibilidad de la flexibilidad. Respecto de la disponibilidad y el uso real de los pequeños activos de generación y carga, podrán utilizarse datos globales aproximativos.

5.   Los participantes en el mercado facilitarán a los gestores de redes de transporte los datos pertinentes.

6.   Las empresas de generación que posean o exploten activos de generación, alguno de los cuales tenga una capacidad instalada de, al menos, 250 MW o tengan una cartera con, al menos, 400 MW de activos de generación, tendrán a disposición de la autoridad reguladora, la autoridad nacional de la competencia y la Comisión, durante cinco años, todos los datos horarios por planta que sean necesarios para verificar todas las decisiones operacionales sobre el despacho y las ofertas en los intercambios de electricidad, las subastas de interconexión, los mercados de reserva y los mercados no organizados. La información por planta y por hora que debe almacenarse incluye los datos sobre la capacidad de generación disponible y las reservas comprometidas, comprendida la asignación de estas reservas comprometidas a nivel de planta, en el momento en que se hagan las ofertas y cuando tenga lugar la producción.

7.   Los gestores de redes de transporte intercambiarán regularmente una serie de datos sobre el flujo de carga y la red suficientemente precisos, para que cada gestor de redes de transporte pueda realizar cálculos del flujo de carga en su zona correspondiente. La misma serie de datos se pondrá a disposición de las autoridades reguladoras, de la Comisión y de los Estados miembros siempre que lo soliciten. Las autoridades reguladoras, los Estados miembros y la Comisión tratarán esta serie de datos confidencialmente, y velarán por que también les dé un trato confidencial cualquier asesor que realice por encargo suyo un trabajo analítico basado en esos datos.

1.   La Comisión examinará toda notificación de una decisión relativa a la certificación de un gestor de la red de transporte conforme a lo establecido en el artículo 52, apartado 6, de la Directiva (UE) 2019/944, tan pronto como la reciba. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la notificación, la Comisión enviará a la autoridad reguladora pertinente su dictamen sobre la compatibilidad con el artículo 43 y bien con el artículo 52, apartado 2, o con el artículo 53 de la Directiva (UE) 2019/944.

Cuando elabore el dictamen mencionado en el párrafo primero la Comisión podrá solicitar el dictamen de la ACER sobre la decisión de la autoridad reguladora. En dicho caso, el plazo de dos meses previsto en el párrafo primero se ampliará en dos meses.

Si la Comisión no dictamina en los plazos previstos en los párrafos primero y segundo, se entenderá que la Comisión no plantea objeciones sobre la decisión de la autoridad reguladora.

2.   En el plazo de dos meses a partir de la recepción del dictamen de la Comisión, la autoridad reguladora adoptará una decisión firme sobre la certificación del gestor de la red de transporte teniendo en cuenta al máximo el dictamen de la Comisión. La decisión de la autoridad reguladora y el dictamen de la Comisión se publicarán juntos.

3.   En cualquier fase del procedimiento las autoridades reguladoras o la Comisión podrán solicitar a los gestores de redes de transporte o a las empresas que realicen cualquiera de las funciones de generación o suministro cualquier información útil para el cumplimiento de las tareas indicadas en el presente artículo.

4.   Las autoridades reguladoras y la Comisión protegerán la confidencialidad de la información sensible a efectos comerciales.

5.   Cuando la Comisión reciba una notificación relativa a la certificación de un gestor de la red de transporte con arreglo al artículo 43, apartado 9, de la Directiva (UE) 2019/944, la Comisión adoptará una decisión relativa a la certificación. La autoridad reguladora dará cumplimiento a la decisión de la Comisión.

1.   Los gestores de redes de distribución cooperarán a nivel de la Unión a través de la entidad de los GRD de la UE, a fin de promover la realización y el funcionamiento del mercado interior de la electricidad y de promover una gestión óptima y una operación coordinada de los sistemas de distribución y transporte. Los gestores de redes de distribución que deseen participar en la entidad de los GRD de la UE tendrán derecho a convertirse en miembros afiliados a la entidad.

Los miembros registrados podrán participar en la entidad de los GRD de la UE directamente o estar representados por la asociación nacional designada por el Estado miembro o por una asociación a escala de la Unión.

2.   Los gestores de redes de distribución tendrán derecho a asociarse a través de la creación de una entidad de los GRD de la UE. La entidad de los GRD de la UE llevará a cabo sus tareas y procesos con arreglo al artículo 55. En su calidad de entidad experta que trabaja en pro del interés común de la Unión, La entidad de los GRD de la UE no representará intereses particulares ni tratará de influir en el proceso de adopción de decisiones para promover determinados intereses.

3.   Los miembros de la entidad de los GRD de la UE deberán registrarse y abonar una cuota de afiliación equitativa y proporcionada acorde con el número de clientes conectados al gestor de red de distribución de que se trate.

1.   La entidad de los GRD de la UE estará formada por, al menos, una asamblea general, una junta directiva, un grupo consultivo estratégico, grupos de expertos y un secretario general.

2.   A más tardar el 5 de julio de 2020, los gestores de redes de distribución presentarán a la Comisión y a la ACER, de conformidad con el artículo 54, el proyecto de estatutos, que incluirá un código de conducta, una lista de los miembros afiliados, el proyecto de reglamento interno, incluidas las normas de procedimiento sobre la consulta a la REGRT de Electricidad y otras partes interesadas, y las normas de financiación de la entidad de los GRD de la UE que vaya a crearse.

El proyecto de reglamento interno de la entidad de los GRD de la UE garantizará una representación equilibrada de todos los gestores de redes de distribución participantes.

3.   En los dos meses siguientes a la recepción del proyecto de estatutos, la lista de miembros y el proyecto de reglamento interno, la ACER presentará su dictamen a la Comisión, previa consulta a las organizaciones que representen a todas las partes interesadas, y en particular a los usuarios del sistema de distribución.

4.   En un plazo de tres meses a partir de la recepción del dictamen de la ACER, la Comisión emitirá un dictamen sobre el proyecto de estatutos, la lista de miembros y el proyecto de reglamento interno teniendo en cuenta el dictamen de la ACER previsto en el apartado 3 y.

5.   En los tres meses siguientes a la recepción del dictamen favorable de la Comisión, los gestores de redes de distribución establecerán la entidad de los GRD de la UE y aprobarán y publicarán sus estatutos y su reglamento interno.

6.   Los documentos contemplados en el apartado 2 se presentarán a la Comisión y a la ACER en caso de modificaciones o previa solicitud motivada de la Comisión o de la ACER. La ACER y la Comisión emitirán un dictamen acorde con el proceso establecido en los apartados 2, 3y 4.

7.   Los costes derivados de las actividades de la entidad de los GRD de la UE correrán a cargo de los gestores de redes de distribución que sean miembros afiliados y se tendrán en cuenta en el cálculo de las tarifas. Las autoridades reguladoras solo aprobarán los costes que sean razonables y proporcionados.

1.   Los estatutos de la entidad de los GRD de la UE adoptados de conformidad con el artículo 53 salvaguardarán los siguientes principios:

2.   Los procedimientos aprobados por la entidad de los GRD de la UE salvaguardarán el tratamiento justo y proporcional de sus miembros y reflejarán la estructura geográfica y económica diversa de su composición. En particular, los procedimientos preverán que:

1.   Las tareas de la entidad de los GRD de la UE serán las siguientes:

2.   Además, la entidad de los GRD de la UE deberá:

1.   La entidad de los GRD de la UE llevará a cabo un extenso proceso de consulta, en una fase temprana y de manera abierta y transparente, a todas las partes interesadas relevantes, y en particular a las organizaciones representativas de todas las partes interesadas, de conformidad con las normas de procedimiento contempladas en el artículo 53, cuando esté participando en la elaboración de nuevos códigos de red con arreglo al artículo 59. La consulta se dirigirá a las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales, a las empresas de generación y suministro, a los usuarios de las redes, incluyendo los clientes, a los organismos técnicos y a las plataformas de interesados, y tendrá por objeto determinar las opiniones y las propuestas de todas las partes pertinentes durante el proceso de decisión.

2.   Todos los documentos y actas de las reuniones relacionadas con las consultas mencionadas en el apartado 1 se harán públicos.

3.   La entidad de los GRD de la UE tendrá en cuenta las opiniones presentadas durante las consultas. Antes de adoptar propuestas para los códigos de red contemplados en el artículo 59, la entidad de los GRD de la UE indicará de qué manera ha tenido en cuenta las observaciones recibidas durante la consulta. Asimismo, hará constar los motivos toda vez que no haya tenido en cuenta dichas observaciones.

1.   Los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte cooperarán entre sí en la planificación y operación de las redes. En particular, los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte intercambiarán toda la información y datos necesarios con relación a la producción, el rendimiento de los activos de generación y la respuesta de la demanda, la operación diaria de sus redes y la planificación a largo plazo de las inversiones en redes, con el fin de garantizar que el desarrollo y la operación de sus redes sean rentables, seguros y fiables.

2.   Los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte cooperarán entre sí a fin de lograr un acceso coordinado a recursos como la generación distribuida, el almacenamiento de energía o la respuesta de la demanda, que puedan apoyar necesidades particulares a la vez de los gestores de redes de distribución y de los gestores de redes de transporte.

1.   La Comisión podrá, sin perjuicio de las competencias contempladas en los artículos 59, 60 y 61, adoptar actos de ejecución o actos delegados. Tales actos podrán adoptarse como códigos de red sobre la base de propuestas de textos elaboradas por la REGRT de Electricidad o, cuando así se prevea en la lista de prioridades del artículo 59, apartado 3, por la entidad de los GRD de la UE, en su caso, en colaboración con la REGRT de Electricidad, y la ACER con arreglo al procedimiento del artículo 59, o como directrices con arreglo al procedimiento del artículo 61.

2.   Los códigos de red y las directrices deberán:

1.   La Comisión estará facultada para adoptar actos de ejecución a fin de garantizar condiciones uniformes para la aplicación del presente Reglamento mediante el establecimiento de códigos de red en los ámbitos siguientes:

Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen contemplado en el artículo 67, apartado 2.

2.   La Comisión está facultada para adoptar actos delegados de conformidad con el artículo 68 que completen el presente Reglamento en lo referente al establecimiento de códigos de red relativos a los siguientes aspectos:

3.   Previa consulta a la ACER, a la REGRT de Electricidad, a la entidad de los GRD de la UE y a las demás partes interesadas que corresponda, la Comisión establecerá una lista de prioridades cada tres años, en la que señalará los ámbitos mencionados en los apartados 1 y 2 que habrán de incluirse en el desarrollo de los códigos de red.

Si el objeto del código de red está directamente relacionado con la operación del sistema de distribución y no concierne principalmente al sistema de transporte, la Comisión podrá pedir a la entidad de los GRD de la UE, en cooperación con la REGRT de Electricidad, que convoque un comité de redacción y presente a la ACER una propuesta de código de red.

4.   La Comisión instará a la ACER a que le transmita en un plazo razonable, que no superará los seis meses a partir de la recepción de la solicitud de la Comisión, directrices marco no vinculantes en las que se establezcan principios claros y objetivos para el establecimiento de códigos de red relativos a las zonas definidas en la lista de prioridades («directriz marco»). La solicitud de la Comisión podrá incluir las condiciones que deberá abordar la directriz marco. Cada directriz marco contribuirá a la integración del mercado, la no discriminación, a la competencia efectiva y al funcionamiento eficiente del mercado. Previa solicitud motivada de la ACER, la Comisión podrá prorrogar el plazo para presentar las directrices.

5.   La ACER consultará oficialmente a la REGRT de Electricidad, a la entidad de los GRD de la UE, y demás partes interesadas pertinentes acerca de la directriz marco, durante un período no inferior a dos meses, de manera abierta y transparente.

6.   La ACER presentará una directriz marco no vinculante a la Comisión cuando así se le solicite de conformidad con el apartado 4.

7.   En caso de que la Comisión estime que la directriz marco no contribuye a la integración del mercado, la no discriminación, la competencia efectiva y el funcionamiento eficiente del mercado, podrá solicitar a la ACER que revise la directriz marco, en un plazo razonable, y volverá a transmitirlo a la Comisión.

8.   Si la ACER no transmitiera la directriz marco o no presentara de nuevo una directriz marco en el plazo establecido por la Comisión en virtud de los apartados 4 o 7, la Comisión se encargará de la elaboración de la directriz marco en cuestión.

9.   La Comisión invitará a la REGRT de Electricidad o, si así se decide en la lista de prioridades contemplada en el apartado 3, a la entidad de los GRD de la UE, en cooperación con la REGRT de Electricidad, a que transmita a la ACER una propuesta de código de red de conformidad con la directriz marco pertinente en un plazo razonable que no superará los doce meses a partir de la recepción de la solicitud de la Comisión.

10.   La REGRT de Electricidad o, si así se decide en la lista de prioridades contemplada en el apartado 3, la entidad de los GRD de la UE, en cooperación con la REGRT de Electricidad, convocará un comité de redacción para que la apoye en el proceso de elaboración del código de red. El comité de redacción estará compuesto por representantes de la ACER, representantes de la REGRT de Electricidad, si procede de la entidad de los GRD de la UE y de NEMO y de un número limitado de partes interesadas afectadas. Previa solicitud formulada por la Comisión de conformidad con el apartado 9, la REGRT de Electricidad o, si así se decide en la lista de prioridades contemplada en el apartado 3, la entidad de los GRD de la UE en cooperación con la REGRT de Electricidad, elaborará propuestas de códigos de red en los ámbitos mencionados en los apartados 1 y 2.

11.   La ACER revisará el código de red propuesto para asegurarse de que se ajusta a las directrices marco pertinentes y contribuye a la integración del mercado, la no discriminación, la competencia efectiva y el funcionamiento eficiente del mercado y transmitirá el código de red revisado a la Comisión en un plazo de seis meses a partir de la recepción de la propuesta. En la propuesta presentada a la Comisión, la ACER tendrá en cuenta las opiniones manifestadas por todas las partes implicadas durante la redacción de la propuesta bajo la dirección de la REGRT de Electricidad o de la entidad de los GRD de la UE y consultará a las partes interesadas pertinentes sobre la versión que deba presentarse a la Comisión.

12.   En caso de que la REGRT de Electricidad o la entidad de los GRD de la UE no haya desarrollado un código de red en el plazo establecido por la Comisión en virtud del apartado 9, la Comisión podrá invitar a la ACER a que elabore un proyecto de código de red con arreglo a la directriz marco correspondiente. La ACER podrá poner en marcha una nueva consulta mientras elabora un proyecto de código de red en virtud del presente apartado. La ACER transmitirá a la Comisión un proyecto de red elaborado en virtud del presente apartado y podrá recomendar que sea adoptado.

13.   La Comisión podrá adoptar, por iniciativa propia si la REGRT de Electricidad o la entidad de los GRD de la UE no hubiera desarrollado un código de red o la ACER no hubiera elaborado un proyecto de código de red según se indica en el apartado 12, o a propuesta de la ACER en virtud del apartado 11, uno o más códigos de red en los ámbitos enumerados en los apartados 1 y 2.

14.   Cuando la Comisión proponga la adopción de un código de red por propia iniciativa, la Comisión consultará acerca de un proyecto de código a la ACER, a la REGRT de Electricidad y a las demás partes interesadas pertinentes en lo que se refiere al código de red, durante un período no inferior a dos meses.

15.   El presente artículo se entenderá sin perjuicio del derecho de la Comisión a adoptar y modificar las directrices con arreglo a lo establecido en el artículo 61. No afectará a la posibilidad de que la REGRT de Electricidad desarrolle directrices no vinculantes en los ámbitos contemplados en los apartados 1 y 2, cuando dichas directrices no estén relacionadas con ámbitos cubiertos por una solicitud que le haya dirigido la Comisión a la REGRT de Electricidad. La REGRT de Electricidad presentará esas directrices a la ACER para que dictamine al respecto y tendrá debidamente en consideración dicho dictamen.

1.   La Comisión estará facultada para modificar los códigos de red en los ámbitos enumerados en el artículo 59, apartado 1, y en el artículo 59, apartado 2, y de conformidad con el procedimiento correspondiente del artículo 59. La ACER también podrá también proponer modificaciones a los códigos de redes de conformidad con los apartados 2 y 3 del presente artículo.

2.   Las personas que puedan tener intereses respecto de cualquier código de red adoptado con arreglo al artículo 59, incluidos la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD de la UE, las autoridades reguladoras, los gestores de red de transporte y los gestores de red de distribución y los usuarios y consumidores de la red, podrán proponer a la ACER proyectos de modificación de dicho código de red. La ACER también podrá proponer modificaciones por propia iniciativa.

3.   La ACER podrá formular a la Comisión propuestas motivadas de modificación, con la explicación sobre la coherencia de las propuestas con los objetivos de los códigos de red establecidos en el artículo 59, apartado 3 del presente Reglamento. Si considera admisible una propuesta de modificación y cuando proponga modificaciones a su propia iniciativa, la ACER consultará a todas las partes interesadas de conformidad con el artículo 14 del Reglamento (UE) 2019/942.

1.   La Comisión está facultada para adoptar directrices vinculantes en los ámbitos que se enumeran en el presente artículo.

2.   La Comisión está facultada para adoptar directrices en los ámbitos en los que tales actos podrían también desarrollarse según el procedimiento relativo a los códigos de red del artículo 59, apartados 1 y 2. Dichas directrices se adoptarán mediante actos delegados o actos de ejecución, en función de la correspondiente delegación de competencias prevista en el presente Reglamento.

3.   La Comisión está facultada para adoptar como actos delegados de conformidad con el artículo 68 que completen el presente Reglamento estableciendo directrices relativas al mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte. Esas directrices especificarán, de conformidad con los principios establecidos en los artículos 18 y 49:

4.   En caso necesario, la Comisión podrá adoptar actos de ejecución que establezcan las directrices sobre el grado mínimo de armonización necesario para alcanzar el objetivo del presente Reglamento. Dichas directrices podrán especificar lo siguiente:

Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 67, apartado 2.

5.   La Comisión podrá adoptar actos de ejecución que establezcan orientaciones sobre la coordinación operativa entre los gestores de redes de transporte a escala de la Unión. Estas directrices serán coherentes con los códigos de red mencionados en el artículo 59 y se basarán en ellos y en las especificaciones adoptadas mencionadas en el artículo 30, apartado 1, letra i). Para adoptar esas orientaciones, la Comisión tendrá en cuenta los diferentes requisitos operativos regionales y nacionales.

Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere en el artículo 67, apartado 2.

6.   Cuando adopte o modifique las directrices, la Comisión consultará a la ACER, a la REGRT de Electricidad, a la entidad de los GRD de la UE y, si procede, a otras partes interesadas.

1.   Previa solicitud en tal sentido, los nuevos interconectores directos de corriente continua podrán quedar exentos, durante un período de tiempo limitado, de lo dispuesto en el artículo 19, apartado 2, del presente Reglamento y en los artículos 6 y 43, el artículo 59, apartado 7, y el artículo 60, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944 siempre que se cumplan las siguientes condiciones:

2.   El apartado 1 se aplicará igualmente, en casos excepcionales, a los interconectores de corriente alterna, siempre que los costes y riesgos de la inversión en cuestión sean particularmente altos en relación con los costes y riesgos contraídos normalmente cuando se conectan dos redes nacionales de transporte próximas, mediante un interconector de corriente alterna.

3.   Lo dispuesto en el apartado 1 se aplicará asimismo a los aumentos significativos de capacidad de los interconectores existentes.

4.   Las autoridades reguladoras de los Estados miembros afectados decidirán, en función de cada caso particular, sobre las exenciones previstas en los apartados 1, 2 y 3. Una exención podrá cubrir toda la capacidad del nuevo interconector o del interconector ya existente cuya capacidad se aumenta significativamente, o bien una parte de esta.

En el plazo de dos meses a partir de la recepción de la solicitud de exención por la última de las autoridades reguladoras pertinentes, la ACER podrá presentar a dichas autoridades reguladoras un dictamen. Las autoridades reguladoras podrán basar su decisión en dicho dictamen.

Al decidir conceder una exención, las autoridades reguladoras tendrán en consideración caso por caso la necesidad de imponer condiciones en relación con la duración de la exención y el acceso no discriminatorio al interconector. Al decidir sobre esas condiciones, las autoridades reguladoras tendrán en cuenta, en particular, la capacidad adicional que vaya a construirse o la modificación de la capacidad existente, el plazo previsto del proyecto y las circunstancias nacionales.

Antes de conceder una exención, las autoridades reguladoras de los Estados miembros afectados decidirán las normas y mecanismos para la gestión y la asignación de capacidad. Dichas normas de gestión de la congestión incluirán la obligación de ofrecer la capacidad no utilizada en el mercado, y los usuarios de la instalación tendrán derecho a intercambiar sus capacidades contratadas en el mercado secundario. En la evaluación de los criterios mencionados en el apartado 1, letras a), b) y f), se tendrán en cuenta los resultados del procedimiento de asignación de capacidad.

Si todas las autoridades reguladoras afectadas alcanzan un acuerdo sobre la decisión de exención en el plazo de seis meses a partir de la recepción de dichas solicitudes, informarán a la ACER de esa decisión.

La decisión de exención, acompañada de las posibles condiciones mencionadas en el párrafo tercero, se motivará debidamente y se publicará.

5.   La ACER adoptará la decisión a que se refiere el apartado 4:

Antes de adoptar tal decisión, la ACER consultará a las autoridades reguladoras afectadas y a los solicitantes.

6.   No obstante lo dispuesto en los apartados 4 y 5, los Estados miembros podrán disponer que la autoridad reguladora o la ACER, según los casos, eleve al organismo competente del Estado miembro correspondiente, para que este adopte una decisión formal, su dictamen sobre la solicitud de exención. Este dictamen se publicará junto con la decisión.

7.   Las autoridades reguladoras remitirán a la Comisión y a la ACER sin demora una copia de cada solicitud de exención tan pronto se reciba. Las autoridades reguladoras afectadas o la ACER (los órganos notificantes) notificarán sin demora a la Comisión la decisión de exención, junto con toda la información pertinente relacionada con la misma. Esta información podrá remitirse a la Comisión de forma agregada, de manera que la Comisión pueda pronunciarse con conocimiento de causa. En particular, la información contendrá los siguientes elementos:

8.   En un plazo de cincuenta días hábiles a partir de la recepción de la notificación contemplada en el apartado 7, la Comisión podrá tomar una decisión en la que solicite a los órganos notificantes que modifiquen o revoquen la decisión de conceder una exención. Dicho plazo podrá prorrogarse en otros cincuenta días hábiles si la Comisión solicita información adicional. El plazo adicional comenzará a contar a partir del día siguiente a la recepción de la información adicional completa. El plazo podrá prorrogarse también con el consentimiento tanto de la Comisión como de los órganos notificantes.

La notificación se considerará retirada cuando la información solicitada no se facilite en el plazo establecido en la solicitud, salvo que, antes de la expiración del plazo, este se haya prorrogado con el consentimiento tanto de la Comisión como de los órganos notificantes, o bien los órganos notificantes comuniquen a la Comisión, mediante una declaración debidamente motivada, que consideran que la notificación está completa.

Los órganos notificantes darán cumplimiento a la decisión de la Comisión por la que deba modificarse o revocarse la decisión de exención, en un plazo de un mes a partir de la recepción e informarán a la Comisión al respecto.

La Comisión protegerá la confidencialidad de la información sensible a efectos comerciales.

La aprobación por la Comisión de una decisión de exención dejará de surtir efecto a los dos años de su adopción si, para entonces, no se hubiese iniciado la construcción del interconector, y a los cinco años si, para entonces, el interconector todavía no estuviera operativo, a menos que la Comisión decida, sobre la base de una solicitud motivada de los órganos notificantes, que los retrasos están motivados por obstáculos importantes que escapan al control de la persona a la que se concedió la exención.

9.   Si las autoridades reguladoras de los Estados miembros en cuestión deciden modificar una decisión de exención, notificarán su decisión sin demora a la Comisión, junto con toda la información pertinente relacionada con ella. Los apartados 1 a 8 se aplicarán a la decisión de modificar una decisión de exención, teniendo en cuenta las particularidades de la exención existente.

10.   La Comisión, previa solicitud o por iniciativa propia, podrá reabrir el procedimiento relativo a una solicitud de exención cuando:

11.   La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 68 que completen el presente Reglamento especificando las directrices para la aplicación de las condiciones indicadas en el apartado 1 del presente artículo y estableciendo el procedimiento que ha de seguirse para la aplicación de los apartados 4 y 7a 10 del presente artículo.

1.   Los Estados miembros podrán solicitar exenciones a las disposiciones pertinentes de los artículos 3 y 6, el artículo 7, apartado 1, el artículo 8, apartados 1 y 4, los artículos 9, 10 y 11, los artículos 14 a 17, los artículos 19 a 27, los artículos 35 a 47 y el artículo 51 siempre que:

En la situación mencionada en la letra a) del párrafo primero la exención estará limitada en el tiempo y estará sujeta a condiciones destinadas a aumentar la competencia y la integración en el mercado interior de la electricidad.

En la situación mencionada en la letra b) del párrafo primero, la excepción no estará limitada en el tiempo.

La Comisión informará a los Estados miembros sobre dichas solicitudes antes de tomar una decisión, respetando la confidencialidad de la información sensible a efectos comerciales.

Una exención concedida en virtud del presente artículo, tendrá como objetivo garantizar que no se obstaculice la transición a las energías renovables, una mayor flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda.

En su decisión de conceder una exención, la Comisión establecerá en qué medida la excepción deberá tener en cuenta la aplicación de códigos de red y directrices.

2.   Los artículos 3, 5 y 6, el artículo 7, apartado 1, el artículo 7, apartado 2, letras c) y g), los artículos de 8 a 17, el artículo 18, apartados 5 y 6, los artículos 19 y 20, el artículo 21, apartados 1, 2 y 4a 8, el artículo 22, apartado 1, letra c), el artículo 22, apartado 2, letras b) y c) el artículo 22, apartado 2, último párrafo, los artículos 23 a 27, el artículo 34 apartados 1, 2 y 3, los artículos 35 a 47, el artículo 48, apartado 2, y los artículos 49 y 51 no se aplicarán a Chipre hasta que esté conectado a las redes de transporte de los otros Estados miembros mediante interconexiones.

Si la red de transporte de Chipre no está conectada a otras redes de transporte de los Estados miembros a través de las interconexiones para el 1 de enero de 2026, Chipre evaluará la necesidad de establecer una exención a dichas disposiciones y podrá presentar a la Comisión una solicitud para prorrogarla. La Comisión evaluará si la aplicación de las disposiciones puede causar problemas sustanciales para el funcionamiento de las redes eléctricas en Chipre o si se espera que su aplicación en Chipre aporte beneficios para el funcionamiento del mercado. Sobre la base de esa evaluación, la Comisión tomará una decisión motivada acerca de la prórroga total o parcial de la exención. La decisión se publicará en el Diario Oficial de la Unión Europea.

3.   El presente Reglamento no afectará a la aplicación de las exenciones concedidas en virtud del artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944.

4.   En relación con la consecución del objetivo de interconexión de 2030, tal como se establece en el Reglamento (UE) 2018/1999, se tendrá debidamente en cuenta la interconexión eléctrica entre Malta e Italia.

1.   Los Estados miembros y las autoridades reguladoras proporcionarán a la Comisión, cuando esta lo solicite, toda la información necesaria a efectos de hacer cumplir lo dispuesto en el presente Reglamento.

La Comisión fijará un plazo razonable para que se facilite la información, teniendo en cuenta la complejidad de la información necesaria y la urgencia que revista su obtención.

2.   Cuando el Estado miembro o la autoridad reguladora de que se trate no faciliten la información a la que se refiere el apartado 1 en el plazo fijado con arreglo al apartado 1, la Comisión podrá obtener toda la información necesaria a efectos de hacer cumplir lo dispuesto en el presente Reglamento directamente de las empresas en cuestión.

Cuando la Comisión envíe una solicitud de información a una empresa, enviará simultáneamente una copia de la misma a las autoridades reguladoras del Estado miembro en el que esté ubicada la sede de la empresa.

3.   En su solicitud de información con arreglo al apartado 1, la Comisión indicará la base jurídica, el plazo en el cual deberá facilitarse la información y el objeto de la misma, así como las sanciones previstas en el artículo 66, apartado 2, para el caso en que se le proporcione información inexacta, incompleta o engañosa.

4.   Estarán obligados a facilitar la información solicitada los propietarios de las empresas o sus representantes y, en el caso de personas jurídicas, las personas físicas encargadas de representarlas de acuerdo con la ley o con su escritura de constitución. En el caso de que abogados debidamente autorizados por sus clientes para representarles faciliten la información, los clientes serán plenamente responsables si la información facilitada es incompleta, inexacta o engañosa.

5.   Si una empresa no facilitase la información requerida en el plazo fijado por la Comisión, o la proporcionase de manera incompleta, la Comisión podrá pedirla mediante decisión. En esta se precisará la información solicitada, se fijará un plazo apropiado en el que deberá facilitarse la información y se indicarán las sanciones previstas en el artículo 66, apartado 2. Además, se indicará el recurso que se puede interponer ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea contra la decisión.

La Comisión enviará simultáneamente una copia de su decisión a las autoridades reguladoras del Estado miembro en cuyo territorio resida la persona o esté situada la sede de la empresa.

6.   La información contemplada en los apartados 1 y 2 se utilizará solo a efectos de hacer cumplir lo dispuesto en el presente Reglamento.

La Comisión no podrá divulgar la información obtenida en virtud del presente Reglamento cuando la información esté protegida por la obligación del secreto profesional.

1.   Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2 del presente artículo, los Estados miembros determinarán el régimen de sanciones aplicables en caso de incumplimiento del presente Reglamento, de los códigos de red adoptados en virtud del artículo 59 y de las directrices adoptadas en virtud del artículo 61 y adoptarán todas las medidas necesarias para garantizar su ejecución. Tales sanciones serán efectivas, proporcionadas y disuasorias. Los Estados miembros deberán notificar sin demora a la Comisión dicho régimen y esas medidas y notificarle, sin demora, cualquier modificación posterior que les afecte.

2.   La Comisión, mediante decisión, podrá imponer a las empresas multas de una cuantía no superior al 1 % del volumen de negocios del ejercicio anterior, cuando, estas, deliberadamente o por negligencia, faciliten información incorrecta, incompleta o engañosa en respuesta a una solicitud de información presentada en virtud del artículo 65, apartado 3, o no proporcionen la información en el plazo fijado por la decisión adoptada en virtud del párrafo primero del artículo 65, apartado 5. Al fijar la cuantía de la multa, la Comisión tendrá en cuenta la gravedad del incumplimiento de lo dispuesto en el apartado 1 del presente artículo.

3.   El régimen de sanciones adoptado en virtud del apartado 1 y cualquier decisión adoptada en virtud del apartado 2 no podrán tener carácter penal.

1.   La Comisión estará asistida por un Comité establecido por el artículo 68 de la Directiva (UE) 2019/944. Dicho comité será un comité en el sentido del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

2.   En los casos en que se haga referencia al presente apartado, se aplicará el artículo 5 del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

1.   Se otorgan a la Comisión los poderes para adoptar actos delegados en las condiciones establecidas en el presente artículo.

2.   Los poderes para adoptar los actos delegados mencionados en el artículo 34, apartado 3, artículo 49, apartado 4, artículo 59, apartado 2, artículo 61, apartado 2, y artículo 63, apartado 11, se otorgan a la Comisión hasta el 31 de diciembre de 2028. La Comisión elaborará un informe sobre la delegación de poderes a más tardar nueve meses antes de que finalice dicho período y, si procede, antes del final de periodos posteriores. La delegación de poderes se prorrogará tácitamente por períodos de ocho años, excepto si el Parlamento Europeo o el Consejo se oponen a dicha prórroga a más tardar tres meses antes del final de cada período.

3.   El Parlamento Europeo o el Consejo podrán revocar en cualquier momento la delegación de poderes mencionada en el artículo 34, apartado 3, el artículo 49, apartado 4, el artículo 59, apartado 2, el artículo 61, apartado 2, y el artículo 63, apartado 11. La decisión de revocación pondrá término a la delegación de los poderes que en ella se especifiquen. La Decisión surtirá efecto al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea o en una fecha posterior indicada en la misma. No afectará a la validez de los actos delegados que ya estén en vigor.

4.   Antes de la adopción de un acto delegado, la Comisión consultará a los expertos designados por cada Estado miembro de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional de 13 de abril de 2016 sobre la mejora de la legislación.

5.   Tan pronto como la Comisión adopte un acto delegado lo notificará simultáneamente al Parlamento Europeo y al Consejo.

6.   Los actos delegados adoptados en virtud del artículo 34, apartado 3, el artículo 49, apartado 4, el artículo 59, apartado 2, el artículo 61, apartado 2, y el artículo 63, apartado 11, entrarán en vigor únicamente si, en un plazo de dos meses desde su notificación al Parlamento Europeo y al Consejo, ni el Parlamento Europeo ni el Consejo hayan formulado objeciones o si, antes del vencimiento de dicho plazo, tanto el uno como el otro informan a la Comisión de que no las formularán. El plazo se prorrogará dos meses a iniciativa del Parlamento Europeo o del Consejo.

1.   A más tardar el 1 de julio de 2025, la Comisión revisará los códigos de red y directrices existentes a fin de evaluar si, y en su caso, en qué medida, proponer su incorporación a los actos legislativos de la Unión relativos al mercado interior de la electricidad y si propone modificar los poderes para adoptar códigos de red y directrices establecidos en los artículos 59 y 61.

La Comisión presentará un informe detallado sobre su evaluación al Parlamento Europeo y al Consejo en la misma fecha

A más tardar el 31 de diciembre de 2026, la Comisión presentará, si procede, propuestas legislativas sobre la base de su evaluación.

2.   A más tardar el 31 de diciembre de 2030, la Comisión revisará el presente Reglamento y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la base de dicha revisión, acompañado, si procede, de una propuesta legislativa.

1.   El presente Reglamento entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.

2.   El presente Reglamento será aplicable a partir del 1 de enero de 2020.

No obstante lo dispuesto en el párrafo primero, los artículos 14 y 15, el artículo 22, apartado 4, el artículo 23, apartados 3 y 6, los artículos 35, 36 y 62 serán aplicables a partir del día de entrada en vigor del presente Reglamento. A efectos de la aplicación del artículo 14, apartado 7, y del artículo 15, apartado 2, el artículo 16 será de aplicación a partir de esa fecha.