(1)

El 1 de julio de 2020, las autoridades danesas y alemanas presentaron a la Comisión Europea una solicitud de excepción para la solución de red combinada Kriegers Flak («KF») con arreglo al artículo 64 del Reglamento sobre la electricidad.

(2)

El 7 de julio, la Comisión Europea publicó dicha solicitud de excepción en su sitio web (2) e invitó a los Estados miembros y a las partes interesadas a que formularan observaciones hasta el 31 de agosto de 2020. En la reunión del 13 de julio de 2020 del Grupo «Energía» del Consejo, se informó asimismo a los Estados miembros de que se había presentado una solicitud de excepción y de que podían enviarse observaciones.

(3)

Kriegers Flak, como área geográfica, hace referencia a un arrecife situado en el mar Báltico que se extiende por las zonas económicas de Dinamarca, Alemania y Suecia. El arrecife da lugar a aguas relativamente poco profundas y, en 2007, Dinamarca, Alemania y Suecia mostraron interés por desarrollar parques eólicos en esta zona. Inicialmente, gestores de redes de transporte («GRT») de los tres Estados miembros estudiaron la posibilidad de crear un proyecto conjunto que conectara los avances en la zona. A partir de 2010, solo los gestores de redes daneses y alemanes siguieron adelante con el proyecto de construir un parque eólico conectado a dos países (lo que se conoce como un «proyecto híbrido»).

(4)

Según la solicitud de excepción, el principal objetivo que se perseguía con el diseño de KF como un proyecto híbrido era incrementar el uso de las conexiones entre los parques eólicos y su respectiva red terrestre, poniendo esta capacidad a disposición del comercio interzonal cuando no fuera totalmente necesaria para transportar la electricidad generada desde los parques eólicos hasta la costa.

(5)

A finales de 2010, Energinet.dk (el GRT danés) y 50Hertz (el GRT alemán en esta zona) firmaron un convenio de subvención relativo a una contribución de 150 millones EUR con cargo al Programa Energético Europeo para la Recuperación (PEER). En 2013, KF fue incluido también en la primera lista de proyectos de interés común (PIC) que figura en el anexo del Reglamento Delegado (UE) n.o 1391/2013 de la Comisión (3). El concepto de KF, incluido el concepto relativo al tratamiento previsto de los flujos de electricidad en caso de congestión («gestión de la congestión»), ha sido objeto de un intenso debate con los reguladores nacionales de la energía implicados y también se expuso a grandes rasgos en contactos con la Comisión Europea.

(6)

Como proyecto de mayor envergadura, KF combina los siguientes elementos (véase asimismo la ilustración 1, más adelante):

(7)

De los activos anteriores, la solicitud de excepción no considera que los parques eólicos pertenezcan formalmente al proyecto KF [por lo que se considera que este se limita a los activos c) a h) de la red de transporte].

(8)

Por otro lado, tan solo los activos e) a h) están directamente relacionados con la «combinación» de las redes nacionales. Así pues, tan solo se cofinanciaron con fondos de la UE dichos activos (identificados como «Activos de la SRC KF» en las ilustraciones 1 y 2).

(9)

El objetivo de todas las excepciones solicitadas es asignar la capacidad de la red KF en la frontera entre las zonas de oferta Dinamarca 2 (DK2) y Alemania-Luxemburgo (DE-LU) dando prioridad a los parques eólicos marinos conectados directamente a la red KF.

(10)

Los solicitantes piden que se conceda a la red KF una excepción a una serie de requisitos descritos más adelante, todos ellos relativos a la capacidad mínima disponible para el comercio con arreglo al artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad.

(11)

El artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad establece que los gestores de la red de transporte no deben limitar 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 para gestionar los flujos resultantes de transacciones internas a las zonas de oferta. Se debe considerar que se ha cumplido lo dispuesto en dicho apartado cuando, para las fronteras en las que se use un enfoque coordinado de capacidad de intercambio de las interconexiones neta, esté a disposición del comercio interzonal al menos el 70 % de la capacidad de intercambio de las interconexiones, respetando los límites de seguridad operativa y tras descontar las contingencias, como se determina de conformidad con la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones. Las autoridades alemanas y danesas solicitan que este porcentaje mínimo no se aplique a la capacidad total de intercambio de las interconexiones, respetando los límites de seguridad operativa y tras descontar las contingencias. En su lugar, debería aplicarse únicamente a la capacidad restante una vez se haya deducido toda la capacidad que previsiblemente haga falta para transportar la producción desde los parques eólicos conectados a la red hasta la costa («capacidad residual»).

(12)

Así, si de una capacidad de intercambio de 400 MW hicieran falta 320 MW para transportar energía eólica a la costa, conforme a la solicitud de excepción, tan solo 80 MW deberían estar sujetos a los requisitos establecidos en el artículo 16, apartado 8. Por consiguiente, a juicio de las autoridades alemanas y danesas, bastaría con que se pusiera a disposición del comercio interzonal al menos el 70 % de los 80 MW para considerar que se han cumplido los requisitos del artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad. La capacidad deducida de la capacidad total antes de calcular la capacidad mínima a disposición del comercio en el horizonte temporal diario debe basarse en las previsiones de producción de energía eólica realizadas por ambos GRT el día anterior. La capacidad no utilizada tras la asignación de la capacidad diaria se pondrá a disposición en el mercado intradiario.

(13)

Cabe señalar que, como se indica en la solicitud, este enfoque está incluido actualmente en la metodología de cálculo de la capacidad de la región de cálculo de la capacidad para los horizontes temporales diario e intradiario conocida como Hansa. Dicha región incluye el proyecto Kriegers Flak. La metodología de cálculo de la capacidad de la región Hansa fue acordada por las autoridades reguladoras nacionales de dicha región el 16 de diciembre de 2018. Las autoridades reguladoras nacionales competentes de la región de cálculo de la capacidad Hansa todavía no han podido acordar la metodología de cálculo de la capacidad de la región a plazo ni la actualización de la metodología para los horizontes temporales diario e intradiario, principalmente porque no se ha podido llegar a un acuerdo sobre el enfoque para el cálculo de la capacidad del interconector de Kriegers Flak. Así pues, el plazo para alcanzar un acuerdo se prolongó con la esperanza de que el presente procedimiento de excepción arrojara más claridad (4).

(14)

Los artículos 12, 14, 15 y 16 del Reglamento sobre la electricidad hacen referencia en varias ocasiones al nivel mínimo de capacidad disponible establecido en el artículo 16, apartado 8. Las autoridades alemanas y danesas solicitan una excepción por la que el nivel mínimo de capacidad mencionado en dichos artículos refleje el nivel mínimo calculado como se indica anteriormente, es decir, un 70 % de la capacidad residual.

(15)

La Comisión no considera que se trate de solicitudes de excepción independientes. Cabe destacar que el artículo 64, apartado 1, del Reglamento sobre la electricidad no permite excepciones al artículo 12 de dicho Reglamento. No obstante, en la medida en que la excepción a lo dispuesto en el artículo 16, apartado 8, da lugar a un cálculo distinto del nivel mínimo de capacidad, debe entenderse que todas las referencias del Reglamento a este valor mínimo conciernen al valor establecido en la Decisión de excepción.

(16)

Sobre la base de la solicitud, la excepción también habrá de tenerse en cuenta en los respectivos procesos de cálculo de la capacidad con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (5), por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones; el Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión (6), por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo, y el Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión (7), por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico. En tanto en cuanto se presenten solicitudes de excepción a las metodologías adoptadas en virtud de dichos Reglamentos de la Comisión, estas no se consideran solicitudes de excepción independientes, sino que están intrínsecamente relacionadas con la solicitud de excepción al Reglamento sobre la electricidad. En la medida en que, debido a una excepción, una disposición del Reglamento sobre la electricidad no se aplique a un proyecto, o tan solo se aplique parcialmente, tampoco se aplicarán las metodologías adoptadas en virtud de legislación de un rango inferior que haga referencia a la correspondiente disposición del Reglamento sobre la electricidad o que se base en ella.

(17)

La solicitud de excepción expone asimismo que la reserva de capacidad en el mercado a largo plazo debe basarse en la capacidad restante una vez deducida la capacidad instalada de energía eólica. La reserva de capacidad en las demás unidades de tiempo del mercado debe basarse en la capacidad restante una vez deducida la inyección de energía eólica prevista. Si bien la solicitud dispone que la reducción de la producción energética de los parques eólicos marinos (entendidos únicamente como los parques eólicos Baltic 1 y 2 y Kriegers Flak) provocada por la reserva de capacidad transfronteriza para el comercio interzonal debe evitarse en todas las unidades de tiempo del mercado, la Comisión entiende que esta petición es la consecuencia esperada de las otras excepciones solicitadas y del enfoque descrito para el cálculo y la asignación de la capacidad, y no una solicitud de excepciones independientes. En concreto, la solicitud establece claramente que la capacidad asignada ha de ser firme, por lo que no debe reducirse la capacidad de intercambio asignada para evitar la reducción de la producción energética de los parques eólicos marinos.

(18)

La solicitud de excepción pide que esta comience a surtir efecto con la puesta en servicio de la red KF (prevista para el tercer trimestre de 2020) y que se aplique mientras los parques eólicos Baltic 1, Baltic 2 y Kriegers Flak estén conectados a la red KF. Más adelante hace referencia a una limitación temporal que dure mientras estos parques eólicos marinos estén operativos y conectados a la red.

(19)

La Comisión entiende que se refiere a los parques eólicos ya existentes en la actualidad o, en el caso del parque eólico Kriegers Flak, que está previsto que estén operativos en un futuro próximo. Así pues, por lo que respecta a nuevos parques eólicos, incluso en forma de inversiones complementarias en los parques existentes, su producción prevista no se deduciría de la capacidad total de intercambio antes de calcular la capacidad residual.

(20)

Durante la consulta, la Comisión recibió observaciones de cinco partes interesadas distintas, así como de un Estado miembro.

(21)

Según el artículo 64 del Reglamento sobre la electricidad, puede concederse una excepción 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 de dicho Reglamento, siempre que el o los Estados miembros (en este caso, Dinamarca y Alemania) puedan demostrar que se plantean problemas sustanciales para el funcionamiento de pequeñas redes aisladas o conectadas.

(22)

Salvo en el caso de las regiones ultraperiféricas, la excepción debe estar limitada en el tiempo y sujeta a condiciones destinadas a aumentar la competencia y la integración en el mercado interior de la electricidad.

(23)

Por último, la excepción 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.

(24)

El Reglamento sobre la electricidad no prevé excepciones automáticas generalizadas para las pequeñas redes conectadas o aisladas. El Reglamento presupone, por tanto, que, pese a la gran variedad de tamaños y características técnicas de las redes eléctricas de la UE, todas ellas pueden y deben funcionar conforme al marco normativo en su totalidad.

(25)

No obstante, esta presuposición puede rebatirse y, por tanto, con arreglo al artículo 64, apartado 1, del Reglamento sobre la electricidad, es posible solicitar una excepción a la aplicación de determinadas disposiciones de dicho Reglamento si los Estados miembros demuestran, entre otras cosas, que su aplicación a pequeñas redes aisladas podría plantear problemas sustanciales, principalmente debido a las condiciones geográficas o los perfiles de demanda pertinentes para las redes en cuestión. Por ejemplo, se ha constatado que este es el caso de determinadas islas mediterráneas pequeñas y aisladas con una demanda muy baja en invierno y notables aumentos en temporadas breves de turismo (8).

(26)

Además de las redes aisladas, el Reglamento sobre la electricidad prevé la posibilidad de conceder excepciones también a pequeñas redes conectadas, lo que plantea la cuestión de qué constituye una red en el sentido del artículo 64 del Reglamento sobre la electricidad. Hasta la fecha, todas las Decisiones de la Comisión que conceden excepciones para redes aisladas afectan a islas. El hecho de que la única red que se mencione expresamente en el artículo 64 sea la de Chipre, una isla cuya red de transporte actualmente no está conectada a las redes de transporte de otros Estados miembros, indica que probablemente las islas eran lo que el legislador tenía en mente al incluir la posibilidad de excepción para pequeñas redes aisladas o conectadas.

(27)

El término «red» en sí no se define, ni en el Reglamento sobre la electricidad ni en la Directiva sobre la electricidad. Sin embargo, en el artículo 2, puntos 42 y 43, de la Directiva sobre la electricidad se definen los términos «pequeña red aislada» y «pequeña red conectada», respectivamente. Las pequeñas redes aisladas se definen como «cualquier red que tuviera en 1996 un consumo inferior a 3 000 GWh y que obtenga una cantidad inferior al 5 % de su consumo anual mediante interconexión con otras redes», mientras que las pequeñas redes conectadas son «cualquier red que tuviera en 1996 un consumo inferior a 3 000 GWh y que obtenga una cantidad superior al 5 % de su consumo anual mediante interconexión con otras redes».

(28)

En primer lugar, ambas definiciones presuponen por tanto que la red es algo en lo que puede medirse y definirse un consumo de electricidad. En segundo lugar, es algo que puede estar interconectado con otras redes. El término «interconector», que figura en el artículo 2, punto 39, de la Directiva (que difiere del Reglamento) se define como «el equipamiento utilizado para conectar entre sí las redes de electricidad». En este contexto, queda claro que la «red» debe ser algo que i) pueda incluir puntos de consumo y ii) pueda interconectarse con otras redes por medio de cables eléctricos. Parece que queda excluida la posibilidad de entender por «red» varias redes superpuestas y entrelazadas. En su lugar, una red ha de poder separarse claramente de otra. La separación más evidente, utilizada también en la práctica decisoria de la Comisión hasta la fecha (9), la constituye una separación topológica de dos zonas geográficas, como un mar que separa una isla de otras islas y del continente o las montañas. Además, es evidente que debe existir algo que mantenga unida una «red» y esta no puede constar de varios elementos completamente independientes y aislados, por lo que una cadena de islas separadas y no interconectadas no conformaría una, sino varias redes.

(29)

En el presente caso, la zona conectada por cables que forma parte de KF está situada en medio del mar. Si bien los parques eólicos Baltic 2 y Kriegers Flak están situados en el arrecife de Kriegers Flak o cerca de este, el parque eólico Baltic 1 se ubica entre el arrecife y la costa alemana. Por consiguiente, los parques eólicos están claramente separados del continente por el mar Báltico. No obstante, los parques eólicos también están separados entre sí por el mar y, aunque están conectados unos con otros por cables, no existen diferencias con su conexión a las redes continentales.

(30)

No obstante, la red KF constituye una entidad que se mantiene unida por su gestión conjunta a través del MIO. El MIO actúa de diversas maneras como el gestor de una red independiente al calcular de forma autónoma la capacidad, proponer medidas correctoras en caso de congestión, tomar medidas para garantizar la estabilidad de la tensión y adquirir servicios de intercambio compensatorio, si bien bajo la supervisión de gestores de redes, los dos GRT propietarios de los elementos de la red. Así, KF está separado de otras redes por el mar y se mantiene unido como una única red por un concepto de funcionamiento conjunto y una función de gestión conjunta. Además, no se superpone con otras redes y no podría argumentarse tampoco que cada uno de los parques eólicos constituye una red independiente. Ninguno de los dos GRT puede controlar de forma unilateral los elementos de la red KF.

(31)

Así pues, la instalación de red combinada KF constituye, junto con los parques eólicos conectados, una red en el sentido del artículo 64 del Reglamento.

(32)

KF constituye asimismo claramente una «pequeña» red. En el caso de redes creadas recientemente, lógicamente se excluye la referencia al consumo en 1996. Este año de referencia aún se remonta a la primera Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (10) sobre la electricidad, aunque todavía con un umbral de 2 500 GWh. En los años subsiguientes se ha mantenido como punto de referencia para evitar que las redes cambiaran de estatus al modificarse sus cifras de consumo anual.

(33)

No obstante, una vez que se ha terminado una nueva red y esta comienza a estar plenamente operativa, su consumo en ese momento debe usarse como base para determinar si la red es «pequeña». Ese es el caso de KF. El consumo de la red KF no es significativo, pues se calcula que su consumo total, incluidas las pérdidas de la red, es de en torno a 90 GWh. Tampoco se espera un aumento significativo del consumo (por ejemplo, mediante la producción de hidrógeno) en un futuro próximo. Si bien el consumo mencionado en el artículo 2, puntos 42 y 43, del Reglamento podría sugerir que el concepto de «pequeñas redes» está vinculado al consumo «humano» y por lo tanto se limita a islas habitadas, la Comisión considera que la ausencia de demanda doméstica o industrial no impide que se califique de «pequeña red». Además, puesto que no existe un umbral mínimo, el requisito de que haya consumo humano dentro de una red no constituiría un criterio de diferenciación significativo. Si bien el objetivo de las Decisiones de la Comisión relativas a pequeñas redes es sobre todo resolver retos específicos para el abastecimiento estable y competitivo a los habitantes de la red, la formulación del Reglamento no restringe a esa clase de problemas la posibilidad de hacer una excepción. De hecho, puesto que el artículo hace referencia a problemas sustanciales «para el funcionamiento» de una red, dichos problemas pueden basarse simplemente en la interacción entre la red y la producción ubicada en ella, así como en la interacción con la demanda.

(34)

Por último, KF, que ofrece por sí misma una capacidad significativa de interconexión, está claramente «conectada».

(35)

Así pues, KF constituye una pequeña red conectada en el sentido del artículo 64, apartado 1, letra a), del Reglamento sobre la electricidad.

(36)

La redacción del artículo 64 es muy amplia al referirse a «problemas sustanciales para el funcionamiento» de la red. El término «problemas sustanciales» no está jurídicamente definido ni la Comisión ha facilitado una definición del término en su práctica decisoria. La formulación abierta permite a la Comisión tener en cuenta todos los problemas posibles relacionados con la situación específica de las pequeñas redes, siempre y cuando sean sustanciales y no solo marginales. Dichos problemas pueden variar significativamente según las particularidades geográficas, la producción y el consumo de la red en cuestión, pero también en función de los avances técnicos (como el almacenamiento de electricidad y la generación a pequeña escala).

(37)

En Decisiones anteriores, los problemas que debían resolverse estaban relacionados con mantener la coherencia social o las mismas condiciones de competencia en el continente que en las islas, en un contexto en el que la seguridad de la red en la isla requería medidas adicionales o implicaba costes notablemente superiores en la isla que en el continente. El término «funcionamiento», por consiguiente, no puede interpretarse de forma restrictiva, en el sentido de que sin la excepción no sería posible el funcionamiento seguro de la red. Al contrario, siempre se ha considerado que los «problemas» también engloban problemas socioeconómicos para los usuarios de la red en cuestión (11).

(38)

Por otro lado, los problemas en cuestión deben producirse en el funcionamiento de la red, por lo que resulta difícil imaginar una justificación basada exclusivamente en repercusiones ocasionadas fuera de la red, como por ejemplo repercusiones en los mecanismos nacionales de subvención. Esto no excluye la pertinencia de repercusiones «indirectas», por ejemplo, en el funcionamiento seguro de la red.

(39)

La red KF es la primera de su tipo al combinar cables de conexión entre redes continentales y parques eólicos marinos situados en dos países distintos, un cable que conecta dichos parques eólicos marinos y permite de este modo el comercio de electricidad entre ambas redes continentales, una estación convertidora adosada entre dos zonas síncronas distintas, dos niveles de tensión diferentes conectados por un transformador marino y el MIO, que controla de forma autónoma (bajo la supervisión de operadores de ambos GRT) los diversos elementos de la red, activa el intercambio compensatorio o la reducción de la producción cuando es preciso y establece los valores de los puntos de consigna del convertidor adosado.

(40)

Instalar la primera red de este tipo es una compleja tarea expuesta a desafíos considerables. En vista de la enorme complejidad del proyecto, el período transcurrido desde la planificación del proyecto hasta su realización definitiva fue muy largo.

(41)

Cuando en 2010 se firmó un convenio de subvención entre la Comisión y los GRT en relación con una contribución al proyecto KF de 150 millones EUR provenientes de fondos de la UE, dicho convenio estipuló que el comienzo del funcionamiento de la red KF estaba previsto para junio de 2016.

(42)

No obstante, al ser la primera red de su tipo, fue preciso modificar su configuración a la mitad del proyecto. Inicialmente estaba previsto utilizar cables de corriente continua de alta tensión (HVDC), pero, dado que la plataforma marina HVDC prevista costó alrededor de un 250 % más de lo esperado (12), hubo que rediseñar la red empleando cables marinos de corriente alterna (CA). En septiembre de 2015 se firmó un convenio de subvención revisado.

(43)

Esta revisión de la estructura supuso una considerable reducción de la capacidad de intercambio adicional a la capacidad necesaria para transportar la energía eólica generada por los parques eólicos marinos a la costa. Esto puede demostrarse comparando dos ejemplos de gestión de la congestión expuestos en distintas presentaciones por Energinet.dk a la Comisión, el 14 de noviembre de 2012 y el 3 de septiembre de 2014, respectivamente:

(44)

Estos ejemplos muestran que, suponiendo que la producción de energía eólica es igual en ambos escenarios, la capacidad de la red KF puesta a disposición del mercado para el comercio hacia Alemania era de 830 MW en el proyecto de 2012 y de 230 MW en el proyecto de 2014. Cabe señalar, no obstante, que la diferencia efectiva entre ambos diseños del proyecto depende en gran medida de la situación de la producción de energía eólica (13).

(45)

Esta significativa modificación del diseño del proyecto pone de manifiesto el reto específico que supone este proyecto. El nuevo diseño emplea cables de CA inusualmente largos, con una longitud total de la conexión de CA superior a 200 km, para la cual normalmente se habría empleado tecnología de corriente continua (conforme a lo previsto inicialmente). Esto plantea retos para la estabilidad de la tensión dentro de la red KF. Con el fin de afrontarlos, se ha desarrollado el concepto de un MIO para supervisar y controlar los activos de KF y reaccionar (de forma autónoma, aunque bajo la supervisión de operadores de los GRT) cuando sea preciso.

(46)

Las reacciones del MIO incluyen procurar los volúmenes de intercambio compensatorio necesarios en caso de producirse congestiones. En situaciones de viento intenso, la producción de los parques eólicos marinos podría ocupar ya de por sí una proporción muy grande de los cables. Si en esas situaciones se exigieran elevados volúmenes comerciales mínimos, se producirían con más frecuencia grandes volúmenes de intercambio compensatorio.

(47)

A modo de ejemplo, en aquellas situaciones en las que el precio en la zona DE/LU sea superior al precio en la zona DK2, el cable que conecta los parques eólicos alemanes y la costa alemana sufriría una congestión y, para garantizar un volumen comercial mínimo en dicho cable, sería preciso un intercambio compensatorio desde DE/LU hacia DK. En una situación así, si al menos un 70 % de la capacidad de 400 MW (esto es, 280 MW) tuviera que estar disponible para el comercio, esta capacidad se utilizaría para conducir electricidad desde la zona DK2 (quizás procedente de la generación de energía eólica en Dinamarca o en otros países escandinavos) a la zona DE/LU. Sin embargo, la suma de los 280 MW y la energía eólica procedente de los parques Baltic 1 y Baltic 2, situados en la zona de oferta DE/LU, superaría la capacidad del cable de conexión entre dichos parques eólicos y la costa alemana.

(48)

Así pues, para poner a disposición dicha capacidad, o bien la producción de los parques eólicos tendría que disminuir (reducción o redespacho a la baja), o bien los gestores de la red tendrían que realizar un intercambio compensatorio (intercambiar electricidad de la zona DE/LU a la zona DK2). Ambos enfoques reducirían el flujo físico del cable y evitarían una sobrecarga. Sin embargo, conforme a lo dispuesto asimismo en el artículo 13 del Reglamento sobre la electricidad, solo se hará uso del redespacho a la baja no basado en el mercado de electricidad proveniente de fuentes de energía renovables cuando no exista otra opción. Además, las reducciones significativas de las horas de funcionamiento de los activos de generación de energía renovable podrían ejercer un impacto negativo en su justificación comercial o en los objetivos del programa de apoyo a la energía renovable. Así pues, el MIO está configurado de tal modo que reduzca la producción de los parques eólicos únicamente como último recurso y alivie la congestión en primer lugar mediante el intercambio compensatorio.

(49)

Por consiguiente, al aplicarse el artículo 16, apartado 8, aumentaría el volumen del intercambio compensatorio necesario. Esto provocaría, sin lugar a dudas, que resultase más complejo mantener estables las operaciones de la red KF, dado que el MIO tendría que intervenir con mayor frecuencia y gestionar volúmenes comerciales más elevados de forma autónoma. No obstante, partiendo de la información disponible, no parece que este mayor nivel de complejidad ponga en tela de juicio la seguridad operativa de la red KF en sí mismo y, por consiguiente, que justifique una excepción por sí solo.

(50)

Sin embargo, en este sentido, es importante destacar que el Reglamento sobre la electricidad reconoce explícitamente los retos específicos que plantean los proyectos innovadores en general y los activos híbridos que combinan la interconexión y las conexiones a la costa en particular.

(51)

El artículo 3, letra l), del Reglamento sobre la electricidad establece que «las normas del mercado permitirán el desarrollo de proyectos de demostración de fuentes de energía, tecnologías o sistemas sostenibles, seguros y con baja emisión de carbono que se lleven a cabo y utilicen en beneficio de la sociedad». Así pues, el marco legislativo pretende facilitar los proyectos de demostración. En el artículo 2, punto 24, del Reglamento sobre la electricidad, un proyecto de demostración se define como un «proyecto que demuestra una tecnología como primera de su tipo en la Unión y que representa una innovación importante que va mucho más allá del estado actual de la técnica». Este es claramente el caso de KF, pues es el primer proyecto de su tipo y, como también dejaron patentes los significativos retos que surgieron a la hora de llevarlo a cabo, requería una innovación importante que iba mucho más allá del estado actual de la técnica.

(52)

Por otro lado, el considerando 66 del Reglamento establece que «[l]a infraestructura eléctrica en alta mar con una doble funcionalidad [los denominados offshore hybrid assets (activos híbridos en alta mar)], que combina transporte de energía eólica marina a la costa e interconectores, también debe poder acogerse a una exención, como en virtud de las normas aplicables a los nuevos interconectores de corriente continua», así como a los interconectores de corriente alterna, cuando los costes del proyecto sean particularmente elevados. Kriegers Flak es considerablemente más complejo que un proyecto de interconectores de corriente alterna típico y, por consiguiente, en principio podría haberse acogido a una exención en virtud del artículo 63. «En caso necesario, el marco regulador debe tener debidamente en cuenta la situación específica de esos activos con el fin de superar los obstáculos a la materialización de los activos híbridos en alta mar rentables socialmente». Si bien este considerando menciona expresamente las exenciones para los nuevos interconectores, haciendo referencia así al artículo 63, el uso de «como» deja patente que no es la única vía para establecer marcos específicos para los activos híbridos que quiere poner de relieve el considerando. Puesto que KF es el primer activo híbrido, es evidente que los legisladores estaban al tanto de este proyecto cuando redactaron el considerando 66 y consideraron que era posible que el proyecto necesitara un marco normativo específico.

(53)

Si bien un considerando no puede modificar los requisitos jurídicos establecidos en el Reglamento para conceder marcos específicos por medio de excepciones o exenciones, y el artículo 3, letra l), no establece ningún requisito concreto respecto al modo en que los marcos normativos deben abordar los proyectos de demostración, ambos elementos tomados en su conjunto ponen de manifiesto la voluntad del legislador de que la Comisión tenga especialmente en cuenta la situación y los retos particulares de los activos híbridos y los proyectos de demostración.

(54)

En este contexto, al ser un proyecto de demostración, KF debe hacer frente a una complejidad mayor. El nivel de dicha complejidad aún no puede demostrarse por completo, dado que este proyecto es el primero de su tipo. Podría ser suficiente para poder calificarlo como «problemas» con arreglo al artículo 64. No obstante, esta pregunta podría dejarse abierta si hubiera otras razones que bastaran para conceder la excepción, por sí solas o junto con la complejidad del funcionamiento y diseño de la red KF anteriormente descrita, al ser el primer activo híbrido de su tipo.

(55)

Además de la complejidad más elevada del funcionamiento de la red KF, el volumen superior de intercambio compensatorio también afectaría a las zonas de oferta vecinas. Mientras que la zona DE/LU es una zona extensa, la zona DK2 es considerablemente más pequeña, por lo que hay una disponibilidad de recursos más limitada para la regulación al alza y a la baja. La solicitud de excepción sostiene que esos recursos podrían emplearse por completo al realizar un intercambio compensatorio para la red KF.

(56)

Podría cuestionarse si esa falta de disponibilidad técnica de recursos para el intercambio compensatorio sería frecuente, pues dicho intercambio compensatorio normalmente tendría lugar en situaciones de viento intenso en las que un gran número de activos de generación de energía eólica estén produciendo en la zona DK2, pero habida cuenta del amplio abanico de posibles situaciones en la red, no puede descartarse por completo.

(57)

No obstante, KF también dispone de otros medios para gestionar la congestión de su red. Por ejemplo, en caso de una falta de disponibilidad de recursos para el intercambio compensatorio, la instalación KF todavía podría funcionar de forma segura si la propia producción de los parques eólicos pertenecientes a la red KF se redujera. El artículo 13 del Reglamento sobre la electricidad permite expresamente esta opción cuando sea necesaria para garantizar la seguridad operativa.

(58)

Además, cabe señalar que los aumentos de los costes de la red por sí solos, ya se deban a unos costes más elevados del intercambio compensatorio o a un coste mayor de la adquisición de reservas para la zona DK2, no pueden servir de base para las excepciones con arreglo al artículo 64. En este sentido, cabe señalar también que, en la reciente Decisión de compromisos en el asunto AT.40461, Interconector DE-DK, que analiza limitaciones sistemáticas a las capacidades transfronterizas en virtud de las normas de competencia de la UE, la Comisión estimó que los costes adicionales resultantes del aumento de las necesidades en materia de intercambio compensatorio o de redespacho no podían aceptarse como justificación para limitar los flujos transfronterizos (14).

(59)

Por último, la solicitud de excepción expone que los primeros debates en torno al proyecto KF comenzaron ya en 2007 y que, desde entonces, el proyecto siempre se ha planificado sobre la base de un enfoque específico para la gestión de la congestión que únicamente asigna al mercado las capacidades restantes tras deducir las previsiones de producción de energía eólica del día anterior.

(60)

La solicitud expone asimismo que, desde 2007, se han introducido modificaciones significativas en el marco normativo y que el Reglamento sobre la electricidad en particular, al incorporar el artículo 16, apartado 8, impuso nuevos requisitos respecto a la legislación vigente. La solicitud de excepción sostiene que la decisión de inversión de 2016 se tomó partiendo del supuesto de que los parques eólicos marinos podían beneficiarse del principio de despacho prioritario, sobre la base de la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (15), y que, por consiguiente, la capacidad para el comercio transfronterizo podía reducirse.

(61)

La Comisión desea recalcar, en este contexto, que el principio de maximización de la capacidad transfronteriza no es un concepto nuevo y que, por tanto, no pueden aceptarse dichos argumentos. En primer lugar, se basa en los principios fundamentales del Derecho de la UE, y en particular en el artículo 18 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea («TFUE»), que prohíbe toda discriminación por razón de la nacionalidad, y el artículo 35 del TFUE, que prohíbe las restricciones cuantitativas a la exportación, así como todas las medidas de efecto equivalente. En segundo lugar, el artículo 16, apartado 3, del Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (16) impuso la obligación de maximizar la capacidad de interconexión al exigir que «[e]n el respeto a las normas de seguridad de funcionamiento de la red, deberá ponerse a disposición de los participantes del mercado el máximo de capacidad de las interconexiones o de las redes de transporte que afecten a los flujos transfronterizos». Además, el anexo I, punto 1.7, de dicho Reglamento estableció que los GRT «no podrán limitar la capacidad de interconexión con el fin de resolver la congestión en su propia zona de control». Por otro lado, el 14 de abril de 2010, la Comisión decidió aceptar, en el asunto AT.39351, Interconectores suecos (17), los compromisos del GRT sueco por haber abusado de su posición dominante en el mercado sueco, según la evaluación preliminar de la Comisión, al limitar la capacidad transfronteriza para resolver la congestión interna, en contravención del artículo 102 del TFUE. En el asunto AT.40461, Interconector DE-DK (18), se llegó a una conclusión preliminar similar que dio lugar a una serie de compromisos por lo que respecta a la frontera entre el oeste de Dinamarca (DK1) y la zona Alemania/Luxemburgo.

(62)

Basándose en los principios mencionados anteriormente, los operadores del mercado deberían haber tenido presente el principio de maximización de la capacidad transfronteriza. En cualquier caso, a más tardar en abril de 2010, sobre la base del asunto AT.39351, Interconectores suecos, la interpretación de la Comisión de las normas vigentes relativas a la capacidad transfronteriza quedó clara. Por último, al contrario de lo alegado en la solicitud de excepción, el anexo I, punto 1.7, del Reglamento (CE) n.o 714/2009 tampoco permitía ad infinitum reducir la capacidad interzonal por motivos de seguridad operativa, efectividad de costes o minimización de los impactos negativos en el mercado interior de la electricidad. En su lugar, en caso de autorizarse excepcionalmente una limitación así, queda claro que «solo se tolerará hasta que se encuentre una solución a largo plazo». Así pues, era evidente que la creación de toda una red basada en una reducción permanente no estaba contemplada en el Reglamento (CE) n.o 714/2009.

(63)

Sin embargo, la relación entre la obligación de maximizar la capacidad transfronteriza con arreglo al Reglamento sobre la electricidad y la concesión del despacho y el acceso prioritarios a la energía procedente de fuentes renovables con arreglo a la Directiva 2009/28/CE no estaba del todo clara, al menos para algunos participantes del mercado, y los solicitantes señalan que los promotores del proyecto plantearon esta cuestión reiteradamente en sus contactos con la Comisión Europea en relación con este proyecto en particular, que es el primero de su tipo. Los GRT que trabajaron en el proyecto KF tampoco se limitaron a pasar por alto sin más el posible cuestionamiento del enfoque que habían previsto para la gestión de la congestión. En su lugar, presentaron dicho enfoque en repetidas ocasiones a los servicios de la Comisión Europea. A juicio de los solicitantes, el hecho de que los servicios de la Comisión Europea no solicitaran en sus numerosos contactos desde 2010 con los promotores del proyecto que se modificara la estructura del proyecto KF, de tal modo que se garantizara la aplicación del principio de maximización, contribuyó a la confusión de los promotores respecto a las normas aplicables a dicho proyecto.

(64)

La solicitud de subvención de 2010 para el proyecto KF (19) afirmaba que era preciso dar con una interpretación correcta de prioridad de alimentación para garantizar la viabilidad del proyecto. El estudio de viabilidad conjunto, que fue presentado a los servicios de la Comisión, afirmaba que se partía del supuesto de que la capacidad de las interconexiones que previsiblemente no fuera necesaria para transportar energía eólica podía ponerse a disposición del mercado al contado. Por tanto, la capacidad adicional de intercambio de las interconexiones prevista para el comercio era únicamente la capacidad restante después de transportar la producción de energía eólica marina a la costa.

(65)

El estudio afirmaba asimismo que, sobre la base de la Directiva 2009/28/CE, todos los países disponen de acceso prioritario a la red para las fuentes de energía renovables. La legislación nacional alemana exige además que las turbinas eólicas puedan alimentar en todo momento la red nacional alemana de transporte. Sin embargo, en caso de que la capacidad de intercambio sea insuficiente, los requisitos formales de acceso a la red pueden resolverse por medio del intercambio compensatorio o medidas del mercado de balance. Así pues, tanto el problema de la gestión de la congestión como su posible solución a través del intercambio compensatorio ya se estaban debatiendo.

(66)

No obstante, el enfoque para la gestión de la congestión siguió siendo objeto de debate, también con los servicios de la Comisión Europea. En unas presentaciones muy similares realizadas el 14 de noviembre de 2012 y, sobre la base del plan revisado del proyecto, el 3 de septiembre de 2014, el GRT Energinet.dk manifestó expresamente que el modelo para la gestión de la congestión constituía una parte esencial de la base para la decisión de inversión. Ambas presentaciones plantearon de forma explícita las posibles interpretaciones contradictorias del acceso prioritario sobre la base del artículo 16 de la Directiva 2009/28/CE, por un lado, y el principio de maximización en virtud del artículo 16 del Reglamento (CE) n.o 714/2009, por otro.

(67)

Las presentaciones, que describían con claridad de qué modo pretendían resolver los GRT este conflicto en el caso del proyecto KF, explicaban que la capacidad de producción de energía eólica para la red terrestre se reservaría en función de la previsión del día anterior y que la capacidad restante se pondría a disposición del acoplamiento de mercados (con lo que se definía la capacidad disponible para el comercio) y se utilizaría de la misma forma que la capacidad de otros interconectores. Si bien la presentación de 2014 no recalcaba (por escrito) la reducción de la capacidad para el mercado en comparación con el plan anterior del proyecto, esta tampoco se ocultó. Por el contrario, ambas presentaciones siguen exactamente la misma estructura y, si se comparan entre sí, muestran claramente la diferencia.

(68)

Por consiguiente, la importancia del enfoque para la gestión de la congestión se expuso reiteradamente desde 2010 en las reuniones con entidades reguladoras nacionales y los servicios de la Comisión Europea, subrayando que los distintos requisitos jurídicos del Derecho derivado podrían considerarse contradictorios. Como mínimo las presentaciones posteriores también expusieron claramente el enfoque que las partes del proyecto tenían previsto adoptar para resolver este problema y el impacto que tendría en la capacidad transfronteriza. A lo largo de esos años, las autoridades nacionales y la Comisión continuaron respaldando el proyecto, entre otros, con cuantiosas contribuciones financieras, sin exigir cambios en la estructura del proyecto.

(69)

La Comisión señala asimismo que el concepto propuesto se ha debatido ampliamente con las autoridades nacionales competentes y que ninguna de las entidades reguladoras nacionales involucradas ha formulado objeciones al concepto previsto para la gestión de la congestión. Por el contrario, todas las entidades reguladoras de la región Hansa afectada aprobaron dicho concepto en el marco de la aprobación del método de cálculo de la capacidad de esta región.

(70)

Naturalmente, no puede considerarse de ningún modo que el mero hecho de que las autoridades nacionales y la Comisión no hayan manifestado inquietudes de carácter jurídico respecto a un proyecto a lo largo de varios años justifica la concesión de una excepción al proyecto. Además, como también se recalcaba en una de las respuestas a la consulta, en el caso de proyectos con períodos de ejecución muy largos cabe esperar ciertos cambios en las disposiciones reglamentarias o aclaraciones de estas. Con todo, habida cuenta de la complejidad del asunto y de los amplios debates sobre el marco normativo, la Comisión no puede descartar que las partes del proyecto pudieran haber asumido razonablemente que podían seguir adelante con el proyecto conforme a lo previsto. Así lo reconocen varias observaciones enviadas a la Comisión, incluidas aquellas que son bastante críticas con la excepción. Además, si las entidades reguladoras nacionales, los ministerios o la Comisión hubieran formulado objeciones, el proyecto podría haberse adaptado antes de entrar en funcionamiento, por ejemplo, aumentando la capacidad de conexión a la costa para asimilar flujos mayores para el comercio (como se había previsto inicialmente, pero posteriormente se descartó al modificarse el proyecto).

(71)

El motivo por el que se mencionó que la gestión de la congestión constituía una parte esencial para la decisión de inversión fue que esta debía tener en cuenta los intereses de todas las partes interesadas. Entre ellos se incluía el papel de las instalaciones eólicas marinas, que recibieron subvenciones por medio de distintos sistemas nacionales de apoyo. Es evidente que, si debiera concederse al comercio la máxima capacidad, aumentaría la probabilidad de tener que reducir la producción energética de las instalaciones eólicas marinas.

(72)

Naturalmente, en la medida en que esta reducción no se base en el mercado, el artículo 13, apartado 7, concede a las instalaciones de generación el derecho a una compensación financiera completa por la pérdida de ingresos de los sistemas de apoyo y en el mercado diario. En caso de que los ingresos perdidos pudieran haber sido superiores (por ejemplo, si se hubieran obtenido ingresos en el mercado intradiario o por servicios de la red), el Reglamento no establece ninguna obligación de compensación (si bien esta podría derivar de la legislación nacional). En cualquier caso, un aumento significativo de la reducción de la producción de los parques eólicos marinos modificaría notablemente los supuestos básicos del proyecto, cuyo objetivo era ampliar las opciones de los parques eólicos marinos para transportar electricidad a la costa, reforzar la fiabilidad del suministro eléctrico a la zona DK2 y aumentar la capacidad para el comercio, pero sin modificar sustancialmente la situación de los parques eólicos marinos existentes ni la prioridad concedida a su alimentación en virtud de los marcos nacionales correspondientes. Si las partes del proyecto hubieran sabido que debía ponerse a disposición del comercio la máxima capacidad no obstante los derechos de acceso prioritario de los parques eólicos, es posible que el proyecto nunca se hubiera llevado a cabo.

(73)

En un contexto de contactos periódicos con entidades reguladoras nacionales, ministerios y la Comisión en los que se explicaba el enfoque previsto, es plausible que las partes del proyecto malinterpretaran la situación jurídica. Teniendo esto en cuenta y en vista de la atención especial que merecen los retos a los que se enfrenta este proyecto de demostración de activos híbridos en particular, podría concluirse efectivamente que la aplicación de requisitos jurídicos que exigieran modificaciones importantes de los fundamentos del proyecto y que, de haberse aclarado antes, podrían haber conllevado la cancelación del proyecto o la modificación de sus fundamentos plantea problemas sustanciales para el funcionamiento de la pequeña red conectada.

(74)

Así pues, la Comisión puede concluir que la plena aplicación del artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad a la red KF plantearía problemas sustanciales para el funcionamiento de una pequeña red conectada.

(75)

La excepción se aplica al cálculo y la asignación de la capacidad interzonal de la interconexión KF, con lo que se concede una excepción a los requisitos del artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad en la medida en que establece un umbral mínimo del 70 % de la capacidad total de intercambio de la interconexión KF. En lugar de lo anterior, el artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad se aplicará en la medida en que al menos el 70 % de la capacidad residual se ponga a disposición, es decir, al menos el 70 % de la capacidad restante tras deducir la capacidad necesaria para transportar la producción de los parques eólicos Baltic 1, Baltic 2 y Kriegers Flak a sus respectivas redes terrestres, según las previsiones diarias de la electricidad generada por dichos parques.

(76)

Cuando otras disposiciones hagan referencia al «umbral mínimo» establecido en el artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad, se entenderá que hacen referencia al umbral mínimo establecido en la presente Decisión. Lo anterior se aplica asimismo a los códigos y directrices de la red eléctrica, incluidos los Reglamentos (UE) 2015/1222, (UE) 2016/1719 y (UE) 2017/2195, así como a las condiciones y metodologías basadas en dichos Reglamentos de la Comisión.

(77)

Todos los demás requisitos del artículo 16 del Reglamento sobre la electricidad, especialmente el requisito de poner a disposición del mercado el máximo nivel de capacidad de las interconexiones respetando las normas de seguridad de funcionamiento de la red, seguirán siendo aplicables.

(78)

El artículo 64 del Reglamento sobre la electricidad establece que la presente Decisión 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.

(79)

La presente Decisión de excepción tiene por objetivo permitir la ejecución de un proyecto de demostración que es el primero de su tipo y que aspira a integrar mejor las energías renovables en el sistema eléctrico. Por tanto, no obstaculiza la transición a las energías renovables. Tampoco ejerce un impacto perceptible en la electromovilidad o en la respuesta de la demanda.

(80)

Por lo que respecta a una mayor flexibilidad y al almacenamiento de energía, es importante señalar que la posibilidad de que los servicios de flexibilidad (incluido el almacenamiento) respalden la red eléctrica depende directamente de que se proporcionen señales exactas y claras de inversión y despacho a los proveedores de dichos servicios. Cuando en una zona de oferta existe una congestión estructural, esto da lugar a señales de inversión distorsionadas para servicios de flexibilidad específicos de una ubicación. A modo de ejemplo, las inversiones en la generación de hidrógeno o en el almacenamiento en baterías dentro de la red KF podrían ser más viables en un marco normativo que refleje correctamente la congestión entre la red KF y ambas redes terrestres. En vista de los significativos retos tecnológicos que plantean las inversiones en instalaciones en alta mar, esto no implica automáticamente que dichas inversiones fueran viables si la red KF constituyera una zona de oferta marina independiente, pero es evidente que el enfoque con arreglo a la Decisión de excepción puede ejercer un impacto negativo en dichas posibilidades de inversión frente a la creación de una zona de oferta marina.

(81)

Por otro lado, el artículo 64 del Reglamento sobre la electricidad no exige que las Decisiones de excepción maximicen el potencial de flexibilidad o de almacenamiento de energía, sino únicamente que tengan como objetivo «garantizar que no se obstaculice». En otras palabras, la excepción no debe impedir avances que tendrían lugar de forma natural de no existir la excepción. No obstante, no se tiene la certeza de que la red KF funcionaría como una zona de oferta marina independiente en ausencia de una excepción. Como ya subrayaban quienes respondieron a la consulta, una zona de oferta marina podría reportar significativas ventajas para el funcionamiento del mercado, la transparencia y el uso eficiente de los activos de la red, pero también conllevaría ciertas dificultades, por ejemplo, a la hora de distribuir los costes y beneficios. Si no se estableciera una zona de oferta marina, no está claro si la plena aplicación del artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad al proyecto KF proporcionaría por sí sola señales de inversión más exactas para los servicios de flexibilidad o el almacenamiento.

(82)

Así pues, aunque la excepción no obstaculiza la transición a una mayor flexibilidad, incluido el almacenamiento de energía, es importante tener en cuenta la necesidad de unas señales de inversión adecuadas y su impacto en posibles inversiones en soluciones de almacenamiento o en servicios de flexibilidad de otro tipo en lo relativo a las condiciones de la excepción.

(83)

El artículo 64 del Reglamento sobre la electricidad dispone expresamente que la excepción debe estar limitada en el tiempo y sujeta a condiciones destinadas a aumentar la competencia y la integración en el mercado interior de la electricidad.

(84)

La limitación en el tiempo, por tanto, no puede estar justificada únicamente por el principio de proporcionalidad, por ejemplo, si una excepción más breve pudiera resolver los problemas en cuestión o si una excepción más larga ocasionara una carga desproporcionada para los participantes en el mercado. El Reglamento prevé una limitación obligatoria por varios motivos. En primer lugar, el Reglamento asume que el marco normativo general puede aplicarse a todas las situaciones del mercado interior y que esa aplicación general es ventajosa para la sociedad. Si bien el artículo 64 reconoce que las excepciones pueden ser necesarias en situaciones específicas, estas excepciones son susceptibles de aumentar la complejidad del sistema en general y pueden obstaculizar la integración también en zonas vecinas. Además, la justificación de la excepción se basa en términos generales en el marco técnico y normativo en ese momento y en la topología de una red determinada. Es muy probable que todas esas situaciones cambien. Por último, es importante que los participantes del mercado puedan prever los cambios en la normativa con suficiente antelación. Así pues, todas las excepciones han de estar limitadas en el tiempo.

(85)

La única situación en la que el Reglamento contempla la posibilidad de una excepción general sin limitaciones temporales concierne a las regiones ultraperiféricas, en el sentido del artículo 349 del TFUE, que no puedan estar interconectadas con el mercado de la Unión de la energía por razones físicas evidentes. Es fácilmente comprensible, pues dichas regiones no ejercen un impacto en el mercado interior de la electricidad. Puesto que KF no es una región ultraperiférica, es preciso imponer por tanto a la excepción una limitación en el tiempo clara y predecible.

(86)

La solicitud de excepción propone una limitación en el tiempo basada en el funcionamiento y la conexión de los tres parques eólicos marinos. La formulación da a entender, así pues, que no es ilimitada en el tiempo. Sin embargo, esta condición no es lo suficientemente precisa respecto a lo que constituye el «funcionamiento» de los parques eólicos iniciales y no permite a terceras partes predecir el marco normativo con suficiente antelación.

(87)

Para evitar dudas, debe poder determinarse claramente si un parque eólico marino conectado a la red KF todavía constituye uno de los parques eólicos iniciales o no. Así pues, en cualquier caso debe añadirse la condición de que, a partir de la fecha en la que cualquiera de los tres parques eólicos deje de funcionar por un motivo distinto a su mantenimiento habitual o a reparaciones de duración limitada, o experimente cambios significativos, como será el caso, como mínimo, si se necesita un nuevo acuerdo de conexión o si la capacidad de generación del parque eólico aumenta más de un 5 %, la producción de dicho parque eólico dejará de deducirse de la capacidad total de intercambio antes de calcular la capacidad residual, de modo que aumentará la capacidad disponible para el comercio en el interconector.

(88)

No obstante, si uno o dos de los parques eólicos dejan de funcionar o de beneficiarse de la excepción por otro motivo, ello no afectará negativamente a la situación comercial de los otros parques eólicos ni al funcionamiento de la red. Por consiguiente, la excepción no dejará de surtir efecto simplemente porque la producción de uno de los parques eólicos deje de poder optar a su deducción ex ante de la capacidad total de intercambio, sino únicamente cuando los tres parques eólicos dejen de poder optar a esta deducción.

(89)

Por lo que respecta a la duración adecuada de la excepción, la Comisión advierte que la aplicación inmediata de las normas para las que se solicita una excepción requeriría modificaciones sustanciales de las disposiciones normativas y comerciales relativas a KF, con posibles consecuencias negativas para el funcionamiento de los parques eólicos.

(90)

Por otro lado, la Comisión señala que, si se concediera una excepción mientras los parques eólicos funcionen y se mantengan conectados, esta podría aplicarse durante veinte años o más, teniendo en cuenta la vida útil media de los parques eólicos marinos. Una excepción tan prolongada podría perjudicar considerablemente a la integración del mercado.

(91)

Por otro lado, es importante que la excepción para KF no dé lugar a un elemento inalterable e inflexible, en cierto modo extraño, en el marco normativo en desarrollo para las instalaciones en alta mar. A fin de garantizar suficiente flexibilidad, pero al mismo ofrecer la seguridad y previsibilidad adecuadas a todas las partes del proyecto y a otros participantes del mercado, debe disponerse la realización de revisiones periódicas del marco aprobado en la presente Decisión de excepción.

(92)

Por tanto, la Comisión debe encontrar un equilibrio entre los intereses legítimos de los socios del proyecto KF y los Estados miembros vecinos, que han confiado en la legalidad de la solución normativa desarrollada para este primer proyecto de su tipo, y los intereses de los consumidores y productores de la UE en beneficiarse del principio de maximización de los flujos transfronterizos.

(93)

La Comisión tiene en cuenta que el desarrollo y la aplicación de una solución normativa que no requiera una excepción es factible (20), pero llevaría un tiempo considerable y además entrañaría una gran complejidad. Lo mismo ocurre con las adaptaciones contractuales necesarias al nuevo tratamiento normativo en consonancia con las normas de la UE. Además, puesto que el marco normativo para los activos híbridos en alta mar se está debatiendo actualmente, debería concederse un margen de tiempo suficiente para garantizar que esas adaptaciones no deban comenzar antes de que se haya sentado una base sólida y clara. Por consiguiente, parece adecuado conceder la excepción por un período de diez años.

(94)

Sin embargo, no se puede descartar por completo que siga haciendo falta una excepción continua para mantener el equilibrio económico y garantizar la viabilidad de la red KF incluso después de este período de diez años. Por tanto, la Comisión puede prorrogar dicho período cuando esté justificado. La excepción, incluida cualquier posible prórroga, no debe exceder un período de veinticinco años, pues superaría el tiempo de vida útil restante previsto de los parques eólicos.

(95)

La revisión de la Comisión de cualquier solicitud de prórroga debe incluir una evaluación que determine si es posible modificar la estructura del proyecto de tal modo que permita la integración plena de la red KF en el marco normativo general, por ejemplo, definiendo zonas de oferta marinas. Cualquier modificación de tales características de la estructura del proyecto ha de tener debidamente en cuenta el equilibro económico, como se establece en la presente Decisión de excepción. En la sección 5.5.3 se expone el procedimiento detallado para solicitar y conceder dicha prórroga.

(96)

Por lo que respecta a otras condiciones que han de establecerse, imponer un aumento de la capacidad mínima disponible para el comercio a un proyecto por lo demás inalterado contribuiría directamente a la reaparición del problema que se pretende resolver con la excepción durante aquellas horas en las que los cables de la red KF estén congestionados. Por otro lado, cuando dichos cables no estén congestionados, el principio de maximización se aplica en cualquier caso, por lo que ya debe ponerse a disposición la máxima capacidad técnicamente viable, hasta alcanzar la capacidad total de intercambio de la red de transporte.

(97)

Dicho esto, no puede descartarse por completo un margen para aumentar la capacidad disponible a más largo plazo. Los planes iniciales del proyecto preveían en particular la construcción de cables adicionales de corriente continua, y dichos planes se abandonaron al multiplicarse por 2,5 los costes de los componentes necesarios (véanse los considerandos 40 a 42). Por tanto, no se descarta que dichas inversiones pudieran efectuarse en un futuro. Concretamente, el convenio de subvención del proyecto KF contemplaba la posibilidad de integrar un parque eólico sueco en la red KF y planteaba la opción de aumentar la capacidad en tal caso.

(98)

Cuando los nuevos avances tecnológicos, la evolución del mercado o las inversiones en nuevos parques eólicos marinos en las proximidades de KF permitan que sea viable desde el punto de vista financiero modernizar la red existente o construir nuevos cables que aumenten la capacidad disponible para el comercio (teniendo en cuenta la necesidad de garantizar el funcionamiento seguro de la red KF y de las redes adyacentes), tales inversiones deben llevarse a cabo. En caso de presentarse solicitudes de prórroga, la evaluación de la Comisión también debe incluir si cabe esperar razonablemente tales inversiones en la creación de capacidad adicional.

(99)

Si los proveedores de servicios de flexibilidad manifiestan un interés concreto en llevar a cabo proyectos dentro de la red KF o en las proximidades que pudieran aumentar la capacidad disponible para el comercio empleando servicios de flexibilidad (por ejemplo, almacenando el exceso de producción de energía eólica en baterías en alta mar), las autoridades nacionales en cuestión deben tener debidamente en cuenta dichas inversiones y aprovechar su potencial para aumentar la capacidad disponible para el comercio, hasta alcanzar el valor mínimo establecido en el artículo 16, apartado 8, del Reglamento sobre la electricidad.

(100)

A fin de que la Comisión evalúe si la excepción todavía es necesaria en vista de posibles aclaraciones y modificaciones futuras del marco jurídico para los proyectos híbridos, las autoridades nacionales deben notificar a la Comisión con suficiente antelación antes de que finalice el período de excepción si estiman que es necesario prorrogarlo. En caso de que las autoridades nacionales deseen solicitar una prórroga de la presente excepción, debe presentarse una solicitud conjunta con suficiente antelación antes de que concluya el período de excepción, a fin de poder realizar un análisis exhaustivo de dicha solicitud e informar con prontitud a los participantes del mercado sobre el futuro marco normativo de KF. Toda solicitud debe incluir un análisis de costes y beneficios en el que se demuestren los efectos de la excepción en la red KF y a escala regional y europea, comparando como mínimo las posibilidades de continuar con la excepción en su forma actual, incrementar la capacidad disponible efectuando inversiones adicionales e integrar plenamente la red KF en el marco normativo general para los activos híbridos en alta mar aplicable en el momento en que se solicite la prórroga.

(101)

Siempre que la Comisión deba tomar una decisión respecto a una solicitud de prórroga, esta debe tener debidamente en cuenta los intereses económicos de los parques eólicos conectados y de los gestores de redes involucrados, así como también el impacto socioeconómico más amplio de la excepción a escala regional y europea. Concretamente, la revisión debe determinar si la red KF debería integrarse en un marco normativo más amplio para los activos híbridos, y de qué modo habría de hacerse.

(102)

A fin de tener en cuenta en suficiente medida las modificaciones introducidas en el marco normativo, así como los avances tecnológicos y la evolución del mercado, toda prórroga (en caso de concederse) debe estar limitada en el tiempo.

(103)

Si la Comisión llega a la conclusión de que, para conceder una prórroga, es preciso realizar cambios en el enfoque normativo expuesto en la presente Decisión, o que es necesario imponer otras condiciones para aumentar la competencia o la integración en el mercado, debe concederse un margen de tiempo suficiente para aplicarlos, así como informar con suficiente antelación a otros participantes del mercado de posibles modificaciones de la capacidad transfronteriza disponible.