Índice

I.

INTRODUCCIÓN

2

I.a.

Política de la UE y Reglamento RTE-E

2

I.b.

Por qué son necesarios marcos de inversión colaborativa

2

I.c.

Ámbito de aplicación de las presentes orientaciones

3

II.

EJERCICIOS DE COSTES Y BENEFICIOS POR CUENCA MARÍTIMA

4

II.a.

Análisis de costes y beneficios por cuenca marítima como base para la distribución de costes

4

i.

Modelos hipotéticos y análisis de sensibilidad

5

ii.

Hipótesis contrafactual

5

iii.

Red de referencia

6

iv.

Configuración de las zonas de oferta

6

v.

Refuerzos de la red terrestre

6

vi.

Modelización de costes y beneficios

6

vii.

Granularidad temporal y geográfica

7

viii.

Resultados del ACB-CM

7

II.b.

Distribución transfronteriza de costes no vinculante por cuenca marítima

7

i.

Costes que deben incluirse en la DTC-CM

7

ii.

Umbral de importancia para los beneficiarios positivos netos

8

iii.

Resultados de la DTC-CM

8

III.

RECOMENDACIONES PARA LAS EVALUACIONES POR PROYECTO ESPECÍFICO

8

III.a.

Análisis de costes y beneficios por proyecto específico

8

i.

Proceso de preparación de un análisis de costes y beneficios por proyecto específico (ACB-PE)

8

ii.

Modelos hipotéticos y análisis de sensibilidad de los ACB-PE

9

iii.

Hipótesis contrafactual de los ACB-PE

9

iv.

Configuración de las zonas de oferta

10

III.b.

Asignación transfronteriza de costes por proyecto específico

10

i.

Umbral de importancia para los beneficiarios positivos netos

10

ii.

Contribuciones de los Estados miembros distintos del de acogida

10

III.c.

Otros instrumentos más allá de la ATC-PE

11

i.

Herramientas para facilitar el pleno uso de la herramienta de ATC-PE en los proyectos de transporte de electricidad

11

ii.

Herramientas para cubrir un déficit de financiación persistente

12

I.   INTRODUCCIÓN

I.a.   Política de la UE y Reglamento RTE-E

La aceleración de la transición energética y la unión de fuerzas para lograr un sistema energético más resiliente constituyen la base del plan REPowerEU de la Comisión para reducir rápidamente la dependencia de la UE de los combustibles fósiles rusos (1). En plena coherencia, la UE revisó la Directiva sobre fuentes de energía renovables (2) e incrementó el objetivo global de la Unión en materia de energía renovable hasta, al menos, el 42,5 % de aquí a 2030. Las energías renovables marinas desempeñarán un papel clave en el apoyo a estos objetivos. Contribuirán en gran medida a la consecución de los objetivos de la UE en materia de energía renovable, están llamadas a convertirse en un pilar fundamental de su futuro mix de generación eléctrica y son necesarias para avanzar hacia un sistema eléctrico totalmente descarbonizado de aquí a 2040 (3). Las energías renovables marinas también aumentarán la generación nacional de energía de la UE, lo que reducirá su dependencia de los combustibles fósiles. Estas ofrecerán precios competitivos de la electricidad, como ya han demostrado los recientes resultados de las subastas, lo que favorecerá la competitividad industrial de Europa y contribuirá a que los precios sean asequibles para los consumidores. Con una cadena de suministro que hoy es mayoritariamente nacional y una demanda creciente, generarán nuevas oportunidades de creación de empleos de alta calidad y abordarán los retos locales en materia de desempleo en la UE.

Un primer resultado del Reglamento RTE-E (UE) 2022/869 se completó en 2023, cuando los Estados miembros acordaron a escala regional unos objetivos acumulados de energía marina de aproximadamente 111 GW a más tardar en 2030 y 317 GW a más tardar en 2050 (4), lo que supone un aumento significativo respecto a los 19,38 GW de capacidad instalada en la UE en ese mismo año 2023. Es probable que los beneficios de las enormes capacidades de generación que se instalarán se extiendan más allá de las fronteras de los Estados miembros que acogen físicamente los proyectos. Por lo tanto, serán necesarios nuevos proyectos transfronterizos, en particular interconectores híbridos, es decir, líneas de transporte de electricidad que conecten las energías renovables marinas e interconecten a los Estados miembros. Esta fue una de las conclusiones de la primera edición de los planes de desarrollo de redes marítimas (PDRM) elaborados y publicados en enero de 2024 por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (REGRT de Electricidad) para cada una de las cinco cuencas marítimas de la UE, un segundo resultado del RTE-E basado en los acuerdos regionales de los Estados miembros. Los proyectos específicos de infraestructura coherentes con las necesidades detectadas en los PDRM pueden entonces considerarse en el marco de los planes decenales de desarrollo de la red y reflejarse en los planes nacionales de energía y clima. Un tercer requisito consecutivo del RTE-E consiste en la elaboración por parte de la Comisión de orientaciones sobre los análisis de costes y beneficios y la distribución transfronteriza de costes para el desarrollo de los PDRM de cada cuenca marítima, cuestión que se aborda en el presente documento. Por último, el RTE-E exige que la REGRT de Electricidad presente por primera vez los resultados de la aplicación de estas orientaciones a más tardar el 24 de junio de 2025. Los acuerdos regionales, los PDRM y los resultados de la aplicación de las orientaciones sobre distribución de costes se actualizarán posteriormente cada dos años. En determinados ámbitos abordados en las presentes orientaciones sobre distribución de costes, la plena aplicación de sus principios puede requerir una evolución de los PDRM. Por lo tanto, la primera versión del ejercicio de aplicación de la distribución de costes que llevará a cabo la REGRT de Electricidad puede requerir determinadas simplificaciones.

I.b.   Por qué son necesarios marcos de inversión colaborativa

La necesidad de una distribución transfronteriza de costes para el desarrollo de los PDRM se deriva de varias particularidades específicas de los proyectos marinos que requieren especial atención.

En primer lugar, requieren un nivel significativo de participación de los Estados miembros para desplegar un proyecto en su espacio marítimo debido a su tamaño, a la presencia de otras actividades en el mar y a las posibles repercusiones transfronterizas. Los Estados miembros participan en el desarrollo de las energías renovables marinas mediante la elaboración de estudios preliminares de la superficie de los fondos marinos y del medio marino, evaluaciones medioambientales estratégicas, planes de ordenación del espacio marítimo que permiten seleccionar zonas adecuadas, subastas de energía renovable, arrendamientos de fondos marinos y el establecimiento de objetivos políticos para las energías renovables marinas. Dado que las acciones de un Estado miembro pueden afectar a sus vecinos, la cooperación intergubernamental resulta esencial. Esto requiere una estrecha colaboración regional entre los Estados miembros durante las diferentes etapas del despliegue de las energías renovables marinas, también en lo que respecta a la distribución de costes y beneficios.

En segundo lugar, los acuerdos regionales de los Estados miembros para lograr aproximadamente 317 GW de aquí a 2050 son ambiciosos, realistas y necesarios para descarbonizar el sector eléctrico europeo de aquí a 2040. Contienen desgloses por Estado miembro que muestran cómo alcanzar los objetivos combinados. No obstante, parte de estos desgloses nacionales de los objetivos regionales pueden resultar irrealizables si no se dan condiciones favorecedoras. Estas se establecen garantizando que el potencial de energía renovable marina respaldado por objetivos políticos pueda llegar efectivamente a la demanda de la región, a escala nacional (suministro de electricidad a la demanda tradicional, electrificada y nueva), transfronteriza (comercio de electricidad a través de interconectores híbridos y terrestres) y en conversión a otros vectores energéticos (conversión de electricidad en otro producto, como el hidrógeno y el amoniaco, para uso nacional o exportación).

Una coordinación adecuada de la planificación a escala regional y de la UE debe abordar algunos de estos ámbitos, en particular a través de futuras evoluciones de los PDRM. No obstante, algunas de las condiciones favorecedoras dependen en gran medida de las estrategias y políticas nacionales y locales, como las de los ámbitos industrial (por ejemplo, la descarbonización de las industrias de gran consumo de energía), digital (por ejemplo, los centros de datos) y energético (por ejemplo, los interconectores y el hidrógeno). Sin estas consideraciones basadas en la demanda, el despliegue de los objetivos regionales de energía marina podría resultar imposible: cuando la generación no puede llegar efectivamente a la demanda, los beneficios para un Estado miembro que esté dispuesto a acoger nuevos proyectos de energía renovable marina pueden acabar siendo inferiores a los costes del despliegue. Al mismo tiempo, la plena explotación de las fuentes autóctonas europeas de energía renovable marina es clave para la descarbonización de Europa y sus regiones. Esto requiere que los Estados miembros de cada región alcancen un entendimiento común sobre las implicaciones de desarrollar sus ambiciones marítimas regionales, así como sobre los riesgos y las consecuencias de no alcanzar parte de ellas y sobre los costes asociados y beneficios perdidos.

Una tercera particularidad relevante es la accesibilidad a la red eléctrica. Por lo general, la conexión de los parques eólicos marinos requerirá importantes inversiones en nuevas redes eléctricas ya que, a diferencia de lo que sucede en tierra, todavía no existen redes marítimas integradas. En este punto, los proyectos híbridos desempeñarán un papel esencial ya que permiten desplegar más capacidades renovables, aumentar la seguridad del suministro a nivel regional y mantener los precios bajo control. Además, un interconector híbrido puede aumentar la utilización de los activos de transporte de electricidad, y, por lo tanto, su valor, en comparación con un parque eólico conectado radialmente (es decir, conectado mediante una línea directa a la costa), ya que el parque eólico tiene acceso a un mercado adicional y el híbrido puede seguir «actuando» como interconector en momentos de poco viento.

Una red eléctrica bien planificada para las energías renovables marinas que haga un uso óptimo del espacio marítimo y terrestre, y que fomente la interconexión también reducirá el impacto ambiental y disminuirá los costes de inversión en redes para conectar la misma cantidad de capacidades renovables. Por lo tanto, los debates sobre la distribución de costes deben basarse en la planificación y en análisis de costes y beneficios que cuantifiquen adecuadamente el valor de los híbridos y su doble función como línea de conexión que permite la integración de nuevas energías renovables marinas y como interconector.

Dada la complejidad de los proyectos de energía marina, abordar estas tres particularidades de manera oportuna requiere una mayor cooperación a nivel regional, la creación de nuevos proyectos transfronterizos y un sistema justo de distribución de los costes de inversión que refleje la distribución de los beneficios. Por lo tanto, son necesarios marcos de inversión colaborativa que permitan a los Estados miembros alcanzar sus objetivos combinados, y garantizar el establecimiento de las condiciones favorecedoras necesarias.

I.c.   Ámbito de aplicación de las presentes orientaciones

Para que los enormes beneficios que aportan las energías renovables marinas sean una realidad es necesario abordar el reto que supone alcanzar un consenso sobre la distribución equitativa de los costes. En el caso de un proyecto transfronterizo, esto suele acordarse mediante negociaciones bilaterales. En efecto, el posible acuerdo de asignación de costes de los proyectos marinos debe seguir siendo específico para cada proyecto, cuando se disponga de información detallada. No obstante, el despliegue de más de 300 GW en las próximas dos décadas y media, a que aspiran los Estados miembros, exige complementar el enfoque ascendente específico de cada proyecto con evaluaciones de alto nivel por cuenca marítima para apoyar el inicio oportuno de los debates, identificar e implicar a las partes pertinentes y comprender las repercusiones en materia de costes de la ejecución de los planes regionales.

Son necesarios marcos de inversión colaborativa para proyectos marinos de importancia transfronteriza a fin de garantizar que no se comprometan las ambiciones regionales. Las presentes orientaciones tienen por objeto ayudar a los Estados miembros y a las autoridades reguladoras a entablar diálogos sobre los principios de colaboración desde el momento en que se definen las necesidades de la red, a fin de acelerar la realización de nuevos proyectos transfronterizos y fomentar la aplicación de los acuerdos políticos. La información regional temprana basada en principios comunes ayudará a que los Estados miembros se pongan de acuerdo para explorar e invertir en proyectos transfronterizos de energía marina, a saber, interconectores híbridos y proyectos conjuntos de energía renovable marina.

Las presentes orientaciones establecen un marco para los nuevos ejercicios de análisis de costes y beneficios por cuenca marítima (ACB-CM) y de distribución transfronteriza de costes por cuenca marítima (DTC-CM) que evalúan las implicaciones de desarrollar un PDRM. Se basan en los PDRM y los complementarán en el futuro, e irán evolucionando a lo largo del tiempo para reflejar la evolución futura en la planificación, en particular la integración de los vectores con los sistemas de hidrógeno, lo que mejorará el reconocimiento de los beneficios de los híbridos, las necesidades de refuerzo de la red terrestre y cualquier otro cambio futuro pertinente. Aunque estas orientaciones contienen los principios que podrían aplicarse en gran medida a la evolución de los PDRM, pueden actualizarse si se considera necesario de conformidad con el artículo 15, apartado 1, del Reglamento RTE-E. Además de respaldar los debates sobre la distribución de costes, a partir de 2026, el ACB-CM y la DTC-CM apoyarán a los Estados miembros en futuras revisiones de sus objetivos regionales en materia de energía renovable marina. También es importante subrayar que la DTC-CM no resulta vinculante a efectos de las decisiones relativas a la asignación transfronteriza de costes por proyecto específico (ATC-PE), que siguen siendo el principal instrumento para llevar a cabo negociaciones reales sobre la distribución de inversiones en proyectos de interés común (PIC) y proyectos de interés mutuo (PIM), así como en proyectos conjuntos de generación de energías renovables.

Las orientaciones también analizan las particularidades de los análisis de costes y beneficios por proyecto específico y los enfoques de distribución de costes. Ofrecen recomendaciones que completan las orientaciones de la Comisión sobre la distribución de costes y beneficios en proyectos transfronterizos en materia de energías renovables (5) y las Recomendaciones de la ACER sobre buenas prácticas para el tratamiento de solicitudes de inversión (incluidas las asignaciones transfronterizas de costes) para PIC (6). De conformidad con el artículo 16, apartado 11, del RTE-E, la ACER debe garantizar que los principios definidos en las presentes orientaciones de la Comisión se tienen en cuenta sistemáticamente en cualquier actualización futura de sus Recomendaciones. Por último, las orientaciones exploran posibles nuevas herramientas de inversión colaborativa para proyectos de energía marina de importancia transfronteriza, tanto para los activos de transporte como de generación de electricidad.

II.   EJERCICIOS DE COSTES Y BENEFICIOS POR CUENCA MARÍTIMA

La REGRT de Electricidad debe llevar a cabo evaluaciones de costes y beneficios y de distribución de costes para cada uno de los cinco corredores de la red marítima prioritarios de la RTE-E sobre la base de los PDRM ya elaborados, es decir, para los Estados miembros que se adhieran a ambiciones en materia de energía renovable marina. Por lo tanto, el ACB-CM y la DTC-CM deben incluir a los Estados miembros a los que afecte cada corredor de la red marítima prioritario en cuestión, a saber:

—	Corredor de las redes marítimas en los mares septentrionales (NSOG): BE, DE, DK, FR, IE, LU, NL y SE.

—	Redes marítimas del Plan de Interconexión del Mercado Báltico de la Energía (BEMIP): DE, DK, EE, FI, LV, LT, PL y SE.

—	Redes marítimas del sur y el oeste (SW): EL, ES, FR, IT, MT y PT.

—	Redes marítimas del sur y el este (SE): BG, CY, EL, HR, IT, RO y SI.

—	Redes marítimas atlánticas: ES, FR, IE y PT.

Por lo tanto, el ámbito geográfico de los ejercicios abarca los Estados miembros pertinentes de las respectivas cuencas marítimas. Siempre que exista interés, en circunstancias excepcionales y si está debidamente justificado, podrán incluirse en los ejercicios otros Estados miembros, también aquellos sin litoral, o terceros países, lo cual tendría que evaluarse caso por caso.

II.a.   Análisis de costes y beneficios por cuenca marítima como base para la distribución de costes

El análisis de costes y beneficios ayuda a los responsables de la toma de decisiones a comprender los resultados esperados de la ejecución de un plan o proyecto, y sirve para fundamentar los debates entre las partes implicadas. El ACB-CM se refiere a la determinación de los costes y beneficios relacionados con la ejecución de un PDRM, e informa a los Estados miembros de las repercusiones de sus ambiciones en materia de energía renovable marina.

i.   Modelos hipotéticos y análisis de sensibilidad

Cada ACB-CM debe llevarse a cabo utilizando los modelos hipotéticos conjuntos más recientes establecidos en el marco del plan decenal de desarrollo de la red de conformidad con el artículo 12 del RTE-E. El uso de varios modelos hipotéticos contribuye a tener en cuenta diferentes futuros posibles, como una posible mayor demanda impulsada por diferentes expectativas, por ejemplo, en materia de electromovilidad o centros de datos, o de disponibilidad de flexibilidad. Todos los modelos hipotéticos del plan decenal de desarrollo de la red deben tener en cuenta los objetivos regionales en materia de energías renovables marinas de los Estados miembros, mientras que los distintos modelos hipotéticos podrían considerar diferentes valores dentro de los rangos indicados en los acuerdos.

Las incertidumbres deben abordarse principalmente utilizando los distintos modelos hipotéticos conjuntos del plan decenal de desarrollo de la red, no mediante análisis de sensibilidad. La mayor solidez a nivel del plan, de gran alcance geográfico y temporal, se materializará principalmente a través de la introducción de varios modelos hipotéticos. La sensibilidad a variables individuales puede resultar pertinente a nivel de proyecto.

ii.   Hipótesis contrafactual

La hipótesis contrafactual es la alternativa con la que se comparan los beneficios y costes de la ejecución del PDRM, es decir, qué otro acontecimiento realista, distinto del presentado en el plan, podría suceder. Esto sirve para determinar el valor añadido que aporta la ejecución del PDRM y las posibilidades de cooperación que señala. Para cada ACB-CM, las hipótesis contrafactuales deben considerar en qué medida pueden desplegarse la totalidad de los objetivos regionales en materia de energía renovable marina sin cooperación. Por ejemplo, es probable que algunos parques eólicos conectados radialmente resulten demasiado caros para emplazamientos situados más allá de una determinada distancia, lo que requeriría híbridos para hacerlos comercialmente interesantes. En estos casos, la alternativa realista a un determinado proyecto híbrido puede no ser un proyecto radial, sino ningún proyecto en absoluto. Del mismo modo, el interés de un Estado miembro de acogida por subastar la generación adicional de energía marina puede disminuir si no se establecen nuevos interconectores terrestres que garanticen que la electricidad adicional pueda llegar a grandes centros de demanda. La hipótesis contrafactual debería presuponer entonces una disminución parcial de las capacidades de generación de energía marina previstas.

No obstante, la determinación de este acontecimiento alternativo realista (hipótesis contrafactual) no es sencilla. Al establecer sus objetivos regionales en materia de energía marina, los Estados miembros prestan especial atención a limitaciones como el potencial eólico marino disponible, el espacio marítimo disponible, la presencia de zonas medioambientalmente protegidas, el apoyo público, etc. A continuación, los PDRM plantean la infraestructura transfronteriza (y radial) de transporte de electricidad necesaria para materializar sus ambiciones. La hipótesis contrafactual debe tener en cuenta que, en ausencia de la cooperación prevista en el PDRM, estas limitaciones restringirán aún más la capacidad marina que puede desplegarse. En particular, las restricciones de la demanda, tanto nacionales como transfronterizas, son fundamentales para cuantificar qué parte de la hipótesis factual no es realista sin nuevos proyectos transfronterizos. A partir de un determinado nivel de despliegue de generación de energía marina, sin cooperación, el valor marginal de los nuevos parques eólicos marinos puede verse limitado a la luz de las expectativas de demanda interna del Estado miembro en el que se despliegue, así como de las oportunidades comerciales disponibles que utilizan las infraestructuras energéticas transfronterizas ya existentes.

Dado que los Estados miembros son los responsables de definir la ambición, el emplazamiento y la subasta de las energías renovables marinas, estos también desempeñarán un papel clave en la evaluación de las consecuencias en lo que respecta a la consecución de las ambiciones marítimas regionales en ausencia de nuevas infraestructuras transfronterizas definidas en el PDRM optimizado. Por lo tanto, en el caso de la hipótesis contrafactual, los Estados miembros también deben aportar información sobre sus expectativas de objetivos realizables en materia de energía marina en condiciones de exportación limitadas, al tiempo que siguen siendo ambiciosos y se esfuerzan por adoptar un enfoque coherente en cada región. La hipótesis contrafactual debe presuponer proyectos conectados radialmente hasta el nivel de generación que se considere realista y adoptar una hipótesis de ausencia de proyectos por encima de dicho umbral.

La realización de este ejercicio debería ser de gran valor para los Estados miembros, ya que permite no solo garantizar que el ACB-CM se evalúa con una hipótesis contrafactual adecuada, sino también comprender la dependencia de sus ambiciones en materia de energía renovable marina de una fructífera cooperación política regional. Además, como ocurre con los objetivos regionales de energía marina, la determinación de la parte irrealizable de dichos objetivos puede tener repercusiones transfronterizas y, por tanto, debe efectuarse idealmente a escala regional sobre la base de evaluaciones nacionales y principios acordados en común. Los grupos de alto nivel (7) o los grupos regionales de la RTE-E pueden actuar como foros de apoyo a este proceso. Habida cuenta de las limitaciones de tiempo, la primera edición del ACB-CM requerirá simplificar la hipótesis contrafactual.

iii.   Red de referencia

La red de referencia es la red de base que se espera que esté en funcionamiento en el horizonte temporal concreto evaluado en el ACB-CM. Los costes y beneficios se modelizan para la hipótesis factual (el PDRM) y contrafactual, considerando dicha red de referencia como la red a la que se suman o restan la hipótesis factual o contrafactual. La red de referencia utilizada en todos los ACB-CM debe corresponder, para cada horizonte temporal respectivo, al modelo a escala de la UE utilizado en los análisis de costes y beneficios por proyecto específico del plan decenal de desarrollo de la red, garantizando la coherencia con las evaluaciones de todo el sistema de dicho plan, así como la consideración de otros proyectos y necesidades de las cuencas marítimas.

iv.   Configuración de las zonas de oferta

La configuración de las zonas de oferta puede afectar a la distribución de los beneficios entre los Estados miembros. Para el caso de las necesidades de interconectores híbridos indicadas en los PDRM, debe utilizarse una configuración de zonas de oferta marinas en el ACB-CM para la generación conectada, ya que refleja mejor las condiciones de la red en los procesos de cálculo y asignación de capacidad (8).

v.   Refuerzos de la red terrestre

La ejecución de los PDRM requerirá importantes refuerzos de la red terrestre, con sus costes correspondientes, así como beneficios como la reducción de las restricciones. El ACB-CM debe incluir evaluaciones del refuerzo de la red terrestre en aquellos Estados miembros afectados por cuenca marítima. La determinación de los refuerzos necesarios para la ejecución de los PDRM plantea un reto de modelización, ya que el refuerzo de la red terrestre indicado en el PDRM también podría ser necesario para otra necesidad del sistema terrestre. No obstante, excluir los costes y beneficios de las necesidades de refuerzo de la red terrestre ofrecería una visión limitada a los Estados miembros sobre las consecuencias de desarrollar PDRM y puede ser un factor determinante a la hora de confirmar el interés en su despliegue, ya que está relacionado con la certeza de que la electricidad procedente de energías renovables marinas llegará realmente a la demanda. En caso de solapamiento de las necesidades de refuerzo de la red terrestre entre las necesidades derivadas de la integración de las energías renovables marinas y las derivadas de otras necesidades de la red terrestre, solo debe tenerse en cuenta la parte de las necesidades de refuerzo de la red terrestre que pueda considerarse claramente necesaria únicamente debido a las necesidades derivadas de las energías renovables marinas. También debe considerarse que un despliegue más limitado de energías renovables marinas debido a una menor cooperación daría lugar a una necesidad aún mayor de energías renovables terrestres, lo que, a su vez, podría aumentar las necesidades de refuerzo de la red terrestre.

La REGRT de Electricidad debe facilitar información transparente sobre las hipótesis formuladas para distinguir las necesidades de refuerzo relacionadas con las capacidades de generación de energía marina. En caso necesario, la REGRT de Electricidad debe solicitar orientación a los grupos de alto nivel o a los grupos regionales de la RTE-E.

vi.   Modelización de costes y beneficios

Las repercusiones evaluadas en el marco del ACB-CM deben incluir, como mínimo, los siguientes beneficios del plan decenal de desarrollo de la red: bienestar socioeconómico, variación de CO2, emisiones distintas del CO2 (incluidos los contaminantes atmosféricos), adecuación del sistema e integración de energías renovables. En la medida de lo posible, también deben evaluarse las repercusiones en la biodiversidad y otras externalidades medioambientales pertinentes (por ejemplo, otras formas de contaminación). Con respecto a esto último, el despliegue de energías renovables marinas es un beneficio evidente derivado del desarrollo de infraestructuras marinas de transporte de electricidad híbridas y radiales. Las líneas de transporte de electricidad híbridas también aportan beneficios a la hora de integrar las energías renovables terrestres, dado su papel como interconectores. Además, al evaluar la hipótesis contrafactual como se ha descrito anteriormente, se cuantifican los beneficios de la generación de energía marina, que de otro modo no se materializarían.

Los costes deben basarse, cuando sea posible, principalmente en los gastos de capital (CAPEX). Solo deben incluirse los costes de transporte de electricidad, es decir, no los de generación, cuyos costes son de carácter comercial y solo se descubren a través de licitaciones específicas de cada proyecto, mientras que los beneficios pertinentes se consideran como se ha descrito anteriormente. La REGRT de Electricidad no debe estimar la evolución actual y futura de los costes de inversión en parques eólicos marinos. Todos los activos de transporte de electricidad señalados en el PDRM deben evaluarse en el ACB-CM. Los gastos de explotación (OPEX) pueden representar una parte significativa de los costes totales de ejecución de los PDRM, si bien a menudo están relacionados con diseños específicos de cada proyecto, como las pérdidas de red o el mantenimiento, y pueden ser difíciles de evaluar adecuadamente a nivel de cuenca marítima. Las necesidades de reserva de balance también pueden verse afectadas por el despliegue de energías renovables marinas, si bien es posible que los ACB-CM no sean adecuados para dichas evaluaciones. A este respecto, los gestores de las redes de transporte (GRT) podrían estudiar la posibilidad de solicitar a los centros de coordinación regionales que lleven a cabo evaluaciones específicas que tengan en cuenta la generación de energía marina en sus tareas sobre dimensionamiento y contratación regionales. La REGRT de Electricidad debe estudiar qué OPEX podrían integrarse sólidamente en los ACB-CM. Al cooperar en un proyecto transfronterizo concreto, puede que los Estados miembros quieran incluir en el análisis de costes y beneficios por proyecto específico los costes OPEX que resulten pertinentes además de los considerados por la REGRT de Electricidad a nivel de la cuenca marítima.

vii.   Granularidad temporal y geográfica

Los niveles de riesgo asociados a la ejecución de los PDRM aumentan con el tiempo, por ejemplo, los resultados de la planificación pueden cambiar a medida que se produzcan otros desarrollos en el país, o pueden detectarse proyectos alternativos. Por lo tanto, estas complejidades temporales requieren una distinción temporal. El ACB-CM debe realizarse para 2040 y 2050. Teniendo en cuenta el tiempo necesario para desarrollar un proyecto de energía marina, y el momento en que se publicarán los primeros ACB-CM, no deben realizarse evaluaciones para 2030, ya que no aportarían ninguna información útil a los Estados miembros.

Los resultados de los ACB-CM deben determinarse individualmente por Estado miembro, así como de forma agregada para cada cuenca marítima. Esto proporciona las herramientas para que los Estados miembros de una región identifiquen a los beneficiarios netos de la ejecución de los PDRM y, a su vez, para iniciar la conceptualización de proyectos que impliquen a Estados miembros distintos de los que acogen físicamente los proyectos. También les permite debatir conjuntamente todas las repercusiones de alto nivel de la ejecución de un PDRM. Más adelante, en los debates por proyecto específico, puede determinarse que algunos de los Estados miembros considerados inicialmente como beneficiarios sobre la base de los resultados del ACB-CM no se benefician realmente de un proyecto concreto (y que probablemente se benefician de otros proyectos de PDRM). Al mismo tiempo, pueden identificarse e incluirse en una fase temprana a los Estados miembros que sí obtienen beneficios, lo que minimiza el riesgo de fracaso debido a una implicación tardía en un proceso de asignación de costes por proyecto específico.

viii.   Resultados del ACB-CM

Los GRT y las autoridades reguladoras nacionales pertinentes, la ACER y la Comisión deben participar adecuadamente en los ejercicios de ACB-CM de la REGRT de Electricidad. La REGRT de Electricidad debe presentar sus resultados a los corredores de la red marítima prioritarios de la RTE-E, en los respectivos grupos regionales o, en su caso, en los grupos de alto nivel. Los resultados deben presentarse en euros para una mejor estimación del modelo hipotético del plan decenal de desarrollo de la red, mostrando rangos de incertidumbre que reflejen los demás modelos hipotéticos conjuntos de dicho plan. El ACB-CM debe indicar los Estados miembros que hayan sufrido un impacto positivo y negativo neto. También debe incluir un resumen de todas las necesidades de infraestructuras para desarrollar un PDRM y, en la medida de lo posible, su repercusión en los resultados del ACB-CM.

Para facilitar aún más los debates regionales, las autoridades reguladoras nacionales de la región deben evaluar el ejercicio de ACB-CM realizado por la REGRT de Electricidad y, cuando proceda, prestar apoyo a sus resultados. Esto puede contribuir a crear un apoyo normativo y un compromiso iniciales, reduciendo la fricción y los tiempos en etapas específicas de cada proyecto. Además, la ACER debe considerar la posibilidad de emitir un dictamen sobre todos los ACB-CM.

Cuando un ACB-CM arroje resultados positivos en relación con determinadas necesidades de infraestructuras transfronterizas, estas deben estudiarse más a fondo. Como tal, cabe esperar que se incluyan evaluaciones por proyecto específico en los planes regionales de inversión (es decir, estudios de proyectos) o en el plan decenal de desarrollo de la red.

II.b.   Distribución transfronteriza de costes no vinculante por cuenca marítima

La DTC-CM debe proporcionar información sobre las consideraciones relativas a la distribución de los costes, sobre la base de los costes y beneficios de la ejecución de PDRM. El resultado de este ejercicio es informativo e indicativo, sin que dé lugar a una asignación real de costes.

i.   Costes que deben incluirse en la DTC-CM

La inclusión en el ACB-CM de todas las necesidades de la red requeridas para materializar las ambiciones marítimas regionales permite a los Estados miembros (y a los GRT y a la cadena de suministro) extraer la información necesaria sobre las necesidades de cooperación, la cantidad de equipos, y las indicaciones sobre los beneficios de desarrollar proyectos de transporte de electricidad transfronterizos para hacer posible un potencial de energía marina de otro modo irrealizable, así como otra información pertinente para posibles revisiones de los objetivos regionales en materia de energía marina.

En lo que respecta a la distribución de los costes, solo un subconjunto de las necesidades de infraestructuras incluidas en un PDRM y en un ACB-CM debe estar sujeto al ejercicio de DTC-CM: aquellos con una clara relevancia transfronteriza. En el caso de las necesidades de infraestructuras híbridas, esto incluye el sistema de transporte de electricidad de la red marítima desde los centros de generación marítimos hasta dos o más Estados miembros. Algunas necesidades de infraestructura de conexión radial también pueden ser pertinentes para la distribución de costes. Este sería el caso, en concreto, cuando forman parte de una necesidad de infraestructura definida por un PDRM como destinada a convertirse en híbrida en una fase posterior. Algunos refuerzos de la red terrestre también serán pertinentes para desarrollar PDRM y tienen una clara relevancia transfronteriza. Para garantizar la equidad en los debates sobre distribución de costes relacionados con la integración de las energías renovables marinas, estos también deben, en principio, incluirse en el ejercicio de DTC-CM, en la medida en que pueda establecerse una metodología adecuada como la descrita anteriormente.

Al mantener en el ámbito de la DTC-CM solo aquellas necesidades de infraestructura que resultan claramente pertinentes para la integración de las energías renovables marinas y que tienen importancia transfronteriza, los Estados miembros de una región pueden determinar cuáles de ellas tienen más probabilidades de resultar pertinentes para el diseño y las posteriores negociaciones de asignación de costes de proyectos transfronterizos concretos en un horizonte temporal determinado (2040 o 2050). Esto ayudará a definir con antelación la designación de los posibles grupos de proyectos que deben agruparse y la participación en tiempo oportuno de las autoridades reguladoras nacionales y los GRT.

ii.   Umbral de importancia para los beneficiarios positivos netos

Las negociaciones sobre proyectos concretos repercuten directamente en la asignación de costes, por lo que la designación de los beneficiarios positivos netos de una asignación transfronteriza de costes por proyecto específico requiere la utilización de umbrales de importancia a fin de que siga siendo pragmática. Esto garantiza que las contribuciones modelizadas de los Estados miembros distintos del de acogida que sean de pequeña magnitud no aumenten significativamente los costes administrativos y de negociación de un proyecto individual, es decir, no aumenten en exceso el número de partes implicadas.

A nivel del plan, que es conceptual y no tiene implicaciones vinculantes en materia de costes, estos argumentos no son de aplicación, en cambio puede haber costes de oportunidad derivados de no identificar e implicar con suficiente antelación a las partes beneficiarias con impactos positivos netos relativamente menores. Además, a nivel del plan, cualquier pequeño umbral podría dar lugar a importantes lagunas en cuanto al importe total de los costes cubiertos, ya que las necesidades de infraestructura de un único Estado miembro a lo largo de toda una década podrían abarcar un gran número de proyectos y costes de inversión. Por lo tanto, en el caso de la DTC-CM, no debe utilizarse ningún umbral mínimo de importancia de los impactos positivos netos.

iii.   Resultados de la DTC-CM

Los GRT y las autoridades reguladoras nacionales pertinentes, la ACER y la Comisión deben participar adecuadamente en los ejercicios de DTC-CM de la REGRT de Electricidad, cuyos resultados la REGRT de Electricidad debe presentar a los corredores de la red marítima prioritarios de la RTE-E. La REGRT de Electricidad debe notificar la aplicación de la distribución de costes correspondiente a cada Estado miembro por cuenca marítima, desglosada por década (2040 y 2050) en euros, sobre la base de una distribución proporcional al nivel de beneficios. La DTC-CM también debe incluir un resumen de todas las necesidades de infraestructuras pertinentes para la distribución regional de costes y, en la medida de lo posible, su repercusión en los resultados de la DTC-CM.

III.   RECOMENDACIONES PARA LAS EVALUACIONES POR PROYECTO ESPECÍFICO

III.a.   Análisis de costes y beneficios por proyecto específico

i.   Proceso de preparación de un análisis de costes y beneficios por proyecto específico (ACB-PE)

Al iniciar los debates y negociaciones sobre la asignación de costes de proyectos transfronterizos de transporte de energía marina concretos, las autoridades reguladoras nacionales se basan en ACB-PE. Este también puede ser el caso cuando los Estados miembros debaten proyectos conjuntos transfronterizos de energía renovable marina, posiblemente para negociar transferencias estadísticas o la creación de un sistema de apoyo conjunto que cubra un déficit de inversión. En ambos casos, las autoridades reguladoras nacionales o los Estados miembros podrán decidir delegar los cálculos de modelización en los GRT.

Es posible limitar los riesgos de fracaso en las negociaciones de proyectos transfronterizos si las partes pertinentes acuerdan el proceso por adelantado. Por ejemplo, un enfoque coordinado para los activos de transporte de electricidad transfronterizos puede consistir en:

1.	el establecimiento de un memorando de entendimiento, o similar, entre los Estados miembros pertinentes;

2.	el establecimiento de un memorando de entendimiento, o similar, entre los GRT pertinentes;

3.	un acuerdo entre las autoridades reguladoras nacionales pertinentes sobre las hipótesis que deben tener en cuenta los GRT;

4.	el desarrollo conjunto de un ACB-PE por parte de los GRT;

5.	la validación conjunta por parte de las autoridades reguladoras nacionales de los resultados o la solicitud conjunta de cambios a los GRT.

El acuerdo conjunto sobre los modelos hipotéticos que deben utilizarse en un ACB-PE (por ejemplo, cuántos modelos hipotéticos y cuáles se van a considerar) y la modelización conjunta pueden reducir en gran medida los desacuerdos posteriores derivados del uso de enfoques y resultados de modelización distintos. Cabe señalar que los Estados miembros también pueden participar en el proceso relativo a los activos de transporte, con arreglo a las prácticas nacionales, por ejemplo, en la validación de las hipótesis o los resultados (por ejemplo, cuando algunos Estados miembros aprueban planes nacionales de inversión para los GRT de sus territorios). El procedimiento coordinado propuesto de ACB-PE debe servir como marco orientativo, si bien debe preverse la flexibilidad necesaria. Por ejemplo, un grupo de Estados miembros puede considerar que celebrar memorandos de entendimiento podría prolongar en lugar de acortar el tiempo de negociación necesario y, por tanto, considerarlos innecesarios, o puede decidir que algunas fases se desarrollen en paralelo.

En el caso de los proyectos transfronterizos de generación de energía marina, los Estados miembros pertinentes podrán llevar a cabo conjuntamente el ACB-PE. Deben decidir, en primer lugar, el enfoque que debe seguirse para el desarrollo de los cálculos conjuntos de modelización (por ejemplo, directamente por ellos mismos, delegando en sus respectivas agencias de la energía o en los GRT pertinentes, o licitando servicios de consultoría). A continuación, deben decidir conjuntamente las hipótesis que deben utilizarse (por ejemplo, los modelos hipotéticos y la posible inclusión de refuerzos de la red terrestre en la evaluación) y desarrollar conjuntamente el ACB-PE según lo acordado previamente.

En el caso de proyectos transfronterizos complejos de energía marina que puedan integrar tanto un proyecto de interconector híbrido como un proyecto conjunto de energías renovables marinas, los Estados miembros y las autoridades reguladoras nacionales pertinentes deben garantizar la coherencia de los respectivos ACB-PE en lo que concierne a los dos proyectos. Deben garantizar, por un parte, que las hipótesis de ambos proyectos sean coherentes y evitar la doble contabilización de costes y beneficios. Al mismo tiempo, deben minimizar los riesgos de retrasos, en concreto cuando los respectivos proyectos tengan distintos plazos para las decisiones de inversión. Por ejemplo, puede ser necesario decidir con anterioridad sobre la asignación final de los costes del activo de transporte si su puesta en servicio requiere mucho más tiempo que la puesta en marcha del parque eólico. También pueden optar por integrar las dos evaluaciones de proyectos en una única evaluación holística. No obstante, este enfoque siempre debe permitir distinguir entre, por una parte, los resultados específicos de la infraestructura a fin de que las autoridades reguladoras nacionales lo tengan en cuenta en sus decisiones de asignación transfronteriza de costes y, por otra, la información específica relativa a la generación pertinente para los acuerdos de distribución de costes y beneficios de los Estados miembros para la distribución de estadísticas sobre energías renovables y los costes de apoyo.

Las islas energéticas son otro tipo de proyecto complejo que requiere una inversión importante y cuyo diseño de proyecto, estructuras de propiedad y mecanismos de financiación pueden ser diversos. Por lo tanto, el proceso y los análisis de una isla energética deben estudiarse caso por caso, teniendo en cuenta sus características.

ii.   Modelos hipotéticos y análisis de sensibilidad de los ACB-PE

De conformidad con el artículo 16, apartado 4, del Reglamento RTE-E, los modelos hipotéticos que deben utilizarse en los análisis de proyectos deben tener en cuenta, al menos, los modelos hipotéticos conjuntos del plan decenal de desarrollo de la red. La introducción de más modelos hipotéticos podría aportar mayor solidez al tener en cuenta distintos futuros posibles, si bien también presenta el riesgo de solapamiento con los modelos hipotéticos del plan decenal de desarrollo de la red, lo que alargaría los plazos de modelización y, posiblemente, aumentaría los costes de negociación. El RTE-E establece un marco para el desarrollo de los modelos hipotéticos conjuntos del plan decenal de desarrollo de la red que garantiza un alto nivel de participación y control de las partes interesadas. Por lo tanto, las partes nacionales deben participar activamente para que la calidad y la confianza en las hipótesis sean elevadas, minimizando la necesidad de modelos hipotéticos adicionales que consumen mucho tiempo (y que, en ocasiones, son contraproducentes).

En lugar de modelos hipotéticos adicionales, los análisis de sensibilidad sobre los modelos hipotéticos del plan decenal de desarrollo de la red pueden ser herramientas eficaces para reforzar la solidez de las evaluaciones de los proyectos. Se trata de evaluar cómo cambia el valor del proyecto al alterar una hipótesis clave a fin de identificar qué hipótesis tienen la mayor repercusión en los resultados del ACB-PE. En caso de que se consideren necesarios modelos hipotéticos adicionales a los del plan decenal de desarrollo de la red, por ejemplo, para incorporar nueva información local disponible tras la elaboración de los modelos hipotéticos del plan decenal de desarrollo de la red, el RTE-E exige que sean coherentes con el objetivo de neutralidad climática para 2050 de la Unión y con los objetivos intermedios en materia de energía y clima, se sometan al mismo nivel de consulta y escrutinio que los modelos hipotéticos del plan decenal de desarrollo de la red y sean evaluados por la ACER.

iii.   Hipótesis contrafactual de los ACB-PE

Al elaborar la hipótesis contrafactual de un proyecto marino, los Estados miembros o las autoridades reguladoras nacionales, según proceda, deben evaluar y acordar las consecuencias más probables de un fracaso de la negociación para la asignación de los costes del proyecto. La hipótesis contrafactual acordada siempre debe representar la alternativa de proyecto más realista. Por ejemplo, al evaluar un proyecto de transporte híbrido, dos autoridades reguladoras nacionales pueden normalmente considerar que la alternativa más probable al desarrollo del híbrido puede ser una línea radial que conecte con la costa más cercana. Cuando se observan diferencias de precios de la electricidad relativamente frecuentes e importantes entre las zonas de oferta de los países, considerar un interconector punto a punto tradicional puede seguir siendo una alternativa plausible.

Del mismo modo, en el caso de un proyecto conjunto de generación de energía renovable marina conectado a través de un híbrido, pueden resultar adecuadas distintas hipótesis contrafactuales. En el caso de los proyectos de generación de muy gran envergadura (por ejemplo, los asociados a una isla energética) o de proyectos que solo sean realizables si se instala una nueva capacidad de interconexión (véase también la «hipótesis contrafactual» de los ACB-CM), algunas alternativas razonables pueden ser el estudio de un parque eólico marino más pequeño conectado radialmente, o incluso ningún parque eólico marino si conectarlo radialmente resulta demasiado caro.

iv.   Configuración de las zonas de oferta

La configuración de las zonas de oferta de un proyecto concreto puede repercutir en la distribución de beneficios entre Estados miembros, así como entre promotores de proyectos de transporte de electricidad y parques eólicos. Por lo tanto, los Estados miembros deben esforzarse por definir lo antes posible la configuración de la zona de oferta de un proyecto, para tenerla debidamente en cuenta en los ACB-PE de los proyectos de transporte y generación de electricidad, y para aportar visibilidad antes de las subastas. En el caso de los proyectos consistentes en parques eólicos marinos conectados a través de un interconector híbrido, los Estados miembros deben considerar las zonas de oferta marinas como una configuración más sólida para integrar plenamente la generación en el mercado europeo de la electricidad.

III.b.   Asignación transfronteriza de costes por proyecto específico

Como complemento a la Recomendación de la ACER sobre el tratamiento de las solicitudes de inversión para PIC, deben tenerse en cuenta determinadas particularidades de los proyectos de transporte de energía marina. En concreto, los híbridos presentan una serie de complejidades que pueden afectar a las negociaciones sobre la asignación de los costes de inversión. Los interconectores punto a punto tradicionales sirven para arbitrar los precios a través de las fronteras, optimizando el sistema energético global. Los híbridos, además, tienen el potencial de integrar capacidades de energías renovables marinas muy importantes, así como de modificar radicalmente las combinaciones energéticas de una región. Hay más probabilidades que en el pasado de que los beneficios de los proyectos de interconexión eléctrica sean percibidos no solo por los Estados miembros de acogida, sino que se extiendan a las zonas vecinas.

Para que los proyectos sigan siendo interesantes, deben tener un impacto global positivo neto sobre el bienestar socioeconómico, y ningún Estado miembro debe experimentar un impacto negativo neto. Un ACB-PE que muestre un impacto negativo en el país que acoge un proyecto marino constituye un obstáculo potencial a su desarrollo. Una asignación transfronteriza de costes por proyecto específico (ATC-PE) es un instrumento con un proceso estructurado establecido por el RTE-E que ayuda a las autoridades reguladoras nacionales y a los Estados miembros a alcanzar acuerdos sobre la distribución de los costes de inversión. El uso de ATC-PE es obligatorio para los PIC y los PIM en los que se solicitan subvenciones para obras en el marco del Mecanismo «Conectar Europa» (MCE), mientras que en otros casos pueden utilizarse enfoques similares (que no sigan estrictamente los requisitos del RTE-E). Incluso cuando no es obligatorio, habida cuenta de las importantes cantidades de inversión y la relativa complejidad de un proyecto híbrido, es probable que prácticas como aplicar claves de reparto sencillas no proporcionales a los beneficios y no utilizar ATC-PE no resulten eficaces. Las ATC-PE no son (únicamente) un requisito para una posible solicitud por parte un PIC o PIM de financiación del MCE para obras, sino una importante herramienta de negociación con un procedimiento claro y unos plazos concretos que puede facilitar y acelerar las negociaciones. Por lo tanto, debe considerarse una de las ventajas de contar con el estatus de PIC o PIM que contribuye a la entrega oportuna de las infraestructuras transfronterizas.

i.   Umbral de importancia para los beneficiarios positivos netos

Dado que una ATC-PE da lugar a una decisión vinculante sobre cómo distribuir los costes, la determinación de los Estados miembros que reciben un significativo impacto positivo neto de la ejecución de un proyecto debe seguir siendo pragmática, sin dejar de cubrir las inversiones fundamentales. Habida cuenta de que es más probable que los beneficios se propaguen a escala regional, puede exigirse un umbral de importancia más bajo para identificar a los beneficiarios positivos netos de los híbridos que el requerido para los interconectores tradicionales. En este contexto, debe considerarse un umbral inferior al 10 %.

ii.   Contribuciones de los Estados miembros distintos del de acogida

La contribución de un Estado miembro distinto del de acogida y que sea un beneficiario positivo neto puede ser necesaria para la financiabilidad de un proyecto cuando se considere que el Estado miembro de acogida sufre un impacto negativo neto. En principio, dicho Estado miembro beneficiario debe contribuir financieramente a garantizar el éxito del proyecto y a materializar los beneficios en su territorio. En la práctica, puede resultar complicado. Por ejemplo, el país distinto del de acogida puede incorporarse demasiado tarde al proceso, y plantear nuevas preguntas sobre los modelos ejecutados y sus resultados, puede considerar que los beneficios estimados son demasiado inciertos o puede considerar un reto práctico realizar una contribución financiera transfronteriza. En cualquier caso, si un país distinto del de acogida participa en un proyecto únicamente en el momento en que se solicita una contribución, es posible que tanto su percepción de que forma parte del proyecto como su voluntad de contribuir a este se vean limitadas. La DTC-CM debe contribuir a mitigar el riesgo de que la participación no se produzca en tiempo oportuno.

Además, en las negociaciones sobre la asignación de la inversión para proyectos transfronterizos, las autoridades reguladoras nacionales pertinentes deben alcanzar acuerdos sobre una ATC-PE y una solicitud de inversión. Si estas fracasan, o a petición de dichas autoridades, la ACER debe adoptar una decisión que garantice una resolución oportuna del proceso. Si bien existen casos en que las ATC-PE asignan contribuciones a un tercero, estos son escasos y, por lo general, se refieren a las infraestructuras de gas (9).

Las contribuciones de los Estados miembros distintos del de acogida son posibles y, en los casos en que existen beneficiarios positivos netos y se considere que uno o varios de los Estados miembros que albergan el proyecto sufren un impacto negativo neto, cabe esperar que sean necesarias para futuros proyectos marinos. Al mismo tiempo, debe quedar claro que la ATC-PE es solo una herramienta. Para garantizar el éxito de las negociaciones y minimizar las fricciones, especialmente cuando los beneficios se extienden más allá de las fronteras nacionales de los Estados miembros de acogida, las ATC-PE se beneficiarían del establecimiento de enfoques coordinados en los que los principios se acuerden antes de entablar negociaciones concretas. La DTC-CM y la experiencia previa en materia de ATC-PE pueden servir para derivar estos principios a nivel regional. Además, deben estudiarse incentivos colaborativos adicionales para aumentar la disposición de los Estados miembros distintos del de acogida a participar en la inversión de un proyecto.

III.c.   Otros instrumentos más allá de la ATC-PE

La consideración de disposiciones e instrumentos adicionales a la ATC-PE debe tener muy en cuenta la dificultad práctica de trasladar los costes de infraestructura a las entidades reguladas de los países distintos del de acogida. Al mismo tiempo, existen diferentes prácticas de cooperación y ambiciones marítimas en las distintas regiones europeas. Por lo tanto, las diferencias regionales pueden dar lugar a acuerdos distintos sobre las disposiciones complementarias de distribución de costes que se utilicen. Los grupos de alto nivel podrían ser plataformas útiles para debatir si podrían considerarse otras herramientas, y de qué tipo, para los proyectos de sus respectivas regiones.

Podrían estudiarse más a fondo dos tipos de herramientas complementarias: herramientas para facilitar el pleno uso de la ATC-PE y herramientas para cubrir un déficit de financiación persistente.

i.   Herramientas para facilitar el pleno uso de la herramienta de ATC-PE en los proyectos de transporte de electricidad

Claves de reparto de las rentas de congestión

Se realiza una ATC-PE en el momento de acordar la decisión final de inversión de un proyecto transfronterizo. Durante el funcionamiento del activo correspondiente, las rentas de congestión se generan y distribuyen con arreglo a metodologías y claves de reparto acordadas. La distribución de las rentas de congestión reflejará normalmente una clave de reparto estándar 50-50 u otras reglas de reparto que reflejen los niveles de propiedad o de inversión. El uso de estas claves de reparto específicas como herramientas de negociación más allá de los niveles de propiedad o inversión puede, por lo general, no resultar muy eficaz para futuros proyectos marinos híbridos, ya que la incertidumbre sobre la generación de rentas de congestión puede aumentar, por ejemplo, debido a los efectos de canibalización entre proyectos de transporte paralelos. No obstante, puede que las autoridades reguladoras nacionales pertinentes quieran acordar reglas de distribución específicas distintas que reflejen las necesidades del proyecto (por ejemplo, los costes OPEX previstos), siempre que estén en consonancia con la normativa y las metodologías de la UE.

Agrupación de proyectos

La agrupación de una serie de proyectos que se complementen entre sí y tengan niveles de riesgo similares (por ejemplo, cuando van a ponerse en servicio en paralelo o próximos en el tiempo) puede reducir sustancialmente los costes de transacción de una negociación. Esta agrupación puede garantizar que los proyectos interconectados se evalúen conjuntamente, por ejemplo, en el caso de varios híbridos de la misma región, o de refuerzos de los interconectores híbridos y terrestres necesarios para que la electricidad marina generada llegue a un determinado centro de demanda. Esto puede contribuir a reducir las incertidumbres mediante la realización conjunta de la modelización de proyectos que incidan unos en otros y la celebración de acuerdos que contemplen una visión más amplia, lo que reduce potencialmente la necesidad de cualquier transacción financiera transfronteriza (por ejemplo, de una ATC-PE) al compensar los costes y beneficios entre proyectos y permitir contribuciones «en especie» por medio de inversiones paralelas que beneficien a todas las partes implicadas. Dada la necesidad de desarrollar en paralelo importantes proyectos de infraestructura para el cumplimiento oportuno de las ambiciones marítimas de los Estados miembros, la agrupación de proyectos podría convertirse en una herramienta facilitadora. La DTC-CM puede ayudar a identificar opciones de agrupación sensatas.

Condiciones ex post

Una ATC-PE puede contener condiciones previamente acordadas conforme a las que podría llevarse a cabo una determinada corrección (por ejemplo, un cambio en la clave de reparto de las rentas de congestión) o transacción financiera, es decir, si las condiciones cambian sustancialmente respecto a las evaluadas en la fase de asignación de costes. No obstante, en la práctica puede resultar difícil aplicar estas condiciones sin generar nuevos riesgos para el proyecto, por lo que, si se utiliza esta opción, deben establecerse principios claros por adelantado.

Disposiciones innovadoras en materia de planificación y propiedad

Los Estados miembros y los operadores de las distintas regiones podrán explorar enfoques innovadores de propiedad, como la propiedad conjunta a través de la creación de entidades regionales de transporte marítimo encargadas de las actividades de planificación de las cuencas marítimas y del desarrollo de los proyectos transfronterizos de redes marítimas pertinentes. Por una parte, estas entidades requerirían un esfuerzo inicial de creación y definición de los acuerdos de distribución de costes que podrían dar lugar a inversiones importantes. Por otro lado, resultarían beneficiosas a medio plazo, ya que reducirían los costes de transacción y los riesgos de fracaso de las negociaciones, al ser las partes pertinentes propietarias ya de la entidad y, por tanto, estar implicadas en el diseño y desarrollo del proyecto transfronterizo. La propiedad conjunta podría apoyarse mediante la creación de marcos regionales de base de activos regulados. Por otra parte, estas entidades no tendrían por qué tener implicaciones en el funcionamiento del sistema de las redes marítimas, que podría seguir en manos de los GRT designados.

También podrían explorarse estructuras de propiedad alternativas para incentivar el desarrollo de las infraestructuras marinas. Por ejemplo, en una agrupación de varios proyectos, las respectivas partes podrían llegar a un acuerdo sobre la propiedad cruzada, generando la participación de un país importador neto en el activo de transporte marítimo, y viceversa. Esto puede contribuir a incentivar un gran interés de las partes pertinentes de una región concreta para garantizar que todos los proyectos pertinentes se llevan a cabo según lo previsto y que los beneficios se materializan de acuerdo con la evaluación, mitigando los riesgos y creando beneficios mutuos.

También podría reforzarse la planificación marina regional (pero no el desarrollo), por ejemplo, solicitando a los centros regionales de coordinación pertinentes que lleven a cabo nuevas tareas de planificación regional.

Armonización de las tarifas de conexión a la red para la generación de energía marina

El hecho de contar con distintos enfoques sobre los regímenes de tarificación de la conexión a la red (limitado o ampliado) para los proyectos de generación de energía renovable marina puede complicar el proceso de ofertas de los promotores de energías renovables, así como los debates sobre la ATC-PE entre los Estados miembros o las autoridades reguladoras nacionales. Podría estudiarse la armonización de las tarifas de conexión regionales en los proyectos de energía renovable marina, teniendo en cuenta los principios de reflejo de los costes de infraestructura sufragados y de no discriminación en las tarifas de red.

Modelos regionales de negociación

Podrían elaborarse modelos regionales que planteen los principios generales que deben seguirse para pasar de una DTC-CM a evaluaciones y negociaciones específicas de cada proyecto, si bien estas deben seguir siendo una herramienta facilitadora e informativa para iniciar los debates y siempre debe mantenerse la flexibilidad en las negociaciones reales de los proyectos.

ii.   Herramientas para cubrir un déficit de financiación persistente

a)   Para la generación de energía marina

Productos plurianuales de transferencias estadísticas futuras con asignación de fondos para la energía marina

Los acuerdos sobre transferencias estadísticas pueden referirse al año anterior o en curso, al año próximo o a los años siguientes (productos futuros). Los productos futuros pueden resultar especialmente interesantes para apoyar proyectos marinos que se están estudiando actualmente. El Estado miembro de acogida puede así asegurarse financiación adicional para ejecutar su proyecto de energía renovable marina, abordando las diferencias de costes de apoyo estructural restantes, mientras que el Estado miembro comprador puede asegurarse transferencias estadísticas futuras y apoyar los objetivos de la política marítima. Los acuerdos estadísticos también pueden incluir condiciones sobre el uso de intercambios financieros de las transferencias estadísticas, como indicar que las cantidades transferidas deben utilizarse en las redes marítimas vinculadas al proyecto de energía renovable. Ya existen ejemplos de estas prácticas de condicionalidad en transferencias estadísticas realizadas.

Ayuda de la UE

El mecanismo de financiación de energías renovables ofrece a los Estados miembros la posibilidad de alcanzar sus puntos de referencia nacionales para las cuotas de energía renovable a través de la cooperación transfronteriza. Permite conceder ayudas a la licitación para nuevos proyectos de energía renovable de la UE para colmar una laguna en la trayectoria indicativa de la Unión en materia de energía renovable, o simplemente acelerar el despliegue. Los países contribuyentes participan voluntariamente desde el punto de vista financiero en el mecanismo, en el que el pago está vinculado a nuevos proyectos de energías renovables construidos en el territorio de los Estados miembros de acogida a través de una licitación organizada por la Comisión, lo que reduce los costes administrativos para los Estados miembros implicados (10) y aumenta la eficacia del despliegue y la aceptación pública al contar con contribuciones financieras transfronterizas vinculadas a proyectos de energías renovables concretos. A través del mecanismo de financiación de energías renovables, es posible especificar el deseo de apoyar un tipo concreto de tecnología (por ejemplo, las energías renovables marinas) y, aunque no existen actualmente, podrían introducirse niveles de agregación (por ejemplo, para las distintas cuencas marítimas). Siempre que se renueve un sistema similar para los objetivos de 2040 y años posteriores, el mecanismo de financiación de energías renovables podría resultar especialmente interesante para los proyectos de energía renovable marina que requieran apoyo. Las capacidades de generación de energía marina consideradas irrealizables sin marcos de inversión colaborativa podrían ser candidatos ideales.

Además, hasta el 15 % del presupuesto total del Mecanismo «Conectar Europa» (MCE) asignado a la energía puede utilizarse para apoyar proyectos transfronterizos de energía renovable, siempre que estén respaldados por un acuerdo de cooperación conforme a la Directiva sobre fuentes de energía renovables. Más allá del mecanismo de financiación de energías renovables y del MCE, existen otros instrumentos (11) disponibles, como, por ejemplo, el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) y el Fondo de Modernización.

b)   Para el transporte de energía marina

Cuentas de ahorro regionales de las rentas de congestión para inversiones futuras

Las rentas de congestión deben utilizarse para los objetivos prioritarios establecidos por el Reglamento (UE) 2019/943, sobre la electricidad, uno de los cuales es la cobertura de inversiones en la red que aumenten la capacidad transfronteriza. Las rentas de congestión generadas a través de mercados bursátiles son relativamente limitadas en comparación con las necesidades totales de inversión en infraestructuras marinas, mientras que, a medida que se desarrollen redes marítimas, aumentarán las cantidades absolutas de rentas de congestión regionales.

Deben estudiarse enfoques regionales para acumular una parte de las rentas de congestión generadas en cuentas específicas y utilizarlas para cubrir una parte de la inversión necesaria para nuevos proyectos que aporten beneficios más amplios a una región. De conformidad con el artículo 19 del Reglamento sobre electricidad, los ingresos procedentes de las rentas de congestión no deben utilizarse para reducir las tarifas de red, a menos que se hayan cumplido los objetivos prioritarios, y los ingresos restantes se consignarán en una cuenta interna separada hasta que puedan utilizarse para objetivos prioritarios. Por lo tanto, una cuenta de ahorro regional podría contribuir a la ejecución de dichas disposiciones. Esta podría destinarse, por ejemplo, a abordar exclusivamente los efectos negativos netos para los Estados miembros que albergan los proyectos PIC o PIM. Las cuentas de ahorro regionales abordarían los déficits de inversión persistentes y difíciles de cubrir sin depender exclusivamente de la disponibilidad de fondos de la UE o de otro tipo. Esto requeriría una estrecha coordinación en la planificación, la determinación de los costes y los beneficios y los acuerdos de distribución de costes de las autoridades reguladoras nacionales (y los GRT) de la región. Las consideraciones sobre las cuentas de ahorro regionales podrían tenerse en cuenta junto con las evaluaciones sobre la necesidad de reforzar la planificación regional y los acuerdos de propiedad.

Ayuda de la UE

En los primeros PDRM, la REGRT de Electricidad estima (12) que las necesidades totales de inversión en CAPEX para conectar las capacidades europeas de energía renovable marina rondarán los 400 000 millones EUR entre 2025 y 2050 (13), lo que permitirá suministrar 1 600 TWh de energía limpia cada año a los consumidores europeos y convertirá a la energía eólica marina en la tercera fuente de energía del sistema energético europeo.

Los promotores de los proyectos transfronterizos de infraestructuras marinas, en particular aquellos que tengan la condición de PIC o PIM, deben estudiar con el Banco Europeo de Inversiones si pueden ofrecerse condiciones de financiación competitivas a sus proyectos (14).

Por último, el Mecanismo «Conectar Europa» (MCE) puede ser un factor determinante para una serie de ambiciosos proyectos transfronterizos de infraestructuras marinas considerados PIC o PIM. En particular, el MCE puede resultar muy eficaz a la hora de contribuir a cubrir parte de los efectos negativos netos que perciben los Estados miembros de acogida. El presupuesto asignado en el actual marco financiero plurianual (MFP) al MCE-E es de 5 840 millones EUR para el período 2021-2027, a los que pueden optar los PIC y PIM de distintas categorías de infraestructuras, en particular, redes eléctricas, redes marítimas, redes eléctricas inteligentes, redes de gas inteligentes, e infraestructuras de CO2 e hidrógeno, y, por tanto, es bastante pequeño en comparación con las necesidades detectadas.

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(1)   https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/actions-and-measures-energy-prices/repowereu-2-years_es.

(2)  Directiva (UE) 2023/2413.

(3)  COM(2024) 63 final.

(4)   https://energy.ec.europa.eu/news/member-states-agree-new-ambition-expanding-offshore-renewable-energy-2023-01-19_es.

(5)   Comunicación de la Comisión: «Orientaciones sobre la distribución de costes y beneficios en proyectos de cooperación en materia de energías renovables (europa.eu)».

(6)   https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf.

(7)   https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/high-level-groups_es

(8)  SWD(2020) 273 final.

(9)  Por ejemplo, en el caso del interconector PL-LT LitPol Link, la ACER concluyó que no era necesaria ninguna compensación de países distintos del de acogida. En el caso del interconector PL-LT GIPL, la ACER concluyó que los beneficiarios positivos netos (LT, LV y EE) debían compensar a PL, el Estado miembro de acogida que se consideró que sufría un efecto negativo.

(10)  Aunque puede enfrentarse a dificultades prácticas en determinadas jurisdicciones nacionales, en las que puede que actualmente esté prohibido delegar la gestión de las licitaciones.

(11)   https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/financing/eu-funding-offshore-renewables_es

(12)   https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/tyndp-documents/ONDP2024/web_entso-e_ONDP_PanEU_240226.pdf

(13)  Incluidas Noruega y Gran Bretaña, pero sin incluir los radiales.

(14)   https://www.eib.org/attachments/lucalli/20230107_cross_border_infrastructure_projects_en.pdf