COMISIÓN EUROPEA

Bruselas, 28.11.2023

COM(2023) 757 final

COMUNICACIÓN DE LA COMISIÓN AL PARLAMENTO EUROPEO, AL CONSEJO, AL COMITÉ ECONÓMICO Y SOCIAL EUROPEO Y AL COMITÉ DE LAS REGIONES

Redes, el eslabón perdido: Plan de Acción de la UE para las Redes

1.Introducción

Unas redes eléctricas interconectadas y estables son la columna vertebral de un mercado de la energía que funcione correctamente. La Unión Europea cuenta con una de las redes eléctricas más extensas y resilientes del mundo 1 , que se extiende por más de once millones de kilómetros en su mercado interior y garantiza el suministro diario de electricidad de alta calidad a sus consumidores.

Gracias al Reglamento de la UE sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas (RTE-E), la UE ha seleccionado más de cien proyectos de interés común (PIC) en el sector de la electricidad y ha facilitado su autorización y construcción, inclusive mediante financiación – en particular, mediante los fondos del Mecanismo «Conectar Europa» (MCE). Esto contribuyó a desarrollar una infraestructura eléctrica física adaptada a un auténtico mercado único y a avanzar hacia el objetivo de lograr una interconexión eléctrica del 15 % de aquí a 2030 2 . Durante la crisis energética, disponer de unos mercados de la electricidad bien interconectados aportó beneficios valiosos, a saber, mayor seguridad del suministro, acceso a electricidad a precios competitivos procedente de los países vecinos y una integración más rápida de las energías renovables. Ahora que los mercados de la UE están plenamente conectados, completar la red de infraestructuras es el siguiente paso para sacar el máximo partido a las ventajas que ofrece una energía limpia y asequible para los consumidores.

A pesar de estos avances, las redes eléctricas europeas se enfrentan a nuevos e importantes retos. Tendrán que satisfacer la creciente demanda vinculada a la movilidad limpia, la calefacción y la refrigeración, la electrificación de la industria y la puesta en marcha de la producción de hidrógeno con bajas emisiones de carbono. Se espera que el consumo de electricidad aumente en torno a un 60 % de aquí a 2030. Las redes también tendrán que integrar una gran porcentaje de energía renovable variable. La capacidad de generación de energía eólica y solar debe aumentar desde los 400 GW de 2022 hasta alcanzar al menos 1 000 GW en 2030, incluido un fuerte crecimiento de las energías renovables marinas hasta los 317 GW 3 , que deben conectarse a tierra. Por lo tanto, las redes deben adaptarse a un sistema eléctrico más descentralizado, digitalizado y flexible, con millones de paneles solares en tejados y comunidades locales de energía compartiendo recursos.

La planificación y la explotación de las redes europeas de transporte y distribución de electricidad también deben estar correlacionadas con la planificación y la explotación de la nueva infraestructura de hidrógeno, el almacenamiento de energía, la infraestructura de recarga para la electromovilidad y la infraestructura de CO2.

Como consecuencia de estas tendencias, la red europea debe modernizarse y expandirse rápidamente. El plan decenal de desarrollo de la red (PDDR) de la REGRT de Electricidad muestra que, en los próximos siete años, tiene que duplicarse la infraestructura de transporte transfronterizo, y debe incorporarse una capacidad adicional de 23 GW para 2025 y otros 64 GW más para 2030 4 .

Más allá de las necesidades transfronterizas, la mayor parte de la inversión se realizará dentro de las fronteras, tanto a nivel de transporte como de distribución. En particular, las redes de distribución están obligadas a crecer y a cambiar para conectar grandes cantidades de generación descentralizada de energías renovables, y una nueva demanda flexible («cargas»), como bombas de calor y estaciones de recarga para vehículos eléctricos 5 . Adquieren nuevas funciones, convirtiéndose en facilitadoras de una serie de soluciones nuevas que requiere el sistema. Tendrán que convertirse en redes inteligentes, digitales, supervisadas en tiempo real, controlables a distancia y ciberseguras, y la investigación y la innovación desempeñarán un papel importante. Además, alrededor del 40 % de las redes de distribución europeas tienen más de 40 años y deben modernizarse. La industria estima que se necesita invertir en torno a 375 000-425 000 millones EUR en las redes de distribución de aquí a 2030 6 . La Comisión estima que, en total, se necesitan inversiones por valor de 584 000 millones EUR 7 para las redes eléctricas durante esta década. Esto representa una parte significativa de la inversión global necesaria para llevar a cabo la transición limpia en el sector de la electricidad.

Ya en la actualidad, la necesidad de hacer frente a estos retos es clara. En muchos países, los proyectos de generación de energías renovables se enfrentan a un largo tiempo de espera para obtener derechos de conexión. El tiempo de espera de obtención de permisos para los refuerzos de la red oscila entre cuatro y diez años, y entre ocho y diez años para la alta tensión. Están aumentando rápidamente los retrasos de conexión en la red de distribución, con varios miles de nuevas solicitudes al mes para un único gestor de red de distribución (GRD) de tamaño medio. Cuando no hay claridad ni certeza sobre los plazos y los costes de conexión, los nuevos proyectos de generación planificados se bloquean o se abandonan. Si bien la legislación de la UE ya contempla la normativa relativa a los GRD, con el presente Plan de Acción la Comisión promueve, por primera vez, acciones dirigidas a las redes de distribución. En ellas, pueden surgir cuellos de botella considerables en el suministro cuando las empresas y los hogares buscan acceso a una energía limpia y asequible, con soluciones que van desde integrar activos energéticos flexibles (como los vehículos de cero emisiones) a la respuesta de la demanda hasta inversiones en subestaciones y otros. Además, en toda Europa, los proyectos de interconexión sufren sobrecostes debidos a la inflación y al aumento de los tipos de interés, al tiempo que se enfrentan a dificultades para conseguir a tiempo equipos tales como cables o subestaciones. La falta de mano de obra cualificada agrava estos problemas. El tiempo de espera para los nuevos productos puede llegar hasta 2032.

No se trata de un problema exclusivamente europeo. La necesidad de que las redes se expandan está reconocida mundialmente. Estados Unidos estima que necesita ampliar sus sistemas de transporte de electricidad en un 60 % de aquí a 2030. La Empresa Estatal de Redes china ha anunciado una inversión de 1,02 billones CNY (132 000 millones EUR) en redes eléctricas en 2022-23. La Agencia Internacional de la Energía considera que se necesitan más de ochenta millones de km de redes en todo el mundo para 2040 (el equivalente de toda la red mundial actual) y estima que unos 1 500 GW de proyectos avanzados de energías renovables están esperando en las colas de conexión a la red 8 .

La UE está situando a las redes en el centro de sus prioridades. La Directiva revisada sobre fuentes de energía renovables 9 hace más ágil la concesión de permisos a las redes necesarias para integrar las energías renovables. El Reglamento y la Directiva 10 sobre un mercado interior de la electricidad contienen normas relativas al desarrollo de redes en lo que respecta a la planificación, las tarifas de acceso a la red y las funciones de la REGRT de Electricidad y de la entidad de los GRD de la UE. La propuesta de Ley sobre la industria de cero emisiones netas incluye las tecnologías de redes en su ámbito de aplicación. Sin embargo, la magnitud del reto es tal, que se requiere una atención política específica para garantizar que las redes se conviertan en un facilitador, no un cuello de botella para la transición limpia y rápida de la UE 11 . Además, la necesidad de mejorar la modernización y la interconectividad de la red eléctrica, garantizar su mantenimiento y transformarla para permitir la transición a fuentes de energía renovables es una demanda de los ciudadanos de la UE 12 . Por estas razones, la Comisión ha entablado conversaciones con las partes interesadas para debatir los problemas y las posibles acciones.

Sobre la base de este trabajo, la Comisión ha elaborado la presente Comunicación con un Plan de Acción de catorce puntos para hacer que las redes eléctricas europeas sean más fuertes, interconectadas, digitalizadas y ciberresilientes. Las medidas enumeradas se centran en la aplicación del marco jurídico acordado, y deben aplicarse rápidamente a fin de marcar la diferencia a tiempo para alcanzar los objetivos de 2030.

2.Plan de Acción Europeo para la Red

La Comisión ha puesto de relieve los problemas de las redes en varios foros y procesos de consulta con las partes interesadas, entre ellos el Foro de Infraestructuras Energéticas de Copenhague 13 y las Jornadas sobre los PIC 14 en Bruselas y, más recientemente, las Cumbres de los PIC de Redes Inteligentes 15 organizadas por promotores de PIC con el apoyo de la Comisión en Liubliana y Bratislava. Además, el 9 de septiembre de 2023, la REGRT de Electricidad organizó un foro de alto nivel sobre el futuro de nuestras redes 16 , con el patrocinio de la Comisión, para debatir con las partes interesadas que representan a toda la cadena de suministro las perspectivas y los retos del desarrollo de las redes.

Sobre la base de los resultados de estas labores, la Comisión ha defindo siete retos horizontales para acelerar el ritmo de desarrollo de la red en Europa, a saber: 1) acelerar la ejecución de los PIC existentes y desarrollar nuevos proyectos; 2) mejorar la planificación a largo plazo de la red; 3) introducir un marco regulador favorable y preparado para el futuro; 4) hacer un mejor uso de las redes existentes y convertirlas en redes inteligentes; 5) mejorar el acceso a la financiación; 6) garantizar procesos de concesión de permisos más rápidos y menos onerosos; y 7) reforzar las cadenas de suministro.

Para cada uno de estos siete ámbitos, las siguientes secciones del Plan de Acción resumen los principales causantes del problema e indican acciones y recomendaciones clave hechas a medida sobre cómo abordarlos a corto y medio plazo.

I.ACELERAR LA EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS DE INTERÉS COMÚN (PIC) EXISTENTES Y DESARROLLAR NUEVOS PROYECTOS

Desde 2013, el marco de la RTE-E ha sido el instrumento principal para reforzar las interconexiones eléctricas dentro del mercado único. Ha ayudado a detectar las necesidades de infraestructura transfronteriza, seleccionar proyectos de interés común (PIC), lograr el apoyo político y acelerar su ejecución mediante la simplificación de la concesión de permisos. La condición de PIC también ha sido fundamental para obtener unas condiciones de financiación favorables, ya que se trata de una marca ampliamente reconocida que proporciona una garantía adicional a las instituciones financieras, como el Banco Europeo de Inversiones 17 , sobre el alto valor de un proyecto.

De cara al futuro, el marco de la RTE-E cobrará mayor importancia, en consonancia con el aumento previsto de las necesidades de la red transfronteriza, para integrar y transportar grandes cantidades de nueva electricidad renovable en toda Europa, donde más se necesite. Los PIC también ayudarán a los Estados miembros a alcanzar el objetivo del 15 % de interconexión eléctrica. La mejora de las interconexiones transfronterizas ofrece un importante potencial de ahorro de costes a nivel del sistema: los proyectos transfronterizos pueden reducir los costes de generación en 9 000 millones EUR cada año hasta 2040, mientras que las inversiones que se requieren en capacidad y almacenamiento transfronterizos ascienden a 6 000 millones EUR anuales.

La primera lista de la Unión en el marco de la RTE-E revisada, adoptada el 28 de noviembre de 2023, contribuye a crear una red de infraestructuras apta para un futuro descarbonizado al identificar 166 PIC y proyectos de interés mutuo (PIM) 18 . Incluye una atención renovada a la electricidad con 68 proyectos (12 de los cuales son de almacenamiento), 5 proyectos de redes inteligentes y, por primera vez, una nueva categoría de infraestructuras marítimas con 12 proyectos.

Estos 85 proyectos se ocupan de los cuellos de botella más acuciantes en las redes de la RTE-E de la UE. Está previsto que entre 2027 y 2030 se pongan en marcha alrededor de la mitad de ellos. Es esencial que se finalicen a tiempo para que puedan tener un impacto en esta década. A fin de evitar los retrasos y aplazamientos que dificultaron la finalización de los PIC en el pasado, es necesario realizar un esfuerzo suplementario de seguimiento de los avances y eliminar rápidamente los cuellos de botella y los obstáculos a la aplicación.

Además, el PDDR de la RTE-E, exhaustivo y a escala de la Unión, señala importantes necesidades adicionales del sistema para 2040 y más allá. En los próximos años, los nuevos PIC de las siguientes listas de la Unión deben corresponder a estas necesidades. Para que esto suceda, es necesario esforzarse por acelerar la concepción y el desarrollo de una sólida cartera de nuevos proyectos que se incluirán en las listas de PIC actualizadas, cada dos años.

Si bien la mayor parte de las necesidades de financiación para futuros proyectos tendrá que cubrirse con financiación obtenida en el mercado, existe una presión creciente para proporcionar más apoyo público a los proyectos transfronterizos, a fin de limitar el impacto en las tarifas y, en consecuencia, en los costes de la energía para los consumidores finales. Sin embargo, existe un desajuste entre las crecientes necesidades detectadas y los recursos disponibles de la UE. El presupuesto disponible en el marco del MCE Energía 2021-27 era más reducido en el Reglamento final que en la propuesta inicial de la Comisión, y estaba destinado a cubrir un número limitado de categorías de proyectos, tal como se estableció en el antiguo Reglamento RTE-E. La revisión del Reglamento RTE-E de 2022 amplió su ámbito de aplicación a nuevas categorías de infraestructuras marítimas, de electrolizadores, de hidrógeno, de almacenamiento de energía, de almacenamiento de CO2 y de redes de gas inteligentes, mientras que la asignación presupuestaria no cambió.

El aumento de las necesidades de la red y la repartición de un presupuesto limitado entre más categorías reducen el impacto del instrumento y crean un posible déficit de financiación para las redes energéticas transfronterizas. Además, el MCE Energía se limita a los PIC y no cubre las necesidades de los GRD locales. Otras posibilidades de financiación de la UE, como el Fondo de Cohesión, el FEDER, el Mecanismo de Recuperación y Resiliencia o el Fondo de Modernización, están disponibles para las redes eléctricas, pero algunas están infrautilizadas. Los planes de recuperación y resiliencia 19 asignan alrededor de 13 000 millones EUR a las redes, que cubren reformas e inversiones en infraestructuras de red, sistemas energéticos inteligentes, instalaciones de almacenamiento de energía y digitalización de las redes de distribución y transporte.

Dado que la insuficiencia de inversiones en redes de distribución y almacenamiento ya está poniendo trabas a los esfuerzos de los ciudadanos y las empresas, parece necesario adoptar un nuevo enfoque para identificar y apoyar los proyectos de redes locales a fin de evitar lagunas en el futuro.

Acción 1: la Comisión, los Estados miembros y los gestores de redes de transporte (GRT) reforzarán el apoyo a la preparación de PIC y PIM, y acelerarán la ejecución y la financiación

Para acelerar la finalización de los PIC de la lista de la Unión, la Comisión, los Estados miembros y los promotores de proyectos darán prioridad a la ejecución de los PIC y los PIM ya identificados. Además, es necesario promover el desarrollo de nuevos proyectos prioritarios.

-En el marco de un seguimiento reforzado de la ejecución de estos proyectos, los promotores de proyectos deben informar a los Estados miembros y a la Comisión sobre los avances y determinar los problemas que deban resolverse, incluidos los relativos a la concesión de permisos. A tal fin, cada uno de los grupos de alto nivel existentes debe seguir de cerca los proyectos prioritarios, en particular mediante reuniones ministeriales anuales, para garantizar una dirección política y un estrecho seguimiento de los avances en la ejecución con la participación de los países socios, cuando proceda. Los grupos de alto nivel también apoyarán la identificación de posibles proyectos prioritarios futuros.

-De cara al futuro, la Comisión también evaluará las necesidades de inversión para la futura financiación pública de proyectos de infraestructuras, tanto de transporte como de distribución, que abarquen también infraestructuras de almacenamiento, hidrógeno y CO2.

II.MEJORAR LA PLANIFICACIÓN A LARGO PLAZO DE LA RED PARA INCREMENTAR LA PROPORCIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES Y AUMENTAR LA ELECTRIFICACIÓN

Un panorama energético en rápida evolución requiere una planificación dinámica y exhaustiva a largo plazo del sistema de transporte de electricidad para garantizar la integración de las evaluaciones marítimas y terrestres, así como entre sectores como el hidrógeno, la infraestructura de recarga para el sector del transporte, la calefacción y la refrigeración, el dióxido de carbono, los procesos industriales electrificados y el gas. 

También es insuficiente la visibilidad a largo plazo de las necesidades de la red, en particular a nivel de los GRD, donde las necesidades están aumentando. Además, una red eléctrica preparada para el futuro requiere una mayor atención a la coordinación en la planificación de la red y el intercambio de datos entre los GRT, los GRD, los productores, los agregadores, los operadores de puntos de recarga, los operadores de infraestructuras de hidrógeno y las administraciones que impulsan el despliegue de bombas de calor, para lograr una comprensión común de las necesidades futuras de la red.

Más allá de las nuevas cargas necesarias para la movilidad eléctrica, la integración de la recarga inteligente y bidireccional tiene un impacto sustancial en las redes eléctricas. Esto requiere la transposición oportuna de la Directiva sobre fuentes de energía renovables (DFER) revisada, la aplicación del Reglamento recientemente adoptado sobre la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos y la adopción de un nuevo código de red sobre la flexibilidad de la demanda 20 . La Comisión, previa consulta a todas las partes interesadas 21 , intensificará las labores con vistas a proponer las soluciones políticas, reglamentarias y de normalización necesarias para la recarga inteligente y bidireccional en Europa.

Acción 2: la REGRT de Electricidad mejorará la planificación descendente de aquí a 2050 integrando la determinación de las necesidades de los sistemas marinos y terrestres y teniendo más en cuenta el hidrógeno.

El desarrollo de la infraestructura de transporte transfronterizo se basa en una década de experiencia en la planificación de redes paneuropeas mediante los PDDR. El Reglamento RTE-E revisado, adoptado en 2022, supuso un paso más al convertir la dirección a largo plazo fijada por los Estados miembros sobre las ambiciones marítimas regionales hasta 2050 en punto de partida para el ejercicio de planificación de la red marítima, colmando la brecha entre las expectativas políticas y el desarrollo de la red. Esta lógica estratégica a largo plazo aplicada actualmente en los primeros planes de desarrollo de redes marítimas, previstos para enero de 2024, debería ampliarse al resto de la red europea con el objetivo de reunir la planificación de la red marítima y la red terrestre en un marco común a través del próximo proceso de PDDR.

A este respecto, a partir del primer trimestre de 2024, tras la publicación del primer plan de desarrollo de redes marítimas, la Comisión colaborará estrechamente con la REGRT de Electricidad en el desarrollo del PDDR. Además, para garantizar una planificación integrada del sistema energético, el transporte de hidrógeno debe estar mejor reflejado para ofrecer expectativas sólidas sobre las necesidades de infraestructuras de hidrógeno, para las que deben tenerse en cuenta las estrategias de hidrógeno de los Estados miembros, cuando existan, incluida la producción marítima de hidrógeno y su transporte posterior hacia la demanda. A tal fin, las partes interesadas del sector del hidrógeno deben participar más estrechamente en la preparación de los futuros planes de desarrollo de redes marítimas. La REGRT de Electricidad debe seguir reforzando las sinergias entre los diferentes vectores energéticos en el PDDR, garantizando la participación de las partes interesadas en los sectores de la distribución, el almacenamiento, el hidrógeno, el CO2 y el gas, con vistas a una planificación progresivamente integrada del sistema energético una vez que estos sectores alcancen la madurez adecuada.

Por último, a nivel nacional, las autoridades reguladoras nacionales (ARN) deben velar por que los gestores de redes evalúen en mayor medida las necesidades de flexibilidad de sus redes energéticas a la hora de planificar las redes de transporte, incluido el potencial de almacenamiento de energía 22 . Esto debe hacerse de conformidad con el próximo marco legislativo revisado de la configuración del mercado de la electricidad.

Los GRT y los Estados miembros deben garantizar que se diseñe, planifique y desarrolle un número suficiente de proyectos de transporte de electricidad para satisfacer las necesidades detectadas de la UE en materia de infraestructuras para 2030, 2040 y 2050, teniendo en cuenta los planes nacionales de energía y clima. Cuando se detecten necesidades de desarrollo de la red, pero no haya proyectos concretos para satisfacer dichas necesidades, los Estados miembros y sus autoridades reguladoras deben animar a los GRT a desarrollar nuevos conceptos de proyecto.

Acción 3: la entidad de los GRD de la UE apoyará la planificación de la red de los GRD cartografiando la existencia y las características de los planes de desarrollo de la distribución

Disponer de planes de desarrollo de la red de distribución fiables, exhaustivos, prospectivos y transparentes será esencial para incorporar las energías renovables y la demanda flexible, y reducir futuros retrasos en las solicitudes de conexión. La Directiva sobre el mercado interior de la electricidad ya impone a los GRD 23 el mandato legal de elaborar cada dos años planes de desarrollo de la red de entre cinco y diez años y presentarlos a sus autoridades reguladoras nacionales previa consulta con todos los usuarios pertinentes de la red. Además, la entidad de los GRD de la UE tiene funciones legales consagradas en el Reglamento sobre el mercado interior de la electricidad para promover la planificación de las redes de distribución en coordinación con la planificación de las redes de transporte, y cooperar con la REGRT de Electricidad y adoptar las mejores prácticas en la planificación coordinada de las redes de transporte y distribución, incluido el intercambio de datos entre operadores para la planificación de la red. Alrededor de 2 560 GRD de la UE cubren diez millones de kilómetros de redes de distribución 24 , con un amplio espectro de tamaños de empresas y disparidades en las concentraciones nacionales. Los pequeños GRD pueden enfrentarse a retos adicionales debido a la escasez de recursos. Más de 900 GRD (pequeños, medianos y grandes) son miembros de la entidad de los GRD de la UE.

Esta acción complementa y apoya el trabajo inicial sobre disposiciones legislativas. De aquí a mediados de 2024, la entidad de los GRD de la UE debe explorar estudios de caso y mejores prácticas, y publicar recomendaciones para mejorar la planificación de la red de distribución 25  en estrecha coordinación con la REGRT de Electricidad y los GRT, así como con los representantes pertinentes de los usuarios de la red, como las energías renovables, la electromovilidad o la calefacción y refrigeración, teniendo en cuenta las incertidumbres que más afectan a las actividades de los GRD y el tamaño heterogéneo de estos 26 . Será esencial mantener intercambios transparentes y periódicos con las partes interesadas de los sectores de las energías renovables, la electromovilidad, la calefacción y la refrigeración, los consumidores y los representantes regionales de la sociedad civil en la preparación de los planes de desarrollo de la red de distribución. Por ejemplo, los planes nacionales, municipales y de empresas privadas sobre infraestructuras de recarga de vehículos eléctricos, el suministro de electricidad en puerto en los puertos marítimos, el despliegue de bombas de calor o, como alternativa, el despliegue de calefacción urbana tendrán un impacto sustancial en la necesidad de reforzar las redes de distribución de electricidad, lo que, a su vez, ofrece oportunidades para nuevos mercados de flexibilidad, y debe integrarse en la planificación de la red, a fin de que la expansión necesaria de la red se lleve a cabo rápidamente.

Un intercambio de datos adecuado también ayudará a los GRD a planificar las necesidades de la red para acortar los tiempos de conexión a la red. A tal fin, los usuarios de la red deben facilitar datos sobre sus respectivas capacidades de potencia y las ubicaciones de los proyectos para ayudar a los GRD a entender los nuevos patrones de flujo de electricidad dentro de sus redes eléctricas. Además, las ARN, en cooperación con la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y el Consejo de Reguladores Europeos de la Energía (CEER), deben, a más tardar en el cuarto trimestre de 2024, proporcionar orientaciones a los GRD sobre la planificación y promover la coherencia entre los planes 27 . La Comisión, junto con la entidad de los GRD de la UE, también reforzará a partir de 2024 su apoyo a la elaboración y la presentación de solicitudes de PIC para proyectos de redes inteligentes.

Por lo tanto, el principal factor para tomar decisiones sobre los planes de inversión es contar con planes globales de desarrollo de la red. Como complemento de estos, los planes nacionales de energía y clima pueden ser herramientas eficaces para apoyar el desarrollo de redes de distribución, en particular a través de las reformas que deben llevar a cabo los Estados miembros. La Comisión incluirá acciones relacionadas con la red en el proceso iterativo con los Estados miembros sobre sus planes nacionales de energía y clima.

III.INTRODUCIR INCENTIVOS REGLAMENTARIOS PARA LA EXPANSIÓN DE LAS REDES ELÉCTRICAS CON VISIÓN DE FUTURO

Entre los principales factores que influyen en el nivel y la eficacia de las inversiones en desarrollo redes se encuentra el marco regulador. Las redes eléctricas suelen ser activos regulados y las inversiones se financian a través de las tarifas de acceso a la red que pagan todos los consumidores. Por lo tanto, el aumento de los costes de desarrollo del sistema energético dará lugar normalmente a un aumento de las tarifas de acceso a la red y, por tanto, de los precios al consumo, a pesar de que los precios finales al consumo deben seguir siendo asequibles. Además, limitar el desarrollo de proyectos a aquellos basados en las necesidades actuales del sistema puede aumentar los costes futuros del sistema y, por tanto, los costes para los consumidores. Por consiguiente, es importante que las partes interesadas lleguen a un acuerdo sobre la necesidad de realizar inversiones anticipatorias.

Las energías renovables marinas, en particular, aportarán enormes beneficios a la sociedad, que probablemente se extiendan más allá de las fronteras de los Estados miembros de acogida. Esto genera complejidades a la hora de ponerse de acuerdo sobre un reparto adecuado de los costes, incluidos los de los interconectores híbridos.

La creación de incentivos reglamentarios adecuados comienza con el establecimiento de un marco regulador propicio que aporte seguridad a las inversiones. Esto requiere alcanzar un acuerdo rápido sobre la reforma de la configuración del mercado de la electricidad, con sus disposiciones en las que se reconoce la importancia de las inversiones anticipatorias, una garantía de acceso al transporte para las energías renovables marinas y la contabilización tanto de los gastos de capital como de los gastos de funcionamiento en las tarifas de acceso a la red.

Sin embargo, una revisión tan importante de las metodologías de fijación de tarifas requiere un equilibrio adecuado entre, por una parte, anticipar las necesidades futuras de infraestructura, aceptar un mayor grado de incertidumbre en el sentido de que un activo de infraestructura podría no utilizarse plenamente desde su puesta en servicio y permitir una recuperación rápida de los costes conexos, y por otra parte, la asequibilidad para los consumidores que soportan los costes a través de las tarifas de acceso a la red. La pérdida de bienestar socioeconómico causada por el retraso en la modernización de la red necesaria para conectar las energías renovables y la demanda flexible superará con frecuencia el coste inicial adicional de las inversiones anticipatorias. Además, dada la larga vida útil de los activos de red, en el futuro podrán producirse importantes reducciones de costes si las inversiones actuales ya se realizan teniendo en cuenta las necesidades futuras.

Acción 4: la Comisión propondrá principios rectores que determinen las condiciones en las que deben concederse inversiones anticipatorias para proyectos de redes eléctricas

La propuesta de reforma de la configuración del mercado de la electricidad presentada por la Comisión indica claramente que las inversiones anticipatorias se deben utilizar para los proyectos de redes pertinentes. No obstante, su uso debe seguir siendo proporcional a las necesidades.

Las inversiones anticipatorias pueden resultar pertinentes, por ejemplo, para invertir en redes marítimas preparadas para el futuro que permitan futuras ampliaciones de las redes marítimas integradas; para las zonas con un elevado potencial fotovoltaico terrestre sin explotar, como las zonas de aceleración de las energías renovables establecidas de conformidad con la Directiva sobre fuentes de energía renovables; para conectar los puertos a la red para el suministro de electricidad en puerto, o para la construcción de redes inteligentes que apoyen planes nacionales de infraestructuras de recarga de vehículos eléctricos o planes municipales para el despliegue de bombas de calor.

Como complemento de los trabajos sobre inversiones anticipatorias que está llevando a cabo el Foro de Copenhague 28 , la Comisión, con el apoyo de la ACER, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE, y en consulta con las partes interesadas tanto por el lado de la oferta de electricidad como de la demanda, propondrá, en el primer trimestre de 2025, orientaciones para determinar las condiciones en las que normalmente debe esperarse la aprobación de las inversiones anticipatorias, teniendo en cuenta los diferentes niveles de seguridad de desarrollo de los proyectos y las formas de abordar los distintos niveles, como por ejemplo, sufragando de forma condicional las inversiones anticipatorias.

Acción 5: la Comisión publicará orientaciones sobre el reparto transfronterizo de los costes de los proyectos marinos

Las redes marítimas estarán compuestas por proyectos de transmisión radial e híbrida que evolucionarán hacia una futura red marítima integrada. La conexión de las islas energéticas y otros grandes proyectos marinos aportará grandes beneficios a la sociedad, que probablemente se extiendan más allá de las fronteras de los países de acogida. Esto plantea dificultades a la hora de acordar un reparto adecuado de los costes, teniendo en cuenta los beneficios de los consumidores y los productores, pero también la incertidumbre inherente a las futuras inversiones y su calendario. Los proyectos híbridos que interconecten países al mismo tiempo que conectan las energías renovables marinas se enfrentarán a particularidades adicionales. Esto también requerirá un aumento de las infraestructuras de transporte desde las regiones costeras hacia las regiones sin litoral de Europa para desbloquear un mayor número de proyectos eólicos terrestres y marinos.

Teniendo en cuenta las necesidades en materia de desarrollo de las redes marítimas, los Estados miembros y a las autoridades reguladoras deben entablar debates sobre los principios de colaboración, incluidos los costes, desde la fase de determinación de las necesidades de la red, con el objetivo de acelerar la aparición de nuevos proyectos transfronterizos. La REGRT de Electricidad debe seguir desarrollando herramientas de modelización eficaces, a fin de satisfacer mejor las necesidades que tienen los Estados miembros de información pertinente para impulsar dichos intercambios. Además, los enfoques actuales sobre la asignación de costes deben tener en cuenta nuevas complejidades, como los proyectos híbridos marinos. La Comisión abordará estos retos en unas orientaciones destinadas a apoyar a los Estados miembros y a las ARN en estas actividades, a más tardar en junio de 2024. Las reuniones específicas con los Estados miembros a nivel político y técnico guiarán las labores sobre el reparto de costes. Además, la Comisión organizará una serie de reuniones con los Estados miembros para intercambiar ideas y ayudarles a alcanzar acuerdos sobre proyectos concretos.

IV.INCENTIVAR UN MEJOR USO DE LAS REDES ELÉCTRICAS

Las colas de espera para las conexiones a la red causan grandes retrasos en la puesta en marcha de las energías renovables. A menudo se producen porque los promotores de proyectos no han recibido suficiente información, pero también están causadas por las modalidades del proceso de concesión de permisos. Por lo tanto, dar visibilidad a la capacidad disponible de las redes eléctricas ayuda a dirigir las solicitudes de conexión hacia donde puedan tramitarse más fácilmente. Muchos gestores de redes han facilitado mapas de capacidad de alojamiento de la red, pero con claridad y calidad dispares 29 . Por otra parte, algunas administraciones han sido pioneras en formas prácticas de priorizar las aplicaciones o desincentivar las demandas abusivas, contribuyendo así a reducir los retrasos y los tiempos de espera.

Para mejorar el uso de las redes eléctricas existentes, es necesario abordar la falta de concienciación de los promotores de proyectos sobre la rápida evolución de las tecnologías para redes inteligentes y eficientes, incluidas las tecnologías promovidas por Horizonte Europa, su grado de utilización en toda Europa y los beneficios ya aportados a otros proyectos.

Por último, no existen suficientes incentivos para la adopción de redes inteligentes, de la eficiencia de la red y de las tecnologías innovadoras, debido a las estructuras tarifarias predominantes, que se centran en los gastos de capital. La compensación insuficiente de los gastos de funcionamiento, hasta ahora vinculados en gran medida a los costes de recursos humanos, no refleja adecuadamente el aumento de los costes de la digitalización, el tratamiento de datos ni la contratación de flexibilidad.

Acción 6: la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE acordarán definiciones armonizadas de la capacidad de alojamiento de la red disponible para los gestores de redes y establecerán una visión de conjunto a escala de la UE

Los gestores de redes deben proporcionar información transparente, comprensible, detallada y actualizada periódicamente sobre las capacidades de alojamiento de la red y los volúmenes de solicitudes de conexión, en consonancia con la propuesta de la Comisión de revisión de la configuración del mercado de la electricidad. Las autoridades reguladoras deben establecer marcos para los acuerdos de conexión no firmes, cuando proceda.

A partir de la publicación del presente Plan de Acción, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE, en cooperación con la Comisión y las autoridades reguladoras, deben trabajar en la armonización de las definiciones relativas a la capacidad de alojamiento disponible de la red. Esto debería conducir a una visión general a escala de la UE de las capacidades de alojamiento de la red 30 disponibles para que se conecten nuevos usuarios, junto con información sobre los volúmenes de solicitudes de conexión que se están tramitando. Esta visión general debe tener en cuenta los mapas de capacidad ya realizados por los GRT y los GRD, cuando proceda. Para mediados de 2025, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE deben establecer una visión general a escala de la UE que dé visibilidad a los promotores de proyectos a la hora de conceptualizar sus proyectos, tales como nuevos proyectos de energías renovables o infraestructuras de recarga de vehículos eléctricos, y les ayude a estimar el riesgo de retrasos en la aprobación de la solicitud de conexión, para disponer así de una previsión más clara sobre cuándo podrán sus proyectos empezar a recibir ingresos. Esto beneficiará a nuevos proyectos de energías renovables y demanda flexible, como el almacenamiento o los vehículos eléctricos. Algunos gestores de redes ya proporcionan esta visibilidad a escala local. Además, como muy tarde a mediados de 2025, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE deben apoyar a los gestores de redes en la digitalización y simplificación de los procedimientos para las solicitudes de conexión a la red, mediante, por ejemplo, la publicación de orientaciones y recomendaciones.

Esta visión general puede ayudar a las ARN a entender en qué parte de la red las conexiones flexibles (no firmes) podrían ser beneficiosas para el sistema hasta que tenga lugar la expansión necesaria de la red. Cuando el desarrollo de la red sea la solución estructural del problema de capacidad, deben diseñarse marcos de conexión no firme de modo que los gestores de redes no retrasen la expansión de la red. En otros casos, cuando el desarrollo de la red pueda no ser una solución económica, las conexiones no firmes podrían considerarse una solución a largo plazo 31 .

Las ARN también deben proporcionar un marco claro para desincentivar las solicitudes de conexión cuando estas no estén respaldadas por un proyecto sólido y no cuenten con el compromiso suficiente de un promotor, o las solicitudes de exceso de capacidad más allá de lo necesario para el proyecto, a fin de evitar que la reserva de capacidades de conexión se conceda a proyectos con menos probabilidades de materializarse, o cuyo plan de negocio principal consista en vender el derecho de conexión cuando se le conceda. Por ejemplo, los proyectos de generación que están comprometidos financieramente o pagan los costes de conexión a la red cuando solicitan la conexión tienen menos posibilidades de no llevarse a cabo.

Acción 7: la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE promoverán la adopción de redes inteligentes, de la eficiencia de la red y de tecnologías innovadoras

Las tecnologías comerciales que pueden mejorar considerablemente el funcionamiento de las redes eléctricas están disponibles pero no se utilizan lo suficiente 32 . Y sin embargo, estas tecnologías pueden disminuir los costes para los consumidores reduciendo las pérdidas de la red 33 . El hecho de conocer la cartera de proyectos existente en los que ya se han usado estas tecnologías, y los beneficios cuantificados que han aportado, puede proporcionar argumentos claros a los promotores de proyectos que se plantean su uso. Por lo tanto, debe aumentarse la visibilidad de los activos tecnológicos disponibles para un despliegue rápido, así como de las soluciones innovadoras para las redes inteligentes y una mejora de la eficiencia de la red, como la evaluación dinámica de las líneas (DLR), los cables de superconductores a alta temperatura, los compensadores síncronos estáticos (STATCOM), los convertidores de fuente de tensión (VSC) en sistemas de corriente continua de alta tensión, los disyuntores de corriente continua de alta tensión o los transformadores de desplazamiento de fase (PST) 34 .

La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE deben actualizar conjuntamente la Technopedia 35 , aclarando estos elementos y garantizando que se cubren las tecnologías que están siendo utilizadas en proyectos piloto de toda Europa relativos a las redes eléctricas inteligentes y al aumento de la eficiencia de la red, incluidas las tecnologías desarrolladas en el marco de los programas Horizonte Europa u Horizonte 2020. La Technopedia debe informar sobre los casos de uso y los beneficios, y actualizarse a más tardar a finales de 2024 y al menos una vez al año, de modo que los promotores puedan tener debidamente en cuenta estas tecnologías en la conceptualización de sus respectivos proyectos, y las autoridades reguladoras puedan alentar a los promotores a que las usen. Las actualizaciones deben difundirse en futuras cumbres de redes eléctricas inteligentes organizadas con el apoyo de la Comisión y de la entidad de los GRD de la UE.

Para seguir promoviendo las redes inteligentes, la eficiencia de las redes y las tecnologías innovadoras, la Comisión facilitará la aplicación de los próximos códigos de red en lo relativo a la participación de los recursos energéticos descentralizados en los mercados.

Acción 8: la ACER, en su próximo informe sobre tarifas, recomendará las mejores prácticas relativas a la promoción de las redes inteligentes y las tecnologías de eficiencia de las redes a través del diseño de tarifas, haciendo hincapié en que deben tenerse en cuenta los gastos de funcionamiento, además de los gastos de capital, y el reparto de beneficios

Las redes suelen financiarse mediante las tarifas de acceso a la red, complementadas con rentas de congestión para los proyectos de transporte transfronterizo. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución deben actualizarse periódicamente, tomando en consideración los gastos de funcionamiento y de capital, para tener en cuenta la evolución del sistema energético hacia la descarbonización y el papel cada vez más activo de los GRD. Es necesario admitir un aumento de los costes operativos en el despliegue y la explotación de nuestras redes, también en el ámbito físico y de ciberseguridad. Los requisitos de eficiencia estimulan a los gestores de redes a reducir costes y a trabajar de manera más eficiente 36 . Las ARN deben revisar periódicamente su metodología de fijación de tarifas de acceso a la red, incluida la forma en que establecen incentivos a largo plazo, apoyan el desplazamiento de la punta de carga e incentivan el despliegue de tecnologías que aumentan la eficiencia y la operabilidad de las redes (véase la acción anterior), por ejemplo a través de sistemas de remuneración basados en los resultados o en el rendimiento. Por lo tanto, las tarifas de acceso a la red deben evolucionar con el sistema energético. Los enfoques innovadores, como el reparto de los beneficios 37 , pueden contribuir a la resiliencia del sistema energético a precios asequibles. Algunos Estados miembros están introduciendo nuevas prácticas. Por ejemplo, la ARN italiana 38 está pasando de la regulación basada en las aportaciones a las primas para aumentar la capacidad de transferencia y los incentivos de eficiencia de los gastos de capital, y está teniendo en cuenta tanto los gastos operativos como los de capital en 2024. La ACER debe seguir apoyando a las ARN recomendando las mejores prácticas en el próximo informe sobre tarifas 39 , previsto para enero de 2025 y basado en consultas exhaustivas con todas las partes interesadas, y posteriormente ayudar a las ARN en su aplicación.

Tal como se establece en el Reglamento sobre la electricidad, las metodologías de fijación de tarifas deben ofrecer incentivos adecuados, incluso a largo plazo, garantizando un reflejo de los costes que se ve reforzado por un estudio cuidadoso de la distribución de costes entre productores y consumidores. Esto es especialmente pertinente si se tiene en cuenta que el desarrollo de la red está cada vez más impulsado por la necesidad de conectar las zonas en las que pueden generarse energías renovables, tendencia que debe reflejarse en un nivel adecuado de las tasas de inyección y conexión para cubrir los costes conexos.

V.MEJORAR EL ACCESO A LA FINANCIACIÓN

La financiación de las adaptaciones y refuerzos necesarios de la red requerirá la movilización de grandes recursos, cerca de medio billón, en un contexto en el que los recursos públicos se ven limitados y la inflación y el aumento de los tipos de interés están afectando a proyectos. También están surgiendo problemas relacionados con la calificación crediticia y el acceso al capital para los promotores de proyectos. Los gestores de redes, tanto a nivel de transporte como de distribución, se enfrentan a un aumento sin precedentes del volumen de los gastos de capital. Por ejemplo, la magnitud y la ampliación rápida del programa de inversiones de una empresa pueden afectar a su calificación crediticia, con consecuencias negativas para el acceso a la financiación. Todos estos factores requieren que se realice un nuevo esfuerzo por determinar productos e instrumentos de financiación a medida para apoyar las inversiones en la red.

Acción 9: la Comisión determinará modelos de financiación a medida y reforzará el diálogo para solventar los obstáculos a la financiación privada

Basándose en el Diálogo de los Inversores sobre Energía, la Comisión pondrá en marcha, antes de finales de 2023, un proceso reforzado con inversores (incluidos los fondos de pensiones), agencias de crédito, instituciones financieras, autoridades reguladoras y gestores de redes para detectar y solventar los obstáculos a la financiación, en particular a través de créditos bancarios, instrumentos basados en el mercado (deuda y participaciones en el capital), garantías y financiación combinada. Teniendo en cuenta las especificidades de los modelos de negocio de los gestores de redes, la Comisión, con el apoyo de las partes interesadas, debe explorar instrumentos de financiación a fin de ofrecer las soluciones más adecuadas para responder a las necesidades de inversión, tales como garantías o mecanismos de financiación similares que catalicen la financiación privada.

La Comisión y el Banco Europeo de Inversiones seguirán estudiando la necesidad de instrumentos y herramientas de financiación para apoyar las inversiones en redes en general, en el marco del programa InvestEU. 

La Comisión garantizará la coordinación y las sinergias entre este trabajo y el trabajo relativo al acceso a la financiación establecido en el Plan de Acción sobre la Energía Eólica (acción 8) y otras tecnologías renovables, a fin de garantizar una integración coherente del futuro sistema eléctrico.

Acción 10: la Comisión dará mayor visibilidad a las oportunidades que ofrecen los programas de financiación de la UE para redes inteligentes y para la modernización de las redes de distribución

Las redes de distribución pueden optar a financiación en el marco de diferentes instrumentos de financiación de la UE. Las principales fuentes de financiación son el FEDER, los fondos de cohesión y el Mecanismo de Recuperación y Resiliencia (MRR), incluido su componente REPowerEU. El FEDER y los fondos de cohesión podrían cofinanciar el desarrollo de sistemas energéticos, de redes y de proyectos de almacenamiento inteligentes. En sus programas operativos para el período 2021-27, los Estados miembros solo han asignado hasta ahora un total de 4 700 millones EUR, que han dado lugar a inversiones por valor de 6 000 millones EUR. Los importes asignados también varían considerablemente entre los Estados miembros, ya que algunos de ellos han utilizado el MRR para apoyar estas inversiones. El Fondo de Modernización, financiado a través de parte de los ingresos procedentes del RCDE UE 40 , y el MRR pueden responder a una parte de las necesidades de inversión.

Modificando sus programas operativos para los fondos regionales y de cohesión, los Estados miembros con una gran necesidad de modernización de la red de distribución y despliegue de redes inteligentes locales deben examinar las opciones disponibles para aumentar las asignaciones para este sector. A partir del primer trimestre de 2024, la Comisión pondrá en marcha un proceso de colaboración con los Estados miembros sobre las oportunidades de financiación de las redes de distribución, en particular mediante una reunión de alto nivel. La Comisión también propondrá asistencia técnica específica en el marco del Instrumento de Apoyo Técnico para ayudar a las empresas a preparar sus solicitudes de financiación, y colaborará con la entidad de los GRD de la UE para sensibilizar a sus GRD miembros sobre esta medida.

VI.ACELERAR EL DESPLIEGUE MEDIANTE LA PARTICIPACIÓN PÚBLICA Y UN PROCEDIMIENTO MÁS RÁPIDO DE CONCESIÓN DE PERMISOS

Los proyectos de infraestructuras se enfrentan a procedimientos de concesión de permisos largos y complejos, ya que cubren largas distancias y cruzan con mucha frecuencia varias jurisdicciones. Esto implica navegar a través de diferentes procedimientos de concesión de permisos, en varias lenguas y con diferentes configuraciones y plazos. Algunos de estos problemas están relacionados con limitaciones relativas al personal y la digitalización de las autoridades competentes. El proceso de obtención de los permisos medioambientales necesarios para los proyectos transfronterizos es a veces difícil, especialmente en el caso de los proyectos que atraviesan espacios naturales protegidos o hábitats de determinadas especies, en particular cuando los conocimientos sobre los hábitats protegidos y las especies presentes no están completos. Además, la ejecución de proyectos de infraestructura se enfrenta a menudo a preocupaciones públicas importantes que, en los peores casos, pueden dar lugar a largos procedimientos judiciales. Los requisitos legislativos mínimos a menudo no son suficientes para abordar las preocupaciones de las comunidades locales afectadas por la construcción de proyectos en sus entornos, y los objetivos de participación de la población deben ir más allá de lo estrictamente requerido.

El Reglamento RTE-E y, más recientemente, el Reglamento de emergencia (UE) 2022/2577 del Consejo, ofrecen soluciones a estas cuestiones, pero todavía no se han adoptado suficientemente.

Acción 11: la Comisión apoyará la aceleración de la concesión de permisos proporcionando orientación y apoyo técnico sobre cómo aplicar los instrumentos legislativos existentes, y los Estados miembros aplicarán las medidas de aceleración

Los Estados miembros pueden hacer uso de las disposiciones voluntarias previstas en el Reglamento de emergencia del Consejo 41 (artículo 6), y se les anima a transponer rápidamente la Directiva revisada sobre fuentes de energía renovables con vistas a acelerar el desarrollo de las redes de transporte y distribución necesarias para integrar las energías renovables en el sistema. El desarrollo de la red se ve impulsado cada vez más por la necesidad de integrar grandes cantidades de energías renovables en el sistema, por lo que podría existir un importante potencial para que los Estados miembros designen zonas de infraestructuras específicas de conformidad con el Reglamento y la Directiva, respectivamente.

La Plataforma de Autoridades Nacionales Competentes encargadas de la concesión de permisos, creada en 2022, ha demostrado ser un foro útil para intercambiar buenas prácticas y proporcionar aclaraciones y orientaciones. Se intensificará el trabajo de la Plataforma. En particular, se organizará una reunión ministerial destinada a garantizar una orientación política para abordar los problemas detectados en materia de concesión de permisos. Para proporcionar más apoyo, la Comisión llevará a cabo un estudio en 2024 en el que evaluará la aplicación de las disposiciones relativas a la concesión de permisos del Reglamento RTE-E. Esto permitirá, en particular, la identificación y difusión de las mejores prácticas. Sobre la base de los resultados del estudio, los Estados miembros deben determinar las medidas específicas que deben adoptarse para acelerar sus regímenes de concesión de permisos. La Comisión apoyará esta evaluación y su aplicación a través de la Plataforma de Autoridades Nacionales Competentes encargadas de la concesión de permisos.

La Comisión trabajará con los ministerios pertinentes y las autoridades responsables de la concesión de permisos, también en el contexto del Pacto de las Alcaldías, para difundir y apoyar la aplicación de las disposiciones de la DFER III, del Reglamento de emergencia del Consejo y de la DFER revisada en lo que respecta a las redes de distribución. Además, la Plataforma de Autoridades Nacionales Competentes intercambiará información sobre las particularidades de la concesión de permisos de redes eléctricas inteligentes con el fin de agilizar los procedimientos respectivos.

A más tardar a mediados de 2025, en vista de los obstáculos a la concesión de permisos a los que se enfrentan los proyectos de infraestructuras energéticas, la Comisión proporcionará orientaciones sobre la designación de zonas de infraestructuras para los proyectos de redes necesarios para integrar las energías renovables, tal como se establece en la DFER revisada. La Comisión actualizará a más tardar en el cuarto trimestre de 2024, en caso necesario, las orientaciones existentes sobre la simplificación de las evaluaciones de impacto ambiental de los PIC 42 y los PIM, así como las orientaciones sobre la infraestructura de transporte de energía y la legislación de la UE sobre protección de la naturaleza 43 , según sea necesario para adaptarlas a los marcos legislativos revisados de la RTE-E y la DFER y sus disposiciones sobre la simplificación de la concesión de permisos.

Por último, a partir de 2024, la Comisión apoyará la digitalización de los procedimientos de concesión de permisos para los proyectos de redes a través del Instrumento de Apoyo Técnico (IAT). El Reglamento sobre el IAT 44 prevé que los Estados miembros puedan recibir, a través de proyectos autónomos o plurinacionales, conocimientos técnicos para acelerar la concesión de permisos. Se anima a los Estados miembros a que hagan uso del IAT facilitado por la Comisión para actualizar sus sistemas de tramitación de solicitudes de permisos y procedimientos de conexión, por ejemplo a través de la digitalización. Además, como se anunció en el Plan de Acción Europeo sobre la Energía Eólica 45 , la Comisión pondrá en marcha a finales de año una herramienta específica en línea para ayudar a los Estados miembros, que proporcionará, entre otras cosas, respuestas a preguntas de carácter práctico frecuentemente planteadas por los Estados miembros relacionadas con la aplicación de las disposiciones revisadas sobre concesión de permisos.

Acción 12: la Comisión pondrá en marcha un Pacto por la Participación para una participación temprana, regular y significativa de las partes interesadas y un apoyo normativo

Cuantificar y monetizar el éxito de la prevención de conflictos y retrasos puede resultar difícil en un marco normativo complejo para la construcción de infraestructuras que atraviesan varias jurisdicciones y competencias. Si bien se promueven y comparten las mejores prácticas entre los promotores de proyectos, es necesario reforzar el marco de participación de las partes interesadas en un esfuerzo periódico y colectivo por mitigar el impacto en las comunidades y la naturaleza, redistribuyendo al mismo tiempo los beneficios a las comunidades y mejorando la protección de la naturaleza.

Para remediar la posible oposición pública y garantizar el máximo nivel de participación de las partes interesadas, la Comisión pondrá en marcha, con ocasión de la edición de 2023 de las Jornadas de la Energía dedicadas a los PIC, un Pacto por la Participación con los Estados miembros, las ARN, los gestores de redes y la sociedad civil, a fin de lograr una participación temprana, regular y significativa de las partes interesadas y abordar la necesidad de un apoyo normativo adecuado (véase el anexo II).

VII.REFORZAR LAS CADENAS DE SUMINISTRO DE LAS REDES

La industria de la UE es líder mundial en la fabricación de componentes para sistemas eléctricos, como subestaciones y cables de corriente continua de alta tensión, que son elementos fundamentales para cumplir las ambiciones de la UE en materia de energía marina.

No obstante, los promotores de proyectos de redes señalan plazos de entrega cada vez más largos, a veces de varios años, para adquirir componentes específicos de redes, incluso para los PIC más urgentes, debido en particular a la escasez de suministro de algunos componentes o al aumento de los precios de las materias primas. Al mismo tiempo, los fabricantes de la UE se enfrentan a obstáculos para beneficiarse de las economías de escala debido a las divergencias en las características de los productos. El fuerte crecimiento de la demanda mundial de tecnologías de la red eléctrica podría provocar que los plazos de entrega sean aún más largos. Por lo tanto, se prevé que la capacidad de fabricación de la UE aumente significativamente, mientras que la cooperación de la UE reforzará las cadenas de valor.

El aumento de la competencia mundial en el mercado de cables y sistemas de corriente continua y alterna de alta tensión, que siguen abasteciéndose principalmente a nivel nacional en Europa, es muy positivo, a condición de que se establezcan unas condiciones de competencia equitativas. Para fomentar la resiliencia del sistema energético, es necesario prestar especial atención a que se mantengan unas condiciones de competencia equitativas, sin margen para prácticas comerciales desleales.

Además, debe garantizarse que no surjan riesgos para la seguridad. Sin embargo, depender de proveedores de terceros países (en particular de países que no comparten los valores y posiciones de la UE) para satisfacer las necesidades de infraestructuras energéticas esenciales de la UE puede presentar riesgos para la seguridad 46 , tanto directamente en lo relativo a ciberseguridad 47 , como debido a la posible instrumentalización de esta dependencia de la cadena de suministro.

La dependencia de proveedores de terceros países de alto riesgo para adquirir componentes esenciales puede crear cibervulnerabilidades en la red, incluidos los interconectores con terceros países. La Directiva revisada sobre la seguridad de las redes y los sistemas de información (Directiva SRI 2) 48 exige a las entidades del sector energético que adopten medidas de seguridad en relación con sus cadenas de suministro como parte de las medidas de gestión de riesgos de ciberseguridad. La próxima Ley de ciberresiliencia, actualmente en fase de negociación por los colegisladores, mejorará considerablemente la seguridad de la cadena de suministro al exigir que se integre la ciberseguridad desde el diseño en los productos de hardware y software con elementos digitales que acceden al mercado de la UE, así como la obligación para los fabricantes de garantizar el cumplimiento de los requisitos de ciberseguridad a lo largo de todo el ciclo de vida del producto.

Además, los operadores de redes de la UE se enfrentan a dificultades a la hora de obtener un acceso suficiente a materias primas como el cobre o el acero. Dados los ambiciosos objetivos de despliegue, el impulso de las capacidades de producción nacional y la diversificación del suministro de materias primas y componentes clave deberán perseguirse a nivel nacional y a través de acuerdos o asociaciones de la UE con terceros países fiables, respectivamente. La Ley de Materias Primas Fundamentales contribuirá a que Europa cumpla estos objetivos, en particular mediante la producción nacional y las asociaciones estratégicas. La Comisión está trabajando para garantizar el acceso a materias primas fundamentales y estratégicas. También contribuirán a este fin los acuerdos de libre comercio y otros acuerdos bilaterales, que abarcan las cadenas de suministro de energía, de materias primas y de tecnologías limpias, así como la estrategia Global Gateway.

También cabe destacar que los proyectos de interconexión eléctrica con terceros países, como los PIM, que tienen por objeto exportar cantidades significativas de electricidad renovable a la UE, no deben crear nuevas dependencias en la seguridad del suministro energético.

Por último, la falta de trabajadores cualificados afecta a las crecientes necesidades de personal de los gestores de redes de transporte y distribución, los fabricantes de cables de corriente continua de alta tensión y otros proveedores de redes eléctricas. Es necesario adquirir más capacidades digitales y tecnológicas avanzadas, como la automatización, el control, los macrodatos y la analítica avanzada, para detectar y controlar los retos de las redes, y desarrollar las tecnologías necesarias 49 .

Las importantes necesidades mencionadas de cadenas de suministro resilientes y eficaces de fabricación de redes se han abordado en la propuesta de Ley sobre la industria de cero emisiones netas (las tecnologías de red se proponen entre las tecnologías estratégicas de cero emisiones netas, y las academias de cero emisiones netas abordan los retos en materia de capacidades) y en el Plan de Acción Europeo sobre la Energía Eólica (aumento de la seguridad de la demanda de la red mediante el establecimiento de una plataforma digital de la UE para la planificación de subastas de energía eólica y compromisos nacionales). Una rápida adopción y aplicación de la Ley sobre la industria de cero emisiones netas permitirá apoyar una cadena de suministro de las redes resiliente, en particular acelerando la concesión de permisos para nueva capacidad de fabricación, aumentando la mano de obra cualificada y mediante licitaciones y subastas públicas concebidas de forma correcta.

La industria de la UE dispone de otros instrumentos de ejecución de la Comisión para promover la igualdad de condiciones, luchar contra las prácticas comerciales desleales 50 o corregir las asimetrías entre la UE y terceros países en cuanto a la apertura del mercado en los sectores de la contratación pública (Instrumento de Contratación Internacional). Además, por lo que se refiere a los riesgos relacionados con la seguridad y el orden público, el Reglamento sobre el control de las inversiones extranjeras directas en la Unión 51 permite evaluar los riesgos de seguridad de estas inversiones. Además, los acuerdos comerciales de la UE están orientados a promover las inversiones en energías renovables, también a través del acceso a las redes energéticas, con vistas a diversificar el abastecimiento y permitir el acceso al mercado en terceros países, preservando al mismo tiempo la seguridad del suministro.

La adopción de medidas específicas adicionales y complementarias en el presente Plan de Acción apoyará nuevas mejoras en las cadenas de suministro de las redes. Realizar esfuerzos para armonizar los diseños de productos en toda la UE permitiría a los proveedores centrarse en suministrar cantidad, en lugar de utilizar tiempo y recursos humanos en el diseño y la fabricación a medida. Estas armonizaciones servirían no solo para aumentar el acceso de los proveedores al mercado interior, sino también para aumentar la competencia, reducir los costes e incrementar la producción con las mismas capacidades de fabricación.

Acción 13: la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE colaborarán con los proveedores de tecnología para desarrollar especificaciones tecnológicas comunes y mejorar la visibilidad de las carteras de proyectos de redes, a fin de facilitar las inversiones en capacidad de fabricación y proteger las cadenas de suministro.

Las normas, que abordan toda la cadena de valor de las redes y los equipos eléctricos, son fundamentales para garantizar la seguridad y la protección de las instalaciones eléctricas, facilitar la seguridad de la cadena de suministro, la interoperabilidad, permitir las inversiones en la red eléctrica, reducir los costes y, por tanto, acelerar el despliegue y la modernización.

Como primera e inminente necesidad, las actuales especificaciones de licitación de los GRT para los fabricantes de redes suelen ser muy personalizadas, lo que significa que los esfuerzos y recursos de la cadena de suministro deben utilizarse en solicitudes de diseño especial para prácticamente cada GRT de Europa. Una colaboración entre los GRT para acordar solicitudes de especificaciones comunes reduciría los costes, aceleraría la entrega de los proyectos, aumentaría las cantidades que los proveedores pueden producir con las instalaciones de fabricación ya existentes y permitiría un mejor acceso de los proveedores de toda la UE a otros mercados de Europa. Se han realizado los primeros intentos de llegar a un acuerdo sobre requisitos comunes, iniciados por el programa de la UE «Horizonte Europa» 52 y, en algunos casos, por algunos GRT 53 , pero siguen siendo aplicados de manera divergente por los distintos GRT. La REGRT de Electricidad destacó la necesidad de seguir colaborando a este respecto y de simplificar las especificaciones en los debates de la reunión de alto nivel sobre el futuro de nuestras redes 54 .

La Comisión pedirá a las organizaciones europeas de normalización que faciliten un documento de acuerdo técnico, en el que participen todas las partes interesadas (la REGRT de Electricidad, los GRT y los fabricantes), sobre especificaciones comunes de productos, que deberá estar acordado para finales de 2024. Los GRT de toda la UE deben hacer uso de estas especificaciones de productos en sus propias contrataciones, y las autoridades reguladoras deben alentarlos en el diseño de las tarifas. Las labores deben coordinarse estrechamente con el grupo de trabajo sobre sistemas de electricidad verde del Foro de Alto Nivel sobre Normalización Europea. De cara al futuro, si se considera necesario, esto podría ser un primer paso hacia el desarrollo de especificaciones técnicas y, en última instancia, de normas de la UE para toda la cadena de valor de la red eléctrica.

En cooperación con la línea de trabajo de las organizaciones europeas de normalización, mencionada anteriormente, el Foro de Alto Nivel señalará las lagunas en materia de normalización y propondrá una hoja de ruta para el primer trimestre de 2024. La atención se centrará en cuestiones estratégicas basadas en las tendencias actuales del mercado y las empresas, incluidas las limitaciones geopolíticas, el impacto en las empresas europeas y la facilitación del comercio mundial.

Para el cuarto trimestre de 2024, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE, junto con los gestores de red, deben establecer mecanismos para dar mayor visibilidad a los fabricantes en sus próximos planes de contratación pública de equipos y sistemas en todos los niveles de tensión. Esta acción podría ayudar a los fabricantes de tecnologías de red a preparar mejor sus capacidades de producción y su mano de obra cualificada, y/o a planificar las franjas de producción para responder a tiempo a las necesidades de expansión de la red. De este modo, podrían evitarse los posibles cuellos de botella en las cadenas de suministro de tecnología. Esta acción debe inspirarse en la plataforma digital interactiva de la UE en la que se publicará la planificación de las subastas de los Estados miembros, tal como se anunció en el Plan de Acción Europeo sobre la Energía Eólica.

Acción 14: la Comisión promoverá requisitos técnicos comunes para la conexión de la producción y la demanda

Las especificaciones fijadas para la conexión de la nueva demanda y los nuevos proyectos de generación tienen importantes implicaciones en el diseño y los requisitos de los productos. En la actualidad, estos requisitos técnicos son muy divergentes en toda Europa, lo que obliga a los fabricantes a adaptarse a estas solicitudes a nivel local y dificulta su acceso al mercado único de la UE. De aquí a 2025, la Comisión evaluará y propondrá medidas para promover requisitos técnicos comunes en las revisiones de los códigos de red relativos a los requisitos para los productores y el código de conexión de la demanda, a fin de garantizar que los fabricantes puedan beneficiarse plenamente del acceso al mercado único.

1.CONCLUSIONES

Las redes eléctricas son un verdadero éxito europeo en materia de integración, cooperación y apoyo mutuo. El papel indispensable de las redes eléctricas en la transición energética hace de la máxima importancia garantizar que se establezcan los incentivos adecuados y se minimicen los obstáculos y riesgos indebidos. Es indispensable modernizar, expandir y hacer más inteligente la red tanto de transporte como, cada vez más, de distribución, a fin de permitir la transición energética en todos los sectores económicos. Las redes deben estar preparadas para las necesidades del nuevo sistema, especialmente mediante la integración de las energías renovables y la demanda flexible. Estos retos para el desarrollo de la red se traducen en grandes necesidades de inversión que ascienden a medio billón de euros de aquí a 2030.

El presente Plan de Acción Europeo para la Red expone una serie de medidas interrelacionadas que pueden completarse en los próximos dieciocho meses para proporcionar un marco de inversión adecuado para las redes. Por ejemplo, una planificación fiable y de alta calidad de la red asociada a un marco facilitador para las inversiones anticipatorias en zonas con planes firmes de despliegue de energías renovables, electromovilidad o bombas de calor, junto con unos procedimientos simplificados de concesión de permisos para esos proyectos de redes, puede aumentar sustancialmente las capacidades de alojamiento de la red para nuevas energías renovables y fuentes de flexibilidad para el sistema.

Si bien las acciones expuestas deben ser lanzadas por las organizaciones respectivas en el calendario propuesto, estas solo pueden producir su pleno efecto a través del compromiso firme y a largo plazo de todos los agentes pertinentes, tanto públicos como privados, de colaborar en su aplicación. Solo trabajando juntos será posible mantener el impulso para que nuestras redes se adapten al reto.

Por este motivo, la Comisión creará una plataforma específica en el marco del Foro de Copenhague sobre Infraestructuras Energéticas, en colaboración con los Estados miembros, la ACER, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE, el BEI, los fabricantes y las ONG, para supervisar periódicamente los avances e informar en la reunión anual del Foro sobre la ejecución del presente plan de acción.

ANEXO I. EL PLAN DE ACCIÓN DE LA RED EUROPEA EN POCAS PALABRAS

CATEGORÍA	ACCIONES	CRONOLOGÍA
Acelerar la ejecución de los PIC y desarrollar nuevos proyectos	1.La Comisión, los Estados miembros y los GRT reforzarán el apoyo a la preparación de PIC y PIM, y acelerarán la ejecución y la financiación.	A partir de 2024
Mejorar la planificación a largo plazo para incrementar la proporción de energías renovables y aumentar la electrificación	2.La REGRT de Electricidad mejorará la planificación descendente de aquí a 2050 integrando la determinación de las necesidades de los sistemas marinos y terrestres y teniendo más en cuenta el hidrógeno.	A partir del primer trimestre de 2024
	3.La entidad de los GRD de la UE apoyará la planificación de la red de los GRD cartografiando la existencia y las características de los planes de desarrollo de la distribución.	Mediados de 2024
Introducir incentivos reglamentarios para una expansión de las redes con visión de futuro	4.La Comisión propondrá principios rectores que determinen las condiciones en las que deben concederse inversiones anticipatorias para proyectos de redes eléctricas.	Primer trimestre de 2025
	5.La Comisión publicará orientaciones sobre el reparto transfronterizo de los costes de los proyectos marinos.	Mediados de 2024
Incentivar un mejor uso de las redes eléctricas	6.La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE acordarán definiciones armonizadas de la capacidad de alojamiento de la red disponible para los gestores de redes y establecerán una visión general a escala europea.	A partir de la adopción
	7.La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE promoverán la adopción de redes inteligentes, de la eficiencia de la red y de tecnologías innovadoras.	Cuarto trimestre de 2024
	8.La ACER, en su próximo informe sobre tarifas, recomendará las mejores prácticas relativas a la promoción de las redes inteligentes y las tecnologías de eficiencia de las redes a través del diseño de tarifas, haciendo hincapié en que deben tenerse en cuenta los gastos de funcionamiento, además de los gastos de capital, y el reparto de beneficios.	Primer trimestre de 2025
Mejora del acceso a la financiación	9.La Comisión identificará modelos de financiación personalizada y reforzará el diálogo para solventar los obstáculos.	A partir de la adopción
	10.La Comisión dará mayor visibilidad a las oportunidades que ofrecen los programas de financiación de la UE para redes inteligentes y para la modernización de las redes de distribución	A partir del primer trimestre de 2024
Acelerar el despliegue mediante una concesión de permisos más rápida y la participación pública	11.La Comisión apoyará la aceleración de la concesión de permisos proporcionando orientación y apoyo técnico sobre cómo aplicar los instrumentos legislativos existentes, y los Estados miembros aplicarán las medidas de aceleración.	2024-25
	12.La Comisión pondrá en marcha un Pacto por la Participación para una participación temprana, regular y significativa de las partes interesadas y un apoyo normativo.	A partir de la adopción
Reforzar las cadenas de suministro de las redes	13.La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE colaborarán con los proveedores de tecnología para desarrollar especificaciones tecnológicas comunes y mejorar la visibilidad de las carteras de proyectos de redes, a fin de facilitar las inversiones en capacidad de fabricación y proteger las cadenas de suministro.	Cuarto trimestre de 2024
	14.La Comisión promoverá requisitos técnicos comunes para la conexión de la producción y la demanda.	De aquí a 2025

ANEXO II. PACTO POR LA PARTICIPACIÓN

Garantizar una participación temprana, regular y significativa de las partes interesadas en el desarrollo de la red

La piedra angular de nuestra transición energética y nuestra recuperación económica será un sistema eléctrico al que las energías renovables contribuirán con aproximadamente la mitad de la producción en 2030, y que estará totalmente descarbonizado mucho antes de 2050. Vamos a desplegar la capacidad de energía renovable a un ritmo que multiplica el actual, lo que requerirá una infraestructura europea integrada e interconectada. Acelerar el desarrollo de las redes eléctricas en paralelo a la expansión masiva de las energías renovables es, por tanto, clave para que Europa alcance sus ambiciones en materia de seguridad energética y clima.

Ninguno de estos objetivos puede lograrse de forma aislada o a expensas de la protección medioambiental de nuestros hábitats más vulnerables. El Reglamento RTE-E revisado seguirá sirviendo de marco orientativo para identificar y construir proyectos de interés común (PIC) cuando sea necesario para conectar la oferta y la demanda en toda Europa. Los procesos de toma de decisiones, ya sea en la fase de selección de los PIC o posteriormente, durante el trazado sobre el terreno y la construcción, se han reforzado para ser más inclusivos, transparentes y responsables con respecto a las opiniones y necesidades de las comunidades afectadas por la construcción. Si bien se promueven y comparten las mejores prácticas entre los promotores de proyectos, siguen produciéndose retrasos en el desarrollo de la red, tanto a nivel del transporte como de la distribución, debido a la falta de aceptación por parte de las comunidades afectadas por los proyectos de infraestructura energética. Cuantificar y monetizar los beneficios de la participación exitosa de las partes interesadas y la prevención de retrasos puede resultar difícil en un marco normativo complejo para la construcción de infraestructuras que atraviesan varias jurisdicciones y competencias. Es necesario reforzar el marco de participación del público en un esfuerzo colectivo regular y significativo que aproveche la confianza y la participación en el desarrollo de la red, suavice el impacto en las comunidades y la naturaleza, redistribuya los beneficios y mejore la protección de la naturaleza.

En la Comunicación titulada «Redes, el eslabón perdido: Plan de Acción de la UE para las Redes», la Comisión anuncia la puesta en marcha de un Pacto por la Participación para garantizar una participación temprana, regular y significativa de las partes interesadas en el desarrollo de la red, junto con los Estados miembros, la ACER y las autoridades reguladoras nacionales, la REGRT de Electricidad y los gestores de redes de transporte, la entidad de los GRD de la UE y los gestores de redes de distribución, los promotores de proyectos y la sociedad civil, en el que se hace un llamamiento para:

1.diseñar y llevar a cabo campañas de comunicación nacionales y europeas sobre el papel clave de las redes de transporte y distribución como facilitadoras de la transición energética;

2.un esfuerzo conjunto de cooperación entre las autoridades nacionales y locales para garantizar la aplicación efectiva de las disposiciones relativas a la concesión de permisos para proyectos de redes y energías renovables, y las mejores prácticas adoptadas o recomendadas a escala local, nacional y de la UE;

3.el compromiso de los Estados miembros de reforzar su participación en los foros de cooperación regional, tales como los grupos de alto nivel establecidos con el fin de acelerar la aplicación de los PIC, dando prioridad a los más maduros y concretos. En este trabajo participarán los gestores de redes de transporte y los promotores de proyectos, así como los reguladores nacionales y las partes interesadas;

4.un diálogo abierto entre los ministerios, las autoridades reguladoras y los gestores de redes de transporte y distribución sobre el apoyo normativo adecuado para actividades de participación temprana, periódica y significativa de las partes interesadas, sobre la base de los capítulos dedicados a la participación de las partes interesadas que acompañan a los planes de inversión en la red;

5.establecer las condiciones organizativas necesarias entre todas las partes implicadas en los procesos de concesión de permisos o de participación de las partes interesadas, en consonancia con las necesidades significativas de despliegue de la red.

La Comisión colaborará estrechamente con todas las partes que se adhieran al Pacto por el Compromiso en el marco de foros de cooperación adecuados relacionados con la red, como las Jornadas de la Energía dedicadas a los PIC, el Foro de Infraestructuras Energéticas (Foro de Copenhague) y la Plataforma de Autoridades Nacionales Competentes (Plataforma ANC), con el fin de apoyar la aplicación de los cuatro pilares del Pacto. En estos foros, la Comisión también supervisará los avances logrados por estas iniciativas, y promoverá el intercambio de prácticas que inspiren nuevos esfuerzos de todas las partes en el desarrollo y el mantenimiento del procesos de participación a la altura del reto de la red de la UE.

La Comisión invita a los Estados miembros, a las autoridades reguladoras nacionales, a los gestores de redes de transporte y distribución, a los promotores de proyectos y a la sociedad civil a adherirse al Pacto por la Participación y a contribuir a través de sus acciones colectivas a un marco propicio para la participación temprana, regular y significativa de las partes interesadas en el desarrollo de la red.

(1)

  https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/es/speech_23_4377  

(2)

Artículo 2, punto 11, del Reglamento sobre la gobernanza (EU) 2018/1999.

(3)

En enero de 2023, los Estados miembros se pusieron de acuerdo a nivel regional  sobre unas ambiciones combinadas para lograr objetivos acumulados de energía marina de unos 111 GW para 2030 y unos 317 GW para 2050. Esto contrasta con los aproximadamente 971 MW de capacidad total instalada terrestre y marina en 2023 (estimaciones de la Comisión de 971,452 MW basadas en los datos por país de la Plataforma de Transparencia de la REGRT de Electricidad ).

(4)

  System needs study – Opportunities for a more efficient European power system in 2030 and 2040 [«Estudio de las necesidades del sistema — Oportunidades para un sistema energético europeo más eficiente en 2030 y 2040», documento en inglés], PDDR 2022, REGRT de Electricidad, mayo de 2023.

(5)

Informe de la Comisión titulado «Promoción de la electromovilidad mediante las políticas inmobiliarias» , febrero de 2023.

(6)

Véase «Connecting the dots», realizado por Eurelectric en cooperación con E.DSO. El porcentaje correspondiente a las redes en los costes totales del suministro de energía ha pasado de una media del 27 % en la década anterior al 37 % en esta década. Véase la  evaluación de las necesidades de inversión de la Comisión [SWD(2023) 68 final].

(7)

  Documento de trabajo de los servicios de la Comisión sobre la ejecución del Plan de Acción REPowerEU [documento en inglés] [SWD(2022) 230 final].

(8)

  Electricity Grids and Secure Energy Transitions [«Redes eléctricas y transiciones energéticas seguras», documento en inglés], AIE, octubre de 2023.

(9)

  https://www.consilium.europa.eu/es/press/press-releases/2023/10/09/renewable-energy-council-adopts-new-rules/  

(10)

  Reglamento (UE) 2019/943 y  Directiva (UE) 2019/944 .

(11)

  https://www.ft.com/content/4c843612-1890-49bb-83eb-ddbe4495d6c9  

(12)

  Informe sobre el resultado final de la Conferencia sobre el Futuro de Europa , propuesta 3 sobre cambio climático, energía y transporte, medida 4 (p. 45).

(13)

  https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/energy-infrastructure-forum_es  

(14)

  https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/projects-common-interest/pci-energy-days_es  

(15)

2023: https://www.pcisummit.eu/live-stream/ ; 2022: https://www.sincrogrid.eu/en/News/ArticleID/442/Recordings-of-the-Smart-Grid-PCIs-Summit  

(16)

  https://www.entsoe.eu/eugridforum/  

(17)

  The European Investment Bank’s role in cross-border infrastructure projects [«El papel del Banco Europeo de Inversiones en los proyectos de infraestructuras transfronterizas», documento en inglés], BEI, mayo de 2023.

(18)

Los PIM conectarán a los Estados miembros de la UE con los países vecinos, contribuyendo a los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima, y pueden, por ejemplo, apoyar los compromisos de descarbonización de las Partes contratantes en la Comunidad de la Energía.

(19)

A partir de los planes de recuperación y resiliencia que incluyen los capítulos relativos a REPowerEU de veintiún Estados miembros (HR, EE, EL, HU, IT, PL, RO, MT, AT, ES, SI, SK, CZ, PT, LT, LV, CY, DE, BE, BG, FI)

(20)

 La DFER revisada impone a los Estados miembros que garanticen que los puntos de recarga eléctrica pueden admitir funcionalidades de recarga inteligente y, cuando proceda, la recarga bidireccional, y que establezcan medidas para garantizar que los vehículos eléctricos y las baterías pueden participar de manera no discriminatoria en los servicios de flexibilidad. El Reglamento sobre la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos establece objetivos obligatorios de implantación de infraestructuras de recarga de acceso público y exige que, a partir de principios de 2024, todos los puntos de recarga de acceso público nuevos o renovados sean capaces de realizar recargas inteligentes. Los Estados miembros deben evaluar, para finales de 2024, la posible contribución de la carga bidireccional a la reducción de los costes de los usuarios y del sistema y al aumento del porcentaje de electricidad renovable en el sistema eléctrico, y en caso necesario, adoptar las medidas adecuadas. El próximo código de red para la flexibilidad de la demanda, actualmente en fase de elaboración, establecerá el marco regulador para la participación de la carga bidireccional en los servicios de red, junto con otras tecnologías, con el objetivo de ofrecer flexibilidad a fin de resolver cualquier obstáculo reglamentario restante. La Comisión se propone adoptar el código de red en el transcurso de 2025.

(21)

 Tales como el  Foro del Transporte Sostenible y el  Grupo de Expertos en Energía Inteligente .

(22)

  Recomendación de la Comisión, de 14 de marzo de 2023, relativa al almacenamiento de energía: respaldar un sistema energético de la UE descarbonizado y seguro (DO C 103 de 20.3.2023, p. 1).

(23)

 Podrán quedar exentos los pequeños GRD que suministren a menos de 100 000 clientes o a pequeñas redes aisladas.

(24)

 Estimación de la Comisión de 2 558 GRD basada en los datos de Eurelectric: Distribution grids in Europe. Facts and Figures 2020 [«Redes de distribución en Europa. Hechos y cifras de 2020», documento en inglés], diciembre de 2020.

(25)

 Por ejemplo, los datos de medición procedentes de transformadores, inversores y consumidores en baja tensión pueden utilizarse como datos de entrada en los cálculos de reparto de cargas, mediante los cuales es posible calcular la influencia de las nuevas conexiones fotovoltaicas en la tensión y las cargas sobre la base de las reservas individuales de la sección de red correspondiente, limitando la planificación del desarrollo de la red a lo que realmente se necesita ( Distribution grids: The energy transition’s backbone [«Redes de distribución: la columna vertebral de la transición energética»], Geode, mayo de 2023).

(26)

Véanse, por ejemplo, los investigados en el documento del JRC titulado Distribution System Operator Observatory 2022 [«Observatorio de los gestores de redes de distribución 2022», documento en inglés](capítulo 4.7), JRC, abril de 2023

(27)

  CEER Views on Electricity Distribution Network Development Plans [«Opinión del CEER sobre los planes de desarrollo de las redes de distribución de electricidad», documento en inglés], CEER, noviembre de 2021.

(28)

 https://energy.ec.europa.eu/system/files/2023-06/Conclusions%209th%20EIF_13%20June%20FINAL.pdf

(29)

  Power System of the Future: Keys to delivering capacity on the distribution grid [«Sistema eléctrico del futuro: claves para ofrecer capacidad en la red de distribución», documento en inglés], Eurelectric, septiembre de 2023.

(30)

Véanse ejemplos a nivel de distribución en España y en la República Checa

(31)

  CEER Paper on Alternative Connection Agreements [«Documento del CEER sobre acuerdos de conexión alternativa»], CEER, mayo de 2023.

(32)

  The benefits of innovative grid technologies [«Las ventajas de las tecnologías innovadoras de red», documento en inglés], CurrENT, diciembre de 2021.

(33)

 Por ejemplo, dados los niveles de tensión más altos (y la menor intensidad de corriente), las pérdidas de la red son más bajas en términos relativos en las redes de transporte que en la distribución: entre el 0,5 %-3 % en el transporte frente al 2-14 % en la distribución. Report on Power Losses [«Informe sobre las pérdidas de energía», documento en inglés], CEER, marzo de 2020.

(34)

Observatorio de las Tecnologías Energéticas Limpias: Smart grids in the European Union  [«Redes inteligentes en la Unión Europea», documento en inglés], Centro Común de Investigación, octubre de 2023.

(35)

  https://entsoe.eu/Technopedia/  

(36)

  Report on regulatory frameworks for European energy networks 2022 [«Informe sobre los marcos reguladores de las redes energéticas europeas 2022», documento en inglés], CEER, enero de 2023.

(37)

  Benefit-based incentive regulation to promote efficiency and innovation in addressing system needs [«Normativa de incentivos basada en los beneficios para promover la eficiencia y la innovación a la hora de abordar las necesidades del sistema», documento en inglés], Florence School of Regulation, junio de 2023.

(38)

  https://energy.ec.europa.eu/events/9th-energy-infrastructure-forum-2023-06-12_es  

(39)

  https://www.acer.europa.eu/Publications/ACER_electricity_network_tariff_report.pdf  

(40)

El Fondo de Modernización utiliza una parte de los ingresos del RCDE UE para apoyar las inversiones en la modernización de las redes energéticas en los trece Estados miembros de la UE con ingresos más bajos. Durante el período 2021-2030, se dispondrá de 57 000 millones EUR en el marco del Mecanismo de Financiación, suponiendo un precio del RCDE UE de 75/tCO₂.

(41)

  Reglamento (UE) 2022/2577 del Consejo, de 22 de diciembre de 2022, por el que se establece un marco para acelerar el despliegue de energías renovables (DO L 335 de 29.12.2022, p. 36).

(42)

  Streamlining environmental assessment procedures for energy infrastructure Projects of Common Interest (PCIs) [«Agilizar los procedimientos de evaluación medioambiental para los proyectos de interés común (PIC) de infraestructuras energéticas», documento en inglés], Comisión Europea, 2013.

(43)

  Infraestructura de transporte de energía y legislación de la UE sobre protección de la naturaleza , Comisión Europea, 2018.

(44)

  Reglamento (UE) 2021/240 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 10 de febrero de 2021, por el que se establece un instrumento de apoyo técnico (DO L 57 de 18.2.2021, p. 1).

(45)

 Comunicación de la Comisión titulada  «Plan de Acción Europeo sobre la Energía Eólica»  [COM(2023) 669 final].

(46)

  Directiva (UE) 2022/2557, relativa a la resiliencia de las entidades críticas . 

(47)

  Recomendación (UE) 2019/553 de la Comisión, de 3 de abril de 2019, sobre la ciberseguridad en el sector de la energía

(48)

  Directiva (UE) 2022/2555 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 14 de diciembre de 2022, relativa a las medidas destinadas a garantizar un elevado nivel común de ciberseguridad en toda la Unión .

(49)

  Skills needs developments, vocational education and training systems in the changing electricity sector  [«Evolución de las necesidades de capacidades, sistemas de educación y formación profesional en el cambiante sector de la electricidad», documento en inglés], de IndustriAll European Trade Union, la Federación Sindical Europea de Servicios Públicos (FSESP) y Eurelectric, con el apoyo de la UE.

(50)

 Véase la reciente apertura de una investigación comercial sobre cables de fibra óptica:  Anuncio de inicio de un procedimiento antidumping relativo a las importaciones de cables de fibra óptica originarios de la India (C/2023/891).

(51)

  Reglamento (UE) 2019/452 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de marzo de 2019, por el que se establece un marco para el control de las inversiones extranjeras directas en la Unión .

(52)

  https://interopera.eu/  

(53)

Por ejemplo, el programa 2 GW de TenneT de redes marítimas ( https://www.tennet.eu/about-tennet/innovations/2gw-program .)

(54)

  Conclusiones del acto de la REGRT de Electricidad «El futuro de nuestras redes», sesión de 3 sobre «Personas y contratación pública» [disponible en inglés].