28.11.2017

Diario Oficial de la Unión Europea

L 312/6

REGLAMENTO (UE) 2017/2195 DE LA COMISIÓN

de 23 de noviembre de 2017

por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,

Visto el Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.o 1228/2003 (1), y en particular su artículo 18, apartado 3, letras b) y d), y su artículo 18, apartado 5,

Considerando lo siguiente:

(1)	Es crucial completar un mercado interior de la energía plenamente interconectado y funcional para mantener la seguridad del suministro energético, aumentar la competitividad y garantizar que todos los consumidores puedan adquirir energía a precios asequibles.

(2)

Un mercado interior de la electricidad que sea operativo debe ofrecer a los productores los incentivos apropiados para invertir en nueva generación de energía, incluida la electricidad procedente de fuentes de energía renovables, prestando especial atención a los Estados miembros y regiones más aislados en el mercado de la energía de la Unión. Un mercado operativo también ha de ofrecer a los consumidores medidas destinadas a promover un uso más eficiente de la energía, lo que presupone la seguridad del suministro energético.

(3)

El Reglamento (CE) n.o 714/2009 fija normas no discriminatorias relativas a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y, en particular, normas relativas a la asignación de capacidad para las interconexiones y las redes de transporte que afectan a los flujos de electricidad transfronterizos. Para avanzar hacia un mercado de la electricidad realmente integrado y garantizar la seguridad operacional, deben elaborarse normas de balance eficientes con el fin de incentivar a los participantes en el mercado para que contribuyan a resolver las carencias del sistema de las cuales sean responsables. En particular, es necesario establecer normas relativas a los aspectos técnicos y operativos del balance del sistema y a los intercambios de energía. Dichas normas deben incluir normas en materia de reservas de potencia relacionadas con el sistema.

(4)

El Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión (2) establece normas armonizadas sobre la operación del sistema aplicables a los gestores de la red de transporte («GRT»), los coordinadores regionales de la seguridad, los gestores de redes de distribución («GRD») y los usuarios significativos de la red. El Reglamento identifica los diferentes estados críticos del sistema (estado normal, estado de alerta, estado de emergencia, estado de corte de suministro y estado de restauración). El Reglamento consta asimismo de requisitos y principios para mantener la seguridad operacional en toda la Unión y su objetivo es fomentar la coordinación de los requisitos y principios para el control de la carga-frecuencia y de las reservas en toda la Unión.

(5)

El presente Reglamento establece un conjunto de normas técnicas, operativas y del mercado para toda la UE para regular el funcionamiento de los mercados de balance eléctrico. Establece normas para la contratación de reserva de balance, la activación de la energía de balance y la liquidación financiera de los sujetos de liquidación responsables del balance. También exige la elaboración de metodologías armonizadas para la asignación de capacidad de intercambio interzonal para fines de balance. Dichas normas incrementarán la liquidez de los mercados a corto plazo permitiendo un mayor comercio transfronterizo y un uso más eficiente de la red existente para el balance de la energía. Como las ofertas de energía de balance competirán en plataformas de balance a escala de toda la UE, esto también tendrá repercusiones positivas sobre la competencia.

(6)

El presente Reglamento tiene como objetivo garantizar la gestión óptima y el funcionamiento coordinado de la red de transporte de electricidad europea, apoyando al mismo tiempo el logro de los objetivos de la Unión en cuanto a la penetración de la generación a partir de energías renovables, y beneficiando a los usuarios. Los GRT, en colaboración con los GRD cuando proceda, serán los responsables de la organización de los mercados de balance europeos y deberán esforzarse por lograr su integración, manteniendo el sistema en equilibrio de la forma más eficaz. Para ello, los GRT deben trabajar cooperando estrechamente entre sí y con los GRD, coordinando sus actividades en la mayor medida posible para conseguir un sistema eléctrico eficiente, en todas las regiones y a todos los niveles de tensión, sin perjuicio de la legislación en materia de competencia.

(7)

Los GRT deben tener la posibilidad de delegar en un tercero la totalidad o parte de cualquiera de las tareas que les hayan sido encomendadas en virtud del presente Reglamento. El GRT delegante debe seguir siendo responsable de garantizar el cumplimiento de las obligaciones impuestas en el presente Reglamento. Análogamente, los Estados miembros deben poder asignar a un tercero tareas y obligaciones en virtud del presente Reglamento. Dicha asignación debe limitarse a las tareas y obligaciones ejecutadas a nivel nacional (como la liquidación de desvíos). Las limitaciones a la asignación no deben dar lugar a cambios innecesarios en las disposiciones nacionales en vigor. Con todo, los GRT deben seguir siendo responsables de las tareas que se les haya encomendado conforme a lo dispuesto en la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (3) para el desarrollo de metodologías a escala europea, así como de la implementación y operación de las plataformas de balance a escala europea. Cuando, en un Estado miembro, los conocimientos especializados y la experiencia de la gestión de la liquidación de desvíos recaigan en un tercero, el GRT del Estado miembro podrá solicitar a los demás GRT y a la REGRT de Electricidad que permitan a dicho tercero participar en la elaboración de la propuesta. Sin embargo, la responsabilidad de la elaboración de la propuesta sigue siendo del GRT del Estado miembro conjuntamente con todos los demás GRT y dicha responsabilidad no puede ser transferida a un tercero.

(8)

Las normas que definen la función de los proveedores de servicios de balance y la función de los sujetos de liquidación responsables del balance garantizan un enfoque justo, transparente y no discriminatorio. Por otra parte, las normas relativas a las condiciones relativas al balance eléctrico establecen los principios y cometidos según los cuales se realizarán las actividades de balance reguladas por el presente Reglamento, y garantizan una competencia adecuada basada en unas condiciones equitativas entre participantes del mercado, que incluye agregadores de demanda y activos situados en la red de distribución.

(9)	Cada proveedor de servicios de balance que quiera proveer energía de balance o reserva de balance debe superar un proceso de habilitación definido por los GRT en estrecha cooperación con los GRD si procede.

(10)

La integración de los mercados de la energía de balance debe verse facilitada con la creación de plataformas europeas comunes que realicen el proceso de compensación de desequilibrios y permitan el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia y de reservas de sustitución. La cooperación entre los GRT debe limitarse estrictamente a lo que sea necesario para el diseño, aplicación y operación eficientes y seguros de dichas plataformas europeas.

(11)

Las plataformas para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia y de reservas de sustitución deben aplicar un modelo con listas ordenadas por mérito con el fin de garantizar la activación rentable de las ofertas. Solamente cuando un análisis de costes y beneficios realizado por todos los GRT demuestre que debe modificarse el modelo relativo a la plataforma para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, podrán los GRT implementar y hacer operativa la plataforma basándose en otro modelo.

(12)

La integración de los mercados de energía de balance debe facilitar el funcionamiento eficaz del mercado intradiario con el fin de ofrecer la posibilidad a los participantes del mercado de equilibrarse tan cerca del tiempo real como sea posible. Solamente los desvíos que permanezcan tras el cierre del mercado intradiario deben ser gestionados por los GRT mediante los mercados de balance. La armonización del período de liquidación de los desvíos en 15 minutos en Europa debe favorecer los intercambios en el horizonte intradiario y fomentar el desarrollo de una serie de productos comerciales con los mismos horarios de entrega.

(13)

Con el fin de hacer posible un intercambio de servicios de balance, la creación de listas de orden de mérito comunes y la liquidez adecuada en el mercado de balance, es preciso regular la estandarización de los productos de balance. El presente Reglamento enumera el conjunto mínimo de características estándar y las características adicionales que definen los productos estándar.

(14)

El método de fijación de precios para los productos estándar de energía de balance debe crear incentivos positivos para los participantes del mercado para que mantengan y/o ayuden a recuperar el balance del sistema de su zona de precio de desvíos, y a reducir los desvíos del sistema y los costes para la sociedad. Dicho enfoque en cuanto a los precios debe intentar proporcionar un uso económicamente eficiente de la respuesta de demanda y de otros recursos de balance respetando los límites de seguridad operacional. El método de fijación de precios utilizado en la contratación de reserva de balance debe intentar proporcionar un uso económicamente eficiente de la respuesta de demanda y de otros recursos de balance sujetos a límites de seguridad operacional.

(15)

Al objeto de facilitar a los GRT la contratación y utilización de la reserva de balance de forma eficiente, económica y basada en el mercado, es necesario fomentar la integración de los mercados. A este respecto, el presente Reglamento establece tres metodologías a través de las cuales los GRT podrán asignar capacidad interzonal para el intercambio de la reserva de balance y el reparto de reservas, sobre la base de un análisis de costes y beneficios: el proceso de cooptimización, el proceso de asignación basado en el mercado y la asignaciónbasada en un análisis de eficiencia económica. El proceso de cooptimización debe llevarse a cabo con una antelación de un día mientras que el proceso de asignación basado en el mercado podría llevarse a cabo cuando la contratación se realice con una antelación no superior a una semana respecto de la provisión de la reserva de balance y la asignación basada en un análisis de eficiencia económica cuando la contratación se realice con una antelación superior a una semana respecto de la provisión de la reserva de balance, a condición de que los volúmenes asignados estén limitados y de que cada año se realice una evaluación.

(16)

Una vez aprobada una metodología para el proceso de asignación de la capacidad interzonal de intercambio por parte de las autoridades reguladoras competentes, la aplicación precoz de la metodología por parte de dos o más GRT podría servir para adquirir experiencia y permitir a más GRT su aplicación sin problemas en el futuro. La aplicación de tal metodología, cuando exista, debe no obstante estar armonizada para todos los GRT con el fin de fomentar la integración de los mercados.

(17)

El objetivo general de la liquidación de los desvíos es garantizar que los sujetos de liquidación responsables del balance contribuyan al balance del sistema de forma eficiente y ofrecer incentivos a los participantes del mercado para que mantengan y/o ayuden a recuperar el equilibrio del sistema. El presente Reglamento define las normas relativas a la liquidación de los desvíos, garantizando que se realiza de manera no discriminatoria, justa, objetiva y transparente. Para lograr que los mercados de balance y el sistema de energía en su conjunto sean aptos para la integración de cuotas cada vez mayores de energías renovables variables, los precios de los desvíos frente a programa deben reflejar el valor de la energía en tiempo real.

(18)

En el presente Reglamento debe establecerse un proceso para eximir temporalmente a los GRT de la aplicación de determinadas normas, para tener en cuenta las circunstancias excepcionales, como por ejemplo cuando el cumplimiento de dichas normas pueda dar lugar a riesgos que afecten a la seguridad de la operación o den lugar a una sustitución prematura de las infraestructuras de redes inteligentes.

(19)

De conformidad con el artículo 8 del Reglamento (CE) n.o 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (4), la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (en lo sucesivo, la «Agencia») debe tomar una decisión cuando las autoridades reguladoras nacionales competentes no consigan llegar a un acuerdo sobre las condiciones comunes o la metodología.

(20)

El presente Reglamento ha sido elaborado en estrecha cooperación con la Agencia, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («REGRT de Electricidad») y las partes interesadas, con vistas a la adopción transparente y participativa de normas eficaces, equilibradas y proporcionadas. De conformidad con el artículo 18, apartado 3, del Reglamento (CE) n.o 714/2009, la Comisión consultará a la Agencia, a la REGRT de Electricidad y a las otras partes interesadas antes de proponer modificaciones al presente Reglamento.

(21)	Las medidas previstas en el presente Reglamento se ajustan al dictamen del Comité al que se refiere el artículo 23, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1

Objeto y ámbito de aplicación

1. El presente Reglamento constituye una directriz detallada sobre el balance eléctrico, incluidos el establecimiento de principios comunes para la contratación y la liquidación de reservas para contención de la frecuencia, reservas para la recuperación de la frecuencia y reservas de sustitución, así como una metodología común para la activación de reservas para la recuperación de la frecuencia y reservas de sustitución.

2. El presente Reglamento será aplicable a los gestores de la red de transporte («GRT»), los gestores de redes de distribución («GRD»), incluidas las redes de distribución cerradas, las autoridades reguladoras, la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (la «Agencia»), la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (la «REGRT de Electricidad»), los terceros con responsabilidades delegadas o asignadas, y otros participantes del mercado.

3. El presente Reglamento se aplicará a todas las redes de transporte e interconexiones de la Unión, excepto las redes de transporte insulares que no estén conectadas con otras redes de transporte mediante interconexiones.

4. Cuando en un Estado miembro exista más de un GRT, el presente Reglamento se aplicará a todos los GRT de ese Estado miembro. Cuando un GRT no tenga una función que concierna a una o varias obligaciones en virtud del presente Reglamento, los Estados miembros podrán disponer que la responsabilidad de cumplir dichas obligaciones se asigne a uno o más GRT específicos.

5. Cuando una zona de control frecuencia-potencia («CFP») conste de dos o más GRT, todos los GRT de dicha zona de CFP podrán decidir, previa aprobación de las autoridades reguladoras competentes, ejercer una o varias obligaciones en virtud del presente Reglamento de forma coordinada para todas las zonas de programación de la zona de CFP.

6. Las plataformas europeas para el intercambio de productos estándar de energía de balance podrán estar abiertas a los GRT presentes en Suiza, a condición de que la legislación nacional de este país aplique las disposiciones principales de la legislación de la Unión relativa al mercado de la electricidad y de que exista un acuerdo intergubernamental de cooperación en la materia entre la Unión y Suiza, o si la exclusión de Suiza puede provocar flujos físicos de energía no programados a través de dicho país que pongan en peligro la seguridad del sistema de la región.

7. A reserva de las condiciones indicadas en el apartado 6, la participación de Suiza en las plataformas europeas para el intercambio de productos estándar para la energía de balance será decidida por la Comisión atendiendo a un dictamen de la Agencia y de todos los GRT de conformidad con los procedimientos establecidos en el artículo 4, apartado 3. Los derechos y responsabilidades de los GRT suizos serán coherentes con los derechos y responsabilidades de los GRT que operen en la Unión, de modo que permitan el buen funcionamiento del mercado de balance en la Unión, así como la igualdad de condiciones para todas las partes interesadas.

8. El presente Reglamento será aplicable a todos los estados del sistema, conforme a la definición del artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/1485.

Artículo 2

Definiciones

A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones recogidas en el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE, el artículo 2 del Reglamento (CE) n.o 714/2009, el artículo 2 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión (5), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (6), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión (7), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión (8), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión (9), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión (10), el artículo 3 del Reglamento (UE) 2017/1485 y el artículo 3 del Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión (11).

También se entenderá por:

«balance», todas las acciones y procesos, en todos los horizontes temporales, mediante los cuales los GRT aseguran, de forma ininterrumpida, el mantenimiento de la frecuencia del sistema dentro de un rango de estabilidad predefinido que figura en el artículo 127 del Reglamento (UE) 2017/1485, así como la conformidad con la cantidad de reservas necesarias respecto a la calidad requerida, que figura en la parte IV, títulos V, VI y VII del Reglamento (UE) 2017/1485;

2)	«mercado de balance», la totalidad de las disposiciones institucionales, comerciales y operativas que establecen la gestión del balance, basada en el mercado;

3)	«servicios de balance», la energía de balance o la reserva de balance, o ambas cosas;

4)	«energía de balance», la energía utilizada por los GRT para realizar el balance y suministrada por un proveedor de servicios de balance;

«reserva de balance», un volumen de capacidad de reserva que un proveedor de servicios de balance ha acordado mantener en reserva y respecto del cual el proveedor de servicios de balance ha acordado presentar ofertas por un volumen correspondiente de energía de balance al GRT durante la duración del contrato;

6)	«proveedor de servicios de balance», un participante del mercado con unidades proveedoras de reservas o grupos proveedores de reservas capaces de prestar servicios de balance a los GRT;

7)	«sujeto de liquidación responsable del balance», un participante del mercado o su representante elegido, responsable de los desvíos;

«desvío», un volumen de energía calculado para un sujeto de liquidación responsable del balance y que representa la diferencia entre el volumen asignado atribuido a dicho sujeto de liquidación responsable del balance y la posición final de dicho sujeto de liquidación responsable del balance, incluido cualquier ajuste del desvío aplicado a dicho sujeto de liquidación responsable del balance, dentro de un período de liquidación de los desvíos dado;

9)	«liquidación de los desvíos», un mecanismo de liquidación financiera para cobrar o pagar a los sujetos de liquidación responsables del balance respecto a sus desvíos;

10)	«período de liquidación de los desvíos», la unidad de tiempo para la cual se calcula el desvío de los sujetos de liquidación responsables del balance;

11)	«zona de desvío», la zona en la que se calcula un desvío;

12)	«precio de los desvíos frente a programa», el precio, tanto positivo como negativo como igual a cero, en cada período de liquidación de los desvíos para un desvío en cada dirección;

13)	«zona de precio de desvíos», la zona para el cálculo del precio de los desvíos frente a programa;

14)

«ajuste del desvío», un volumen de energía que representa la energía de balance obtenida de un proveedor de servicios de balance y que es aplicada por el GRT de conexión para un período de liquidación de los desvíos a los sujetos de liquidación responsables del balance correspondientes, utilizado para el cálculo del desvío de dichos sujetos de liquidación responsables del balance;

15)	«volumen asignado», el volumen de energía físicamente inyectado o retirado del sistema y atribuido a un sujeto de liquidación responsable del balance, para el cálculo del desvío de dicho sujeto de liquidación responsable del balance;

16)	«posición», el volumen de energía declarada de un sujeto de liquidación responsable del balance utilizado para el cálculo de su desvío;

17)

«modelo de autodespacho», un modelo de programación y despacho en el que los programas de generación y los programas de consumo, así como el despacho de las instalaciones de generación de electricidad y las instalaciones de demanda, están determinados por los agentes responsables de la programación de dichas instalaciones;

18)

«modelo de despacho central», un modelo de programación y despacho en el que los programas de generación y los programas de consumo, así como el despacho de las instalaciones de generación de electricidad y las instalaciones de demanda, en referencia a las instalaciones despachables, están determinados por un GRT dentro del proceso de programación integrado;

19)

«proceso de programación integrado», un proceso iterativo que utiliza como mínimo ofertas del proceso de programación integrado que contienen datos comerciales, datos técnicos complejos de las instalaciones de generación de electricidad individuales o de instalaciones de demanda, y que incluye de forma explícita las características del arranque, los últimos análisis de adecuación de la zona de control y los límites de seguridad de la operación como aportación al proceso;

20)	«hora de cierre del proceso de programación integrado», el momento en el que la presentación o la actualización de las ofertas del proceso de programación integrado ya no está permitida para las iteraciones del proceso de programación integrado en cuestión;

21)	«modelo GRT-GRT», un modelo para el intercambio de servicios de balance en el que el proveedor de servicios de balance presta servicios de balance a su GRT de conexión, que a su vez presta dichos servicios de balance al GRT solicitante;

22)	«GRT de conexión», el GRT que opera la zona de programación en la que los proveedores de servicios de balance y los responsables del balance han de atenerse a las condiciones relativas al balance;

23)	«intercambio de servicios de balance», el intercambio de energía de balance o el intercambio de reserva de balance o de ambas cosas;

24)	«intercambio de energía de balance», la activación de las ofertas de energía de balance para la entrega de energía de balance a un GRT en una zona de programación distinta de aquella en la que el proveedor de servicios de balance activados está conectado;

25)	«intercambio de reserva de balance», el suministro de reserva de balance a un GRT en una zona de programación distinta de aquella en la que el proveedor de servicios de balance contratados está conectado;

26)	«transferencia de reserva de balance», una transferencia de reserva de balance desde el proveedor de servicios de balance inicialmente contratado hacia otro proveedor de servicios de balance;

27)	«hora de cierre de la energía de balance», el momento a partir del cual la presentación o la actualización de una oferta de energía de balance para un producto estándar en una lista de orden de mérito común ya no está permitida;

28)	«producto estándar», un producto de balance armonizado definido por todos los GRT para el intercambio de servicios de balance;

29)	«tiempo de preparación», el tiempo transcurrido entre la solicitud por parte del GRT de conexión en el caso del modelo GRT-GRT o por el GRT contratante en el caso del modelo GRT-proveedor de servicios de balance y el inicio de la rampa de variación de potencia;

30)	«tiempo de activación total», el tiempo transcurrido entre la solicitud de activación por parte del GRT de conexión en el caso del modelo GRT-GRT o por el GRT contratante en el caso del modelo GRT-proveedor de servicios de balance y la correspondiente entrega completa del producto de que se trate;

31)	«período de desactivación», el tiempo necesario para deshacer por completo la entrega del producto de balance;

32)	«período de entrega», el tiempo necesario durante el cual el proveedor de servicios de balance realiza la totalidad del cambio solicitado de potencia inyectada o retirada del sistema;

33)	«período de validez», el plazo en que puede activarse la oferta de energía de balance ofrecida por el proveedor de servicios de balance, cuando todas las características del producto sean respetadas. El período de validez está definido por un momento de arranque y un momento final;

34)	«modo de activación», el modo de activación de las ofertas de energía de balance, manual o automático, en función de si la energía de balance es activada manualmente por un operador o se activa automáticamente a través de un lazo cerrado de control;

35)	«divisibilidad», la posibilidad de que un GRT utilice parcialmente una porción de la oferta de energía de balance o de reserva de balance ofrecida por el proveedor de servicios de balance, tanto en cuanto a nivel de potencia activada como a duración en el tiempo;

36)	«producto específico», un producto diferente de un producto estándar;

37)	«lista de orden de mérito común», una lista de las ofertas de energía de balance ordenada según sus precios de oferta, utilizada para la activación de dichas ofertas;

38)	«hora de cierre de la presentación de ofertas de energía», el último momento en que un GRT de conexión puede reenviar las ofertas de energía de balance recibidas de un proveedor de servicios de balance a la función de optimización de la activación;

39)	«función de optimización de la activación», la función de operar el algoritmo aplicado para optimizar la activación de las ofertas de energía de balance;

40)	«función del proceso de compensación de desequilibrios», la función de operar el algoritmo aplicado para realizar el proceso de compensación de desequilibrios en tiempo real;

41)	«función de liquidación GRT-GRT», la función de realizar la liquidación de los procesos de cooperación entre los GRT;

42)	«función de optimización de la contratación de capacidad», la función de operar el algoritmo aplicado para la optimización de la contratación de reserva de balance para los GRT que intercambien reserva de balance.

43)	«modelo GRT-proveedor de servicios de balance», un modelo para el intercambio de servicios de balance en el que el proveedor de servicios de balance presta servicios de balance directamente al GRT contratante, quien a su vez presta dichos servicios de balance al GRT solicitante;

44)	«GRT contratante», el GRT que tiene acuerdos contractuales para servicios de balance con un proveedor de servicios de balance de otra zona de programación;

45)	«GRT solicitante», el GRT que solicita la entrega de energía de balance.

Artículo 3

Objetivos y aspectos reguladores

1. El presente Reglamento tiene por objeto:

a)	impulsar la competencia efectiva, la no discriminación y la transparencia en los mercados de balance;

b)	incrementar la eficiencia del balance, así como la eficiencia de los mercados de balance europeos y nacionales;

c)	integrar los mercados de balance y fomentar las posibilidades de intercambios de servicios de balance, contribuyendo al mismo tiempo a la seguridad de la operación;

d)	contribuir al funcionamiento eficiente a largo plazo y al desarrollo del sistema de transporte de electricidad y del sector eléctrico en la Unión, al tiempo que se facilita el funcionamiento eficiente y constante de los mercados diario, intradiario y de balance;

garantizar que la contratación de servicios de balance se realice de forma equitativa, objetiva, transparente y basada en el mercado, evite obstáculos indebidos a la entrada de nuevos participantes, fomente la liquidez de los mercados de balance, y al mismo tiempo impida distorsiones innecesarias dentro del mercado interior de la electricidad;

facilitar la participación de la respuesta de la demanda, incluyendo la agregación y el almacenamiento de energía, garantizando al mismo tiempo que compiten con otros servicios de balance en condiciones equitativas y, si procede, que actúan independientemente cuando presten servicio a una única instalación de demanda;

g)	facilitar la participación de las fuentes de energía renovables y apoyar el logro del objetivo de la Unión Europea en cuanto a la penetración de la energía producida a partir de renovables.

2. En la aplicación del presente Reglamento, los Estados miembros, las autoridades reguladoras competentes y los gestores de redes deberán:

a)	aplicar los principios de proporcionalidad y no discriminación;

b)	garantizar la transparencia;

c)	aplicar el principio de optimización entre la mayor eficiencia general y el menor coste total para todas las partes implicadas;

d)	garantizar que los GRT utilicen los mecanismos de mercado en la medida de lo posible para asegurar la seguridad y estabilidad de la red;

e)	asegurar que el desarrollo de los mercados a plazo, diario e intradiario no se vea comprometido;

f)	respetar la responsabilidad asignada al GRT pertinente para garantizar la seguridad del sistema, incluidas las disposiciones requeridas por la legislación nacional;

g)	consultar a los GRD pertinentes y tener en cuenta las posibles repercusiones en sus sistemas;

h)	tener en cuenta las normas y las especificaciones técnicas europeas convenidas.

Artículo 4

Condiciones o metodologías de los GRT

1. Los GRT elaborarán las condiciones o metodologías exigidas por el presente Reglamento y las presentarán para su aprobación a las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE dentro del plazo correspondiente previsto en el presente Reglamento.

2. Cuando una propuesta de condiciones o metodologías a efectos del presente Reglamento deba ser elaborada y aprobada por más de un GRT, los GRT participantes deberán cooperar estrechamente. Los GRT, con la ayuda de la REGRT de Electricidad, informarán de manera regular a las autoridades reguladoras competentes y a la Agencia sobre los progresos realizados en la elaboración de estas condiciones o metodologías.

3. Si no fuese posible lograr un consenso entre los GRT que decidan sobre las propuestas de condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 5, apartado 2, deberán tomar una decisión por mayoría cualificada. La mayoría cualificada para la adopción de propuestas de conformidad con el artículo 5, apartado 2, será una mayoría en la que:

a)	los GRT representen al menos el 55 % de los Estados miembros, y

b)	los GRT representen Estados miembros cuya población, en conjunto, sea igual o superior al 65 % de la población de la Unión.

La minoría de bloqueo para decisiones de conformidad con el artículo 5, apartado 2, deberá incluir GRT que representen, por lo menos, cuatro Estados miembros, considerándose de lo contrario alcanzada la mayoría cualificada.

4. Si las regiones interesadas están compuestas por más de cinco Estados miembros y no fuese posible lograr un consenso entre los GRT que decidan sobre las propuestas de condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 5, apartado 3, deberán tomar una decisión por mayoría cualificada. La mayoría cualificada para la adopción de propuestas de conformidad con el artículo 5, apartado 3, será una mayoría en la que:

a)	los GRT representen al menos el 72 % de los Estados miembros interesados; y

b)	los GRT representen Estados miembros cuya población, en conjunto, sea igual o superior al 65 % de la población de la zona de que se trate.

La minoría de bloqueo para decisiones de conformidad con el artículo 5, apartado 3, deberá incluir, por lo menos, un número mínimo de GRT que representen más del 35 % de la población de los Estados miembros participantes, además de GRT que representen al menos un Estado miembro interesado adicional, considerándose de lo contrario alcanzada la mayoría cualificada.

5. Los GRT que decidan sobre las propuestas de condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 5, apartado 3, en relación con regiones que abarquen cinco Estados miembros o menos, deberán hacerlo por consenso.

6. En lo que se refiere a las decisiones de los GRT en virtud de los apartados 3 y 4, se asignará un voto a cada Estado miembro. Si hubiera dos o más GRT en el territorio de un Estado miembro, este deberá repartir los derechos de voto entre los GRT.

7. Si los GRT no presentasen una propuesta de condiciones o metodologías a las autoridades reguladoras competentes en el plazo de tiempo establecido en el presente Reglamento, deberán facilitar a las autoridades reguladoras competentes y a la Agencia los proyectos pertinentes de condiciones o metodologías, así como explicar los motivos que hayan impedido el acuerdo. La Agencia informará a la Comisión y, a petición de la Comisión, investigará los motivos del incumplimiento, en cooperación con las autoridades reguladoras competentes, e informará a la Comisión al respecto. La Comisión tomará las medidas adecuadas para permitir la adopción de las condiciones o metodologías requeridas, en un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de la información de la Agencia.

Artículo 5

Aprobación de las condiciones o metodologías de los GRT

1. Cada autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE aprobará las condiciones o metodologías, elaboradas por los GRT, en virtud de los apartados 2, 3 y 4.

2. Las propuestas relativas a las siguientes condiciones o metodologías deberán estar supeditadas a la aprobación por todas las autoridades reguladoras:

a)	los marcos para la creación de las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el artículo 20, apartado 1, en el artículo 21, apartado 1, y en el artículo 22, apartado 1;

b)	las modificaciones de los marcos para la creación de las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el artículo 20, apartado 5, y en el artículo 21, apartado 5;

c)	los productos estándar de reserva de balance, conforme a lo dispuesto en el artículo 25, apartado 2;

d)	la metodología de clasificación de los motivos de activación de las ofertas de energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 3;

e)	la evaluación del posible incremento del volumen mínimo de ofertas de energía de balance que deben ser enviadas a las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 11;

f)	las metodologías para la fijación de precios de la energía de balance y de la capacidad interzonal de intercambio utilizada para intercambiar energía de balance o la operación del proceso de compensación de desequilibrios conforme a lo dispuesto en el artículo 30, apartados 1 y 5;

g)	la armonización de la metodología para el proceso de asignación de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar la reserva de balance o el reparto de reservas conforme a lo dispuesto en el artículo 38, apartado 3;

h)	la metodología para un proceso de asignación cooptimizado de la capacidad interzonal de intercambio conforme a lo dispuesto en el artículo 40, apartado 1;

i)	las normas de liquidación GRT-GRT para el intercambio intencionado de energía, conforme a lo dispuesto en el artículo 50, apartado 1;

j)	la armonización de los principales elementos de la liquidación de los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 52, apartado 2;

sobre los cuales un Estado miembro podrá dar su dictamen a la autoridad reguladora correspondiente.

3. Las propuestas relativas a las siguientes condiciones o metodologías deberán estar supeditadas a la aprobación por todas las autoridades reguladoras de la región interesada:

el marco, respecto de la zona geográfica que afecta a todos los GRT que realicen el proceso de sustitución de reservas conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485, para la creación de la plataforma europea para las reservas de sustitución, conforme a lo dispuesto en el artículo 19, apartado 1;

respecto de la zona geográfica que afecta a dos o más GRT que intercambien o deseen intercambiarse mutuamente reserva de balance, el establecimiento de normas comunes y armonizadas y de procesos para el intercambio y la contratación de reserva de balance, conforme a lo dispuesto en el artículo 33, apartado 1;

respecto de la zona geográfica que abarca a los GRT que realicen intercambios de reserva de balance, la metodología para calcular la probabilidad de contar con capacidad interzonal de intercambio disponible después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario conforme a lo dispuesto en el artículo 33, apartado 6;

d)	la exención, respecto de la zona geográfica en que haya tenido lugar la contratación de reserva de balance, para no permitir a los proveedores de servicios de balance transferir sus obligaciones de proporcionar reserva de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 34, apartado 1;

e)	la aplicación de un modelo GRT-proveedor de servicios de balance, en una zona geográfica que comprenda dos o más GRT, conforme a lo dispuesto en el artículo 35, apartado 1;

f)	la metodología para el cálculo de capacidad interzonal de intercambio para cada región de cálculo de la capacidad conforme a lo dispuesto en el artículo 37, apartado 3;

g)	en una zona geográfica que comprenda dos o más GRT, la aplicación del proceso de asignación de la capacidad para el intercambio de la reserva de balance o el reparto de reservas conforme a lo dispuesto en el artículo 38, apartado 1;

h)	para cada región de cálculo de la capacidad, la metodología para un proceso de asignación, basado en el mercado, de la capacidad interzonal de intercambio conforme a lo dispuesto en el artículo 41, apartado 1;

para cada región de cálculo de la capacidad, la metodología para un proceso de asignación de capacidad interzonal de intercambio basada en un análisis de eficiencia económica y la lista de cada asignación individual de capacidad interzonal de intercambio basada en un análisis de eficiencia económica conforme a lo dispuesto en el artículo 42, apartados 1 y 5;

j)	para la zona geográfica que comprenda todos los GRT que intercambien energía intencionadamente dentro de una zona síncrona, las normas de liquidación GRT-GRT para el intercambio intencionado de energía, conforme a lo dispuesto en el artículo 50, apartado 3;

k)	para la zona geográfica que comprenda todos los GRT de conexión asíncrona que intercambien energía intencionadamente, las normas de liquidación GRT-GRT para el intercambio intencionado de energía, conforme a lo dispuesto en el artículo 50, apartado 4;

l)	para cada zona síncrona, las normas de liquidación GRT-GRT para el intercambio no intencionado de energía, conforme a lo dispuesto en el artículo 51, apartado 1;

m)	para la zona geográfica que comprenda todos los GRT de conexión asíncrona, las normas de liquidación GRT-GRT para el intercambio no intencionado de energía, conforme a lo dispuesto en el artículo 51, apartado 2;

n)	la exención, a nivel de la zona síncrona, de la armonización de los períodos de liquidación de los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 53, apartado 2;

o)	para la zona geográfica que comprenda dos o más GRT que realicen intercambio de capacidad, los principios aplicables a los algoritmos de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 58, apartado 3;

sobre los cuales un Estado miembro podrá dar su dictamen a la autoridad reguladora correspondiente.

4. Las propuestas relativas a las condiciones o metodologías siguientes deberán estar supeditadas a aprobación por cada una de las autoridades reguladoras de cada Estado miembro interesado, según el caso:

a)	la exención de la publicación de información sobre los precios ofertados de la energía de balance o sobre las ofertas de reserva de balance debido a problemas de abuso de mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 12, apartado 4;

b)	si procede, la metodología para la imputación de los costes de las acciones realizadas por los GRD, conforme a lo dispuesto en el artículo 15, apartado 3;

c)	las condiciones relativas al balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18;

d)	la definición y el uso de productos específicos conforme a lo dispuesto en el artículo 26, apartado 1;

e)	la limitación en la cantidad de ofertas que son enviadas a las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 10;

f)	la exención a la contratación separada de reserva de balance a subir y a bajar conforme a lo dispuesto en el artículo 32, apartado 3;

si procede, el mecanismo de liquidación adicional, independiente de la liquidación de los desvíos, para liquidar los costes de contratación de la reserva de balance, los costes administrativos y demás costes relacionados con el balance con los sujetos de liquidación responsables del balance conforme al artículo 44, apartado 3;

h)	las excepciones a una o más disposiciones del presente Reglamento, conforme a lo dispuesto en el artículo 62, apartado 2;

i)	los costes relativos a las obligaciones impuestas a los operadores del sistema o entidades terceras asignadas de conformidad con el presente Reglamento, conforme a lo dispuesto en el artículo 8, apartado 1;

sobre los cuales un Estado miembro podrá dar su dictamen a la autoridad reguladora correspondiente.

5. La propuesta de condiciones o metodologías incluirá una propuesta de calendario de implementación y una descripción de su impacto previsto en los objetivos del presente Reglamento. El calendario de implementación será igual o inferior a doce meses a partir de la aprobación por las autoridades reguladoras competentes, salvo si todas las autoridades reguladoras competentes acuerdan ampliar el calendario de implementación o si en el presente Reglamento se estipulan calendarios diferentes. Las propuestas de condiciones o metodologías sujetas a la aprobación de todas las autoridades reguladoras o de varias de ellas serán enviadas a la Agencia al mismo tiempo que se envíen a las autoridades reguladoras. A petición de las autoridades reguladoras competentes, la Agencia emitirá un dictamen en el plazo de tres meses sobre las propuestas de condiciones y metodologías.

6. Siempre que la aprobación de las condiciones o metodologías requiera una decisión de más de una autoridad reguladora, las autoridades reguladoras competentes se consultarán, colaborarán estrechamente y se coordinarán entre sí a fin de alcanzar un acuerdo. Cuando la Agencia publique un dictamen, las autoridades reguladoras competentes tendrán en cuenta dicho dictamen. Las autoridades reguladoras decidirán sobre las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con los apartados 2 y 3 en el plazo de seis meses a partir de la recepción de las condiciones y metodologías por parte de la autoridad reguladora competente o, en su caso, de la última autoridad reguladora competente interesada.

7. En caso de que las autoridades reguladoras competentes no hubieran alcanzado un acuerdo en el plazo de tiempo dispuesto en el apartado 6, o por solicitud conjunta, la Agencia adoptará una decisión relativa a las propuestas presentadas sobre las condiciones o metodologías en un plazo de seis meses a partir del día de remisión, de conformidad con el artículo 8, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 713/2009.

8. Toda parte podrá interponer una reclamación contra un gestor de red pertinente o un GRT en relación con las obligaciones o decisiones de dicho gestor de red o GRT con arreglo al presente Reglamento y podrá presentar la reclamación ante la correspondiente autoridad reguladora, quien, en su calidad de organismo competente en la resolución de conflictos, emitirá una decisión en los dos meses siguientes a la recepción de la reclamación. Este plazo podrá prorrogarse otros dos meses si la autoridad reguladora competente solicita información adicional. Este plazo ampliado podrá ampliarse más con el consentimiento del reclamante. La decisión de la autoridad reguladora competente tendrá efecto vinculante a menos que sea revocada a raíz de un recurso y hasta el momento en que lo sea.

Artículo 6

Modificaciones a las condiciones o metodologías de los GRT

1. En caso de que una o varias autoridades reguladoras de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE solicitaran una modificación para aprobar las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con el artículo 5, apartados 2, 3 y 4, los GRT pertinentes presentarán una propuesta de modificación de las condiciones o metodologías para su aprobación en un plazo de dos meses a partir de la solicitud de las autoridades reguladoras competentes. Las autoridades reguladoras competentes decidirán sobre las condiciones o metodologías modificadas en un plazo de dos meses a partir de su presentación.

2. En caso de que las autoridades reguladoras competentes no hubieran alcanzado un acuerdo sobre las condiciones o metodologías presentadas en el plazo de dos meses, o por solicitud conjunta, la Agencia adoptará una decisión relativa a la modificación de las condiciones o metodologías, en un plazo de seis meses, de conformidad con el artículo 8, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 713/2009. Si los GRT pertinentes no presentasen una propuesta de modificación de las condiciones o metodologías, se aplicará el procedimiento descrito en el artículo 4.

3. Los GRT responsables de la elaboración de una propuesta de condiciones o metodologías o las autoridades reguladoras responsables de su adopción de conformidad con el artículo 5, apartados 2, 3 y 4, podrán solicitar modificaciones de dichas condiciones o metodologías. Las propuestas de modificaciones de condiciones o metodologías se presentarán a consulta de conformidad con el procedimiento dispuesto en el artículo 10 y se aprobarán de conformidad con el procedimiento dispuesto en los artículos 4 y 5.

Artículo 7

Publicación en internet de las condiciones o metodologías

Los GRT responsables del establecimiento de las condiciones o metodologías de conformidad con el presente Reglamento las publicarán en internet tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras competentes; o bien, si no se requiere dicha aprobación, después de su establecimiento, salvo cuando dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 11.

Artículo 8

Recuperación de costes

1. Los costes relativos a las obligaciones impuestas a los gestores de redes o entidades terceras asignadas de conformidad con el presente Reglamento deberán ser evaluados por las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

2. Mediante tarifas de red u otros mecanismos apropiados en la forma determinada por las autoridades reguladoras competentes se recuperarán los costes considerados razonables, eficientes y proporcionados por las autoridades reguladoras competentes.

3. Si lo solicitaran las autoridades reguladoras competentes, los gestores de redes o las entidades asignadas, en un plazo de tres meses a partir de la solicitud, deberán proporcionar la información necesaria para facilitar la evaluación de los costes contraídos.

4. Cualquier coste en el que incurran los participantes del mercado para cumplir los requisitos del presente Reglamento será sufragado por dichos participantes en el mercado.

Artículo 9

Participación de las partes interesadas

La Agencia, en estrecha cooperación con la REGRT de Electricidad, organizará la participación de las partes interesadas en lo relativo al mercado de balance y otros aspectos de la aplicación del presente Reglamento. Dicha participación implicará reuniones periódicas con las partes interesadas con vistas a identificar problemas y proponer mejoras respecto a la integración del mercado de balance.

Artículo 10

Consulta pública

1. Los GRT responsables de presentar propuestas de condiciones o metodologías o sus modificaciones de conformidad con el presente Reglamento consultarán a las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de cada Estado miembro, sobre los proyectos de propuestas de condiciones o metodologías y otras medidas de ejecución durante un período de una duración no inferior a un mes.

2. La consulta tendrá una duración no inferior a un mes, excepto en el caso de los proyectos de propuestas conforme a lo dispuesto en el artículo 5, apartado 2, letras a), b), c), d), e), f), g), h) y j), cuya consulta tendrá una duración no inferior a dos meses.

3. Al menos las propuestas conforme a lo dispuesto en el artículo 5, apartado 2, letras a), b), c), d), e), f), g), h) y j), estarán sujetas a consulta pública a nivel europeo.

4. Al menos las propuestas conforme a lo dispuesto en el artículo 5, apartado 3, letras a), b), c), d), e), f), g), h), i), n) y o) estarán sujetas a consulta pública a nivel de la región interesada.

5. Al menos las propuestas conforme a lo dispuesto en el artículo 5, apartado 4, letras a), b), c), d), e), f), g) e i) estarán sujetas a consulta pública en cada Estado miembro interesado.

6. Los GRT responsables de la propuesta de condiciones o metodologías deberán tener en debida cuenta los puntos de vista de las partes interesadas resultantes de las consultas realizadas de conformidad con los apartados 2 a 5, antes de su presentación para su aprobación reglamentaria. En todos los casos, deberá incluirse en la presentación una justificación bien razonada de la inclusión o la no inclusión de los puntos de vista resultantes de la consulta que se publicará con antelación suficiente o al mismo tiempo, que la publicación de la propuesta de condiciones o metodologías.

Artículo 11

Obligaciones de confidencialidad

1. Toda información confidencial recibida, intercambiada o transmitida en virtud del presente Reglamento estará sujeta al secreto profesional contemplado en los apartados 2, 3 y 4.

2. La obligación de secreto profesional se aplicará a toda persona sujeta a las disposiciones del presente Reglamento.

3. La información confidencial recibida por las personas o autoridades reguladoras mencionadas en el apartado 2 en el ejercicio de sus funciones no podrá divulgarse a ninguna otra persona o autoridad, sin perjuicio de los casos contemplados por el derecho nacional, el resto de disposiciones del presente Reglamento, u otra legislación pertinente de la Unión.

4. Sin perjuicio de los casos cubiertos por la legislación nacional o por la de la Unión, las autoridades reguladoras, los organismos o las personas que reciban información confidencial conforme a lo dispuesto en el presente Reglamento podrán utilizarla únicamente a efectos del ejercicio de sus deberes en virtud del presente Reglamento, excepto cuando se haya proporcionado el consentimiento por escrito del propietario original de los datos.

Artículo 12

Publicación de información

1. Todas las entidades contempladas en el artículo 1, apartado 2, facilitarán a los GRT toda la información pertinente para cumplir sus obligaciones establecidas en los apartados 3 a 5.

2. Todas las entidades contempladas en el artículo 1, apartado 2, garantizarán que la información de los apartados 3 a 5 se publica en un momento y en un formato que no constituya una ventaja o desventaja competitiva real o potencial para ningún individuo o empresa.

3. Cada GRT publicará la información siguiente tan pronto como esté disponible:

a)	información sobre la última situación del balance del sistema de su zona o zonas de programación, lo antes posible, y a más tardar 30 minutos después del tiempo real;

información sobre todas las ofertas de energía de balance procedentes de su zona o zonas de programación, anonimizada si procede, a más tardar 30 minutos después del final de la unidad de tiempo del mercado pertinente. La información incluirá:

i)	el tipo de producto,

ii)	el período de validez,

iii)	los volúmenes ofertados,

iv)	los precios ofertados,

v)	información sobre si la oferta se ha declarado no disponible;

c)	información sobre si la oferta de energía de balance procede de la conversión de un producto específico o de un proceso de programación integrado a más tardar 30 minutos después del final de la unidad de tiempo del mercado pertinente;

información relativa a la forma en que las ofertas de energía de balance de productos específicos o de procesos de programación integrados se han convertido en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar a más tardar 30 minutos después del final de la unidad de tiempo del mercado pertinente;

información agregada sobre las ofertas de energía de balance a más tardar 30 minutos después del final de la unidad de tiempo del mercado pertinente, que incluirá:

i)	el volumen total de las ofertas de energía de balance ofertadas,

ii)	el volumen total de las ofertas de energía de balance ofertadas desglosadas por tipo de reservas,

iii)	el volumen total de las ofertas de energía de balance ofertadas y activadas desglosadas por productos estándar y productos específicos,

iv)	el volumen total de las ofertas no disponibles desglosadas por tipo de reservas;

f)	información sobre los volúmenes ofertados, así como los precios ofertados de la reserva de balance contratada, anonimizada si procede, a más tardar una hora después de que los resultados de la contratación hayan sido notificados a los licitadores;

las condiciones iniciales relativas al balance contemplado en el artículo 18 al menos un mes antes de la solicitud y cualquier modificación de las condiciones inmediatamente posterior a su aprobación por parte de la autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE;

información sobre la asignación de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar la reserva de balance o el reparto de reservas conforme a lo dispuesto en el artículo 38 a más tardar veinticuatro horas después de la asignación y antes de las seis horas previas al uso de la capacidad interzonal de intercambio asignada:

i)	fecha y hora en la que se tomó la decisión de asignación,

ii)	período de la asignación,

iii)	volúmenes asignados,

iv)	valores de mercado utilizados como base para el proceso de asignación de conformidad con el artículo 39;

información sobre el uso de la capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar la reserva de balance o el reparto de reservas conforme a lo dispuesto en el artículo 38 a más tardar una semana después del uso de la capacidad interzonal de intercambio asignada:

i)	volumen de la capacidad interzonal de intercambio asignada y usada por unidad de tiempo del mercado,

ii)	volumen de la capacidad interzonal de intercambio liberada para los horizontes temporales posteriores por unidad de tiempo del mercado,

iii)	costes y beneficios realizados estimados del proceso de asignación;

j)	metodologías aprobadas contempladas en los artículos 40, 41 y 42 al menos un mes antes de la solicitud;

k)	descripción de los requisitos de cualquier algoritmo desarrollado y modificaciones del mismo, contemplados en el artículo 58, al menos un mes antes de la solicitud;

l)	informe anual conjunto contemplado en el artículo 59.

4. A condición de haber obtenido la aprobación conforme a lo dispuesto en el artículo 18, un GRT podrá demorar la publicación de información sobre los precios y los volúmenes de reserva de balance ofertados o las ofertas de energía de balance si ello estuviera justificado por problemas de abusos de poder del mercado y si no va en detrimento del funcionamiento eficaz de los mercados de la energía eléctrica. El GRT comunicará dichas demoras al menos una vez al año a la autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

5. A más tardar dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, cada GRT publicará la información conforme a lo dispuesto en el apartado 3 en un formato armonizado establecido de común acuerdo al menos a través de la plataforma de transparencia de la información creada conforme a lo dispuesto en el artículo 3 del Reglamento (UE) n.o 543/2013. A más tardar cuatro meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, la REGRT de Electricidad actualizará el manual de procedimiento contemplado en el artículo 5 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 y lo presentará a la Agencia para que formule su dictamen, que habrá de emitirse en un plazo de dos meses.

Artículo 13

Delegación y asignación de tareas

1. Un GRT podrá delegar en uno o varios terceros la totalidad o parte de cualquiera de las tareas que le hayan sido encomendadas en virtud del presente Reglamento, en el caso de que el tercero pueda llevar a cabo la función correspondiente al menos con la misma eficacia que el GRT delegante. El GRT delegante seguirá siendo responsable de asegurar el cumplimiento de sus obligaciones en virtud del presente Reglamento, incluido el acceso garantizado a la información necesaria para la supervisión por parte de las autoridades reguladoras competentes, de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

2. Previamente a la delegación, el tercero en cuestión deberá demostrar al GRT delegante su capacidad para cumplir la tarea que se vaya a delegar.

3. En el caso de que la totalidad o parte de cualesquiera tareas especificadas en este Reglamento fueran delegadas a un tercero, el GRT delegante garantizará la firma de los correspondientes acuerdos de confidencialidad, de conformidad con las obligaciones de confidencialidad del GRT delegante que se hubieran establecido con anterioridad a la delegación. Una vez delegadas la totalidad o parte de cualesquiera tareas a un tercero, el GRT delegante ha de informar a la autoridad reguladora competente y publicar dicha decisión en internet.

4. Sin perjuicio de las tareas encomendadas a los GRT conforme a lo dispuesto en el artículo 12 de la Directiva 2009/72/CE, un Estado miembro, o si procede una autoridad reguladora competente, podrá asignar tareas u obligaciones encomendadas a los GRT en virtud al presente Reglamento a uno o varios terceros. El Estado miembro interesado, o si procede, la autoridad reguladora interesada, solo podrá asignar a los GRT tareas y obligaciones que no requieran cooperación directa, toma de decisiones conjunta o establecimiento de una relación contractual con GRT de otros Estados miembros. Previamente a la asignación, el tercero en cuestión deberá demostrar al Estado miembro, o en su caso a la autoridad reguladora competente, su capacidad para cumplir la tarea que se vaya a asignar.

5. En el caso de que un Estado miembro, o una autoridad reguladora, asignen tareas y obligaciones a un tercero, se entenderá que las referencias a los GRT del presente Reglamento se refieren a la entidad asignada. La autoridad reguladora competente garantizará la supervisión reglamentaria de la entidad asignada respecto a las tareas y obligaciones asignadas.

TÍTULO II

MERCADO DE BALANCE ELÉCTRICO

CAPÍTULO 1

Funciones y responsabilidades

Artículo 14

Cometido de los GRT

1. Cada GRT será responsable de la contratación de servicios de balance con los proveedores de servicios de balance para garantizar la seguridad de la operación.

2. Cada GRT aplicará un modelo de autodespacho para determinar los programas de generación y los programas de consumo. Los GRT que apliquen un modelo de despacho central en el momento de la entrada en vigor del presente Reglamento lo notificarán a la autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE con el fin de poder continuar aplicando un modelo de despacho central para determinar los programas de generación y los programas de consumo. La autoridad reguladora competente verificará si las tareas y responsabilidades de los GRT son coherentes con la definición que figura en el artículo 2, apartado 18.

Artículo 15

Cooperación con los GRD

1. Los GRD, los GRT, los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance cooperarán para garantizar un balance eficiente y eficaz.

2. Cada GRD facilitará, con suficiente tiempo, toda la información necesaria para llevar a cabo la liquidación de los desvíos al GRT de conexión de acuerdo con las condiciones relativas al balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18.

3. Cada GRT, junto con los GRD de conexión de reserva dentro de la zona de control del GRT, podrán elaborar conjuntamente una metodología para la imputación de los costes resultantes de las acciones de los GRD conforme a lo dispuesto en el artículo 182, apartados 4 y 5, del Reglamento (UE) 2017/1485. La metodología estipulará una imputación de costes justa, que tenga en cuenta las responsabilidades de las partes implicadas.

4. Los GRD informarán a los GRT de conexión sobre cualquier límite definido conforme a lo dispuesto en el artículo 182, apartados 4 y 5, del Reglamento (UE) 2017/1485 que pueda afectar a los requisitos que figuran en el presente Reglamento.

Artículo 16

Cometido de los proveedores de servicios de balance

1. Los proveedores de servicios de balance deberán estar habilitados para presentar ofertas para energía de balance o reserva de balance que esté activada o contratada por el GRT de conexión o, en un modelo GRT-proveedor de servicios de balance, por el GRT contratante. La superación con éxito de la habilitación previa, garantizada por el GRT de conexión y procesada conforme a lo dispuesto en los artículos 159 y 162 del Reglamento (UE) 2017/1485 será considerada un requisito indispensable para la superación con éxito del proceso de habilitación para ser proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el presente Reglamento.

2. Cada proveedor de servicios de balance presentará al GRT de conexión sus ofertas de reserva de balance que afecten a uno o más sujetos de liquidación responsables del balance.

3. Cada proveedor de servicios de balance que participe en el proceso de contratación de reserva de balance presentará y tendrá derecho a actualizar sus ofertas de reserva de balance antes de la hora de cierre del proceso de contratación.

4. Cada proveedor de servicios de balance con un contrato para reserva de balance presentará a su GRT de conexión las ofertas de energía de balance o las ofertas del proceso de programación integrado correspondientes al volumen, productos y otros requisitos establecidos en el contrato de reserva de balance.

5. Todo proveedor de servicios de balance tendrá derecho a presentar a su GRT de conexión las ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar o productos específicos o las ofertas del proceso de programación integrado respecto de las cuales haya superado el proceso de habilitación previa conforme a lo dispuesto en los artículos 159 y 162 del Reglamento (UE) 2017/1485.

6. El precio de las ofertas de energía de balance o de las ofertas del proceso de programación integrado procedentes de productos estándar y específicos conforme a lo dispuesto en el apartado 4 no deberá estar predeterminado en un contrato de reserva de balance. Los GRT pueden proponer una excepción a esta norma en la propuesta de condiciones relativas al sistema de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18. Dicha excepción solo será aplicable a productos específicos conforme a lo dispuesto en el artículo 26, apartado 3, letra b), y estará acompañada por una justificación que demuestre una mayor eficiencia económica.

7. No existirá discriminación entre las ofertas de energía de balance o las ofertas del proceso de programación integrado presentadas conforme a lo dispuesto en el apartado 4 y las ofertas de energía de balance o las ofertas del proceso de programación integrado presentadas conforme a lo dispuesto en el apartado 5.

8. Para cada producto de energía de balance o reserva de balance, la unidad proveedora de reservas, el grupo proveedor de reservas, la instalación de demanda o el tercero y los sujetos de liquidación responsables del balance asociados conforme a lo dispuesto en el artículo 18, apartado 4, letra d), pertenecerán a la misma zona de programación.

Artículo 17

Cometido de los sujetos de liquidación responsables del balance

1. En tiempo real, cada sujeto de liquidación responsable del balance se esforzará por lograr el balance o contribuir a que el sistema de la electricidad esté en equilibrio. Los requisitos detallados relativos a esta obligación se definirán en la propuesta de condiciones relativas al sistema de balance elaborada conforme a lo dispuesto en el artículo 18.

2. Cada sujeto de liquidación responsable del balance responderá financieramente de los desvíos que hayan de ser liquidados con el GRT de conexión.

3. Antes del cierre del mercado interzonal intradiario, cada sujeto de liquidación responsable del balance podrá modificar los programas necesarios para calcular su posición conforme a lo dispuesto en el artículo 54. Los GRT que apliquen un modelo de despacho central podrán establecer condiciones específicas y normas para cambiar los programas de un sujeto de liquidación responsable del balance en las condiciones relativas al sistema de balance elaboradas conforme a lo dispuesto en el artículo 18.

4. Después del cierre del mercado interzonal intradiario, cada sujeto de liquidación responsable del balance podrá modificar los programas comerciales internos necesarios para calcular su posición conforme a lo dispuesto en el artículo 54 de conformidad con las normas establecidas en las condiciones relativas al sistema de balance elaboradas conforme a lo dispuesto en el artículo 18.

Artículo 18

Condiciones relativas al balance

1. A más tardar seis meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento y para todas las zonas de programación de un Estado miembro, los GRT de dicho Estado miembro elaborarán una propuesta relativa a:

a)	las condiciones para los proveedores de servicios de balance;

b)	las condiciones para los sujetos de liquidación responsables del balance.

Cuando una zona de CFP conste de dos o más GRT, todos los GRT de dicha zona de CFP podrán elaborar una propuesta común, previa aprobación de las autoridades reguladoras competentes.

2. Las condiciones conforme a lo dispuesto en el apartado 1 incluirán también las normas para la suspensión y restauración de las actividades del mercado, conforme a lo dispuesto en el artículo 36 del Reglamento (UE) 2017/2196, y las normas para la liquidación en caso de suspensión del mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 39 del Reglamento (UE) 2017/2196 una vez que se hayan aprobado de conformidad con el artículo 4 del Reglamento (UE) 2017/2196.

3. A la hora de elaborar propuestas para las condiciones para los proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance, cada GRT:

a)	se coordinará con los GRT y GRD que puedan verse afectados por dichas condiciones;

b)	respetará los marcos para la creación de plataformas europeas para el intercambio de energía de balance y para el proceso de compensación de desequilibrios conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20, 21 y 22;

c)	involucrará a GRD y otras partes interesadas a lo largo de todo el proceso de la elaboración de la propuesta y tomará en consideración sus puntos de vista sin perjuicio de la consulta pública conforme a lo dispuesto en el artículo 10.

4. Las condiciones para los proveedores de servicios de balance:

a)	definirán requisitos razonables y justificados para la provisión de los servicios de balance;

b)	permitirán la agregación de instalaciones de demanda, instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para ofrecer servicios de balance sujetos a las condiciones a que se hace referencia en el apartado 5, letra c);

c)	permitirán a los propietarios de instalaciones de demanda, terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía, tanto de fuentes convencionales como renovables, así como a los propietarios de unidades de almacenamiento de energía, convertirse en proveedores de servicios de balance;

d)	exigirán que cada oferta de energía de balance de un proveedor de servicios de balance sea asignada a uno o varios sujetos de liquidación responsables del balance para posibilitar el cálculo de un ajuste del desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 49.

5. Las condiciones para los proveedores de servicios de balance incluirán:

a)	las normas para el proceso de habilitación para ser proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 16;

b)	las normas, requisitos y plazos para la contratación y transferencia de reserva de balance conforme a lo dispuesto en los artículos 32, 33 y 34;

c)	las normas y condiciones para la agregación de instalaciones de demanda, instalaciones de almacenamiento de energía e instalaciones de generación de electricidad en una zona de programación para convertirse en proveedores de servicios de balance;

d)	los requisitos relativos a los datos y a la información que han de enviarse al GRT de conexión y, si procede, al GRD de conexión de reserva durante el proceso de habilitación previa y la operación del mercado de balance;

e)	las normas y condiciones para la asignación de cada oferta de energía de balance de un proveedor de servicios de balance a uno o varios sujetos de liquidación responsables del balance conforme a lo dispuesto en el apartado 4, letra d);

los requisitos relativos a los datos y a la información que han de enviarse al GRT de conexión y, si procede, al GRD de conexión de reserva para evaluar la provisión de los servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 154, apartados 1 y 8, en el artículo 158, apartado 1, letra e), en el artículo 158, apartado 4, letra b), en el artículo 161, apartado 1, letra f), y en el artículo 161, apartado 4, letra b), del Reglamento (UE) 2017/1485;

g)	la definición de la localización para cada producto estándar y para cada producto específico teniendo en cuenta lo dispuesto en el apartado 5, letra c);

h)	las normas para la determinación del volumen de la energía de balance que ha de ser liquidada con el proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 45;

i)	las normas para la liquidación de los proveedores de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el título V, capítulos 2 y 5;

j)	un período máximo para la finalización de la liquidación de la energía de balance con un proveedor de servicios de balance de conformidad con el artículo 45, para cualquier período de liquidación de los desvíos dado;

k)	las consecuencias en caso de incumplimiento de las condiciones aplicables a los proveedores de servicios de balance.

6. Las condiciones para los sujetos de liquidación responsables del balance incluirán:

a)	la definición de la responsabilidad del balance para cada conexión de forma tal que se evite cualquier laguna o duplicación en la responsabilidad del balance de los distintos participantes del mercado que presten servicios a dicha conexión;

b)	los requisitos para convertirse en un sujeto de liquidación responsable del balance;

c)	el requisito de que cada sujeto de liquidación responsable del balance responda financieramente de sus desvíos, y de que los desvíos habrán de ser liquidados con el GRT de conexión;

d)	los requisitos relativos a los datos y a la información que han de enviarse al GRT de conexión para calcular los desvíos;

e)	las normas para que los sujetos de liquidación responsables del balance modifiquen sus programas antes y después del cierre del mercado intradiario, conforme a lo dispuesto en el artículo 17, apartados 3 y 4;

f)	las normas para la liquidación de los sujetos de liquidación responsables del balance definidas conforme a lo dispuesto en el título V, capítulo 4;

g)	la delimitación de una zona de desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 54, apartado 2, y de una zona de precio de desvíos;

h)	un período máximo para la finalización de la liquidación de los desvíos con los sujetos de liquidación responsables del balance, para cualquier período de liquidación de los desvíos dado, conforme a lo dispuesto en el artículo 54;

i)	las consecuencias en caso de incumplimiento de las condiciones aplicables a los sujetos de liquidación responsables del balance;

j)	una obligación de los sujetos de liquidación responsables del balance de presentar al GRT de conexión cualquier modificación de la posición;

k)	las normas de la compensación conforme a lo dispuesto en los artículos 52, 53, 54 y 55;

si las hubiera, las disposiciones para la exclusión de desvíos de la liquidación de los desvíos cuando estén asociados con la introducción de restricciones de rampa de variación para mitigar desvíos de frecuencia deterministas, conforme a lo dispuesto en el artículo 137, apartado 4, del Reglamento (UE) 2017/1485.

7. Cada GRT de conexión podrá incluir los siguientes elementos en la propuesta de condiciones para los proveedores de servicios de balance o en las condiciones para los sujetos de liquidación responsables del balance:

un requisito para que los proveedores de servicios de balance faciliten información sobre la capacidad de generación no utilizada y otros recursos de balance procedente de los proveedores de servicios de balance, después de la hora de cierre del mercado diario y después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario;

cuando esté justificado, un requisito para que los proveedores de servicios de balance oferten la capacidad de generación no utilizada u otros recursos de balance por medio de ofertas de energía de balance o de ofertas del proceso de programación integrado en los mercados de balance después de la hora de cierre del mercado diario, sin perjuicio de la posibilidad de que los proveedores de servicios de balance cambien sus ofertas de energía de balance antes de la hora de cierre de la energía de balance o de la hora de cierre del proceso de programación integrado debido a intercambios dentro del mercado intradiario;

requisitos específicos en relación con la posición de los sujetos de liquidación responsables del balance presentada tras el final del horizonte temporal del mercado diario para garantizar que la suma de sus programas de intercambio comercial interior y exterior es igual a la suma de los programas de generación y consumo físicos, teniendo en cuenta la compensación de las pérdidas eléctricas, si procede;

e)	una excepción a la publicación de información sobre los precios ofertados de la energía de balance o sobre las ofertas de reserva de balance debido a problemas de abuso de mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 12, apartado 4;

f)	una excepción para productos específicos definidos en el artículo 26, apartado 3, letra b), para predeterminar el precio de las ofertas de energía de balance de un contrato de reserva de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 16, apartado 6;

una solicitud para el uso de un sistema dual de precios para todos los desvíos basado en las condiciones establecidas conforme a lo dispuesto en el artículo 52, apartado 2, letra d), inciso i), y la metodología para aplicar el sistema dual de precios conforme a lo dispuesto en el artículo 52, apartado 2, letra d), inciso ii).

8. Los GRT que apliquen un modelo de despacho central también incluirán los siguientes elementos en las condiciones relativas al balance:

a)	la hora de cierre del proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 5;

b)	las normas para actualizar las ofertas del proceso de programación integrado después de la hora de cierre de cada proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 6;

c)	las normas para utilizar ofertas del proceso de programación integrado antes de la hora de cierre de la energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 7;

d)	las normas para convertir las ofertas del proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 27.

9. Cada GRT deberá supervisar el cumplimiento por todas las partes de los requisitos que figuren en las condiciones relativas al balance, dentro de su zona o zonas de programación.

CAPÍTULO 2

Plataformas europeas para el intercambio de la energía de balance

Artículo 19

Plataformas europeas para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de sustitución

1. En el plazo máximo de seis meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT que realicen el proceso de sustitución de reservas conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485 elaborarán una propuesta relativa al marco de aplicación para una plataforma europea para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de sustitución.

2. La plataforma europea para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de sustitución, operada por GRT o por medio de una entidad que crearían los propios GRT, estará basada en principios comunes de gobernanza y procesos comerciales, y consistirá como mínimo en la función de optimización de la activación y en la función de liquidación GRT-GRT. Dicha plataforma europea deberá aplicar un modelo GRT-GRT multilateral con listas de orden de mérito comunes para intercambiar todas las ofertas de energía de balance procedentes de todos los productos estándar para las reservas de sustitución, salvo en el caso de las ofertas no disponibles conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 14.

3. La propuesta del apartado 1 incluirá como mínimo:

a)	el diseño de las líneas generales de la plataforma europea;

b)	la hoja de ruta y el calendario de plazos para la implementación de la plataforma europea;

c)	la definición de las funciones requeridas para operar la plataforma europea;

las normas propuestas relativas a la gobernanza y operación de la plataforma europea, basadas en el principio de no discriminación y que garanticen la igualdad de trato de todos los GRT miembros, así como que ningún GRT se beneficie de ventajas económicas injustificadas a través de su participación en las funciones de la plataforma europea;

la designación propuesta de la entidad o entidades que desempeñarán las funciones definidas en la propuesta. Cuando los GRT propongan designar más de una entidad, la propuesta demostrará y garantizará:

i)	una asignación coherente de las funciones a las entidades que operen la plataforma europea. La propuesta deberá tener plenamente en cuenta la necesidad de coordinar las diferentes funciones asignadas a las entidades que operen la plataforma europea,

ii)	que la estructura propuesta de la plataforma europea y su asignación de funciones garantice una gobernanza eficiente y eficaz, la operación y la supervisión reglamentaria de la plataforma europea, y que apoye los objetivos del presente Reglamento,

iii)	una coordinación y un proceso de toma de decisiones eficaz para resolver cualquier postura en conflicto entre entidades que operen la plataforma europea;

f)	el marco para la armonización de las condiciones relativas al sistema de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18;

g)	los principios detallados para el reparto de los costes comunes, incluida la categorización detallada de los costes comunes, de conformidad con el artículo 23;

h)	la hora de cierre de la energía de balance para todos los productos estándar relativos a las reservas de sustitución de conformidad con el artículo 24;

i)	la definición de productos estándar en el caso de la energía de balance procedente de las reservas de sustitución de conformidad con el artículo 25;

j)	la hora de cierre para la presentación de ofertas de energía de los GRT de conformidad con el artículo 29, apartado 13;

k)	las listas de orden de mérito comunes que serán organizadas por la función común de optimización de la activación, conforme a lo dispuesto en el artículo 31;

l)	la descripción del algoritmo para operar la función de la optimización de la activación para las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar para reservas de sustitución, de conformidad con el artículo 58.

4. A más tardar seis meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de sustitución, todos los GRT que realicen el proceso de sustitución de reservas conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485 designarán a la entidad o entidades propuestas a las que se confiará la operación de la plataforma europea conforme a lo dispuesto en el apartado 3, letra e).

5. A más tardar un año después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de sustitución, todos los GRT que realicen el proceso de reserva para sustitución conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485 y cuenten con al menos un GRT vecino interconectado que realice el proceso de reserva para sustitución implementarán y harán operativa la plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de sustitución. Utilizarán la plataforma europea para:

a)	presentar todas las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar para las reservas de sustitución;

b)	intercambiar todas las ofertas de energía de balance de productos estándar para las reservas de sustitución, salvo en el caso de las ofertas no disponibles conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 14;

c)	esforzarse en cubrir todas sus necesidades de energía de balance procedente de reservas de sustitución.

Artículo 20

Plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual

1. A más tardar un año después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual.

2. La plataforma europea para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, operada por GRT o por medio de una entidad que crearían los propios GRT, estará basada en principios comunes de gobernanza y procesos comerciales, y consistirá como mínimo en la función de optimización de la activación y en la función de liquidación GRT-GRT. Dicha plataforma europea deberá aplicar un modelo GRT-GRT multilateral con listas de orden de mérito comunes para intercambiar todas las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar para reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, salvo en el caso de las ofertas no disponibles conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 14.

3. La propuesta del apartado 1 incluirá como mínimo:

a)	el diseño de las líneas generales de la plataforma europea;

b)	la hoja de ruta y el calendario de plazos para la implementación de la plataforma europea;

c)	la definición de las funciones requeridas para operar la plataforma europea;

las normas propuestas relativas a la gobernanza y operación de la plataforma europea, basadas en el principio de no discriminación y que garanticen la igualdad de trato de todos los GRT miembros, así como que ningún GRT se beneficia de ventajas económicas injustificadas a través de su participación en las funciones de la plataforma europea;

i)	una asignación coherente de las funciones a las entidades que operen la plataforma europea. La propuesta deberá tener plenamente en cuenta la necesidad de coordinar las diferentes funciones asignadas a las entidades que operen la plataforma europea,

ii)	que la estructura propuesta de la plataforma europea y su asignación de funciones garanticen una gobernanza eficiente y eficaz, la operación y la supervisión reglamentaria de la plataforma europea, y que apoye los objetivos del presente Reglamento,

iii)	una coordinación y un proceso de toma de decisiones eficaz para resolver cualquier postura en conflicto entre entidades que operen la plataforma europea;

f)	el marco para la armonización de las condiciones relativas al sistema de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18;

g)	los principios detallados para el reparto de los costes comunes, incluida la categorización detallada de los costes comunes, de conformidad con el artículo 23;

h)	la hora de cierre de la energía de balance para todos los productos estándar relativos a las reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual de conformidad con el artículo 24;

i)	la definición de productos estándar para la energía de balance procedente de las reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual de conformidad con el artículo 25;

j)	la hora de cierre para la presentación de ofertas de energía de los GRT de conformidad con el artículo 29, apartado 13;

k)	las listas de orden de mérito comunes que serán organizadas por la función común de optimización de la activación, conforme a lo dispuesto en el artículo 31;

l)	la descripción del algoritmo para operar la función de la optimización de la activación para las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar relativos a reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual de conformidad con el artículo 58.

4. A más tardar seis meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, todos los GRT designarán a la entidad o entidades propuestas a las que se confiará la operación de la plataforma europea conforme a lo dispuesto en el apartado 3, letra e).

5. A más tardar dieciocho meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, todos los GRT elaborarán una propuesta para la modificación de la plataforma europea para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual conforme a lo dispuesto en el apartado 1. Las modificaciones propuestas estarán respaldadas por un análisis de costes y beneficios por parte de todos los GRT conforme a lo dispuesto en el artículo 61. La propuesta se notificará a la Comisión.

6. A más tardar treinta meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, o si todos los GRT presentan una propuesta de modificación de la plataforma europea conforme a lo dispuesto en el apartado 5, a más tardar doce meses después de la aprobación de la modificación de la plataforma europea, todos los GRT implementarán y harán operativa la plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual y utilizarán la plataforma europea para:

a)	presentar todas las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar para las reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual;

b)	intercambiar todas las ofertas de energía de balance de productos estándar para las reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, salvo en el caso de las ofertas no disponibles conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 14;

c)	esforzarse en cubrir todas sus necesidades de energía de balance procedente de las reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual.

Artículo 21

Plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática

2. La plataforma europea para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, operada por GRT o por medio de una entidad que crearían los propios GRT, estará basada en principios comunes de gobernanza y procesos comerciales, y consistirá como mínimo en la función de optimización de la activación y en la función de liquidación GRT-GRT. Dicha plataforma europea deberá aplicar un modelo GRT-GRT multilateral con listas de orden de mérito comunes para intercambiar todas las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar para reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, salvo en el caso de las ofertas no disponibles conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 14.

3. La propuesta del apartado 1 incluirá como mínimo:

a)	el diseño de las líneas generales de la plataforma europea;

b)	la hoja de ruta y el calendario de plazos para la implementación de la plataforma europea;

c)	la definición de las funciones requeridas para operar la plataforma europea;

las normas propuestas relativas a la gobernanza y operación de la plataforma europea, basadas en el principio de no discriminación y que garanticen la igualdad de trato de todos los GRT miembros, así como que ningún GRT se beneficia de ventajas económicas injustificadas a través de su participación en las funciones de la plataforma europea;

i)	una asignación coherente de las funciones a las entidades que operen la plataforma europea. La propuesta deberá tener plenamente en cuenta la necesidad de coordinar las diferentes funciones asignadas a las entidades que operen la plataforma europea,

ii)	que la estructura de la plataforma europea y la asignación de funciones propuestas garanticen una gobernanza eficiente y eficaz, la operación y la supervisión reglamentaria de la plataforma europea, y que apoye los objetivos del presente Reglamento,

iii)	una coordinación y un proceso de toma de decisiones eficaz para resolver cualquier postura en conflicto entre entidades que operen la plataforma europea;

f)	el marco para la armonización de las condiciones relativas al sistema de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18;

g)	los principios detallados para el reparto de los costes comunes, incluida la categorización detallada de los costes comunes, de conformidad con el artículo 23;

h)	la hora de cierre de la energía de balance para todos los productos estándar relativos a las reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática de conformidad con el artículo 24;

i)	la definición de productos estándar para la energía de balance procedente de las reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática de conformidad con el artículo 25;

j)	la hora de cierre para la presentación de ofertas de energía de los GRT de conformidad con el artículo 29, apartado 13;

k)	las listas de orden de mérito comunes que serán organizadas por la función común de optimización de la activación, conforme a lo dispuesto en el artículo 31;

l)	la descripción del algoritmo para operar la función de optimización de la activación para las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar relativos a reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática de conformidad con el artículo 58.

4. A más tardar seis meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, todos los GRT designarán a la entidad o entidades propuestas a las que se confiará la operación de la plataforma europea conforme a lo dispuesto en el apartado 3, letra e).

5. A más tardar dieciocho meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, todos los GRT elaborarán una propuesta para la modificación de la plataforma europea para el intercambio de la energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática conforme a lo dispuesto en el apartado 1 y de los principios que figuran en el apartado 2. Las modificaciones propuestas estarán apoyadas por un análisis de costes y beneficios realizado por todos los GRT conforme a lo dispuesto en el artículo 61. La propuesta se notificará a la Comisión.

6. A más tardar treinta meses desde la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, o cuando todos los GRT presenten una propuesta de modificación de la plataforma europea conforme a lo dispuesto en el apartado 5, a más tardar doce meses después de la aprobación de la modificación de la plataforma europea, todos los GRT que realicen el proceso automático de recuperación de la frecuencia conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485 implementarán y harán operativa la plataforma europea para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática y utilizarán la plataforma europea para:

a)	presentar todas las ofertas de energía de balance de todos los productos estándar para las reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática;

b)	intercambiar todas las ofertas de energía de balance de productos estándar para las reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática, salvo en el caso de las ofertas no disponibles conforme a lo dispuesto en el artículo 29, apartado 14;

c)	esforzarse en cubrir todas sus necesidades de energía de balance procedente de las reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática.

Artículo 22

Plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios

1. A más tardar seis meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios.

2. La plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios, operada por GRT o por medio de una entidad que crearían los propios GRT, estará basada en principios comunes de gobernanza y procesos comerciales, y consistirá como mínimo en la función del proceso de compensación de desequilibrios y en la función de liquidación GRT-GRT. La plataforma europea deberá aplicar un modelo GRT-GRT multilateral para realizar el proceso de compensación de desequilibrios.

3. La propuesta del apartado 1 incluirá como mínimo:

a)	el diseño de las líneas generales de la plataforma europea;

b)	la hoja de ruta y el calendario de plazos para la implementación de la plataforma europea;

c)	la definición de funciones requeridas para operar la plataforma europea;

las normas propuestas relativas a la gobernanza y operación de la plataforma europea, basadas en el principio de no discriminación y que garanticen la igualdad de trato de todos los GRT miembros, así como que ningún GRT se beneficia de ventajas económicas injustificadas a través de su participación en las funciones de la plataforma europea;

i)	una asignación coherente de las funciones a las entidades que operen la plataforma europea. La propuesta deberá tener plenamente en cuenta la necesidad de coordinar las diferentes funciones asignadas a las entidades que operen la plataforma europea,

ii)	que la estructura de la plataforma europea y la asignación de funciones propuestas garanticen una gobernanza eficiente y eficaz, la operación y la supervisión reglamentaria de la plataforma europea, y que apoye los objetivos del presente Reglamento,

iii)	una coordinación y un proceso de toma de decisiones eficaz para resolver cualquier postura en conflicto entre entidades que operen la plataforma europea;

f)	el marco para la armonización de las condiciones relativas al sistema de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 18;

g)	los principios detallados para el reparto de los costes comunes, incluida la categorización detallada de los costes comunes, de conformidad con el artículo 23;

h)	la descripción del algoritmo para la operación de la función del proceso de compensación de desequilibrios de conformidad con el artículo 58.

4. A más tardar seis meses después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios, todos los GRT designarán a la entidad o entidades propuestas a las que se confiará la operación de la plataforma europea conforme a lo dispuesto en el apartado 3, letra e).

5. A más tardar un año después de la aprobación de la propuesta relativa al marco de aplicación de una plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios, todos los GRT que realicen el proceso automático de recuperación de la frecuencia conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485, implementarán y harán operativa la plataforma europea para el proceso de compensación de desequilibrios. Utilizarán la plataforma europea para realizar el proceso de compensación de desequilibrios, al menos en la zona síncrona de la Europa continental.

Artículo 23

Reparto de costes entre GRT en diferentes Estados miembros

1. Todos los GRT presentarán un informe anual a las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE en el que se explicarán en detalle los costes de la creación, modificación y operación de las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20, 21 y 22. Dicho informe será publicado por la Agencia teniendo debidamente en cuenta la información comercial sensible.

2. Los costes contemplados en el apartado 1 se desglosarán como sigue:

a)	costes comunes resultantes de actividades coordinadas de todos los GRT participantes en sus plataformas respectivas;

b)	costes por región resultantes de actividades de varios, aunque no de todos, los GRT participantes en sus plataformas respectivas;

c)	costes nacionales resultantes de actividades de los GRT de dicho Estado miembro participantes en sus plataformas respectivas.

3. Los costes comunes a que se hace referencia en el apartado 2, letra a), se repartirán entre los GRT de los Estados miembros y terceros países participantes en las plataformas europeas. Para calcular la cantidad que deben pagar los GRT de cada Estado miembro y, si procede, de cada tercer país, se dividirá una octava parte del coste común entre cada Estado miembro y tercer país, cinco octavas partes entre cada Estado miembro y tercer país proporcionalmente a su consumo y dos octavas partes a partes iguales entre los GRT participantes conforme a lo dispuesto en el apartado 2, letra a). La parte de los costes del Estado miembro será sufragada por el GRT o los GRT que operen en un territorio de dicho Estado miembro. En caso de que varios GRT estén operando en un Estado miembro, la parte de los costes del Estado miembro se distribuirá entre dichos GRT proporcionalmente al consumo en las zonas de control de cada GRT.

4. Para tener en cuenta los cambios en los costes comunes o los cambios en los GRT participantes, se adaptará regularmente el cálculo de los costes comunes.

5. Los GRT que cooperen en una determinada región acordarán conjuntamente una propuesta para el reparto de los costes por región de conformidad con el apartado 2, letra b). La propuesta será aprobada a continuación individualmente por las autoridades reguladoras competentes de cada uno de los Estados miembros y, si procede, de los terceros países de la región. Los GRT que cooperen en una determinada región podrán optar por utilizar las disposiciones en materia de reparto de costes que figuran en el apartado 3.

6. Los principios relativos al reparto de costes se aplicarán a los costes que conforman la creación, modificación y operación de las plataformas europeas desde la aprobación de la propuesta para los marcos de aplicación pertinentes conforme a lo dispuesto en el artículo 19, apartado 1, en el artículo 20, apartado 1, en el artículo 21, apartado 1, y en el artículo 22, apartado 1. En el caso de que los marcos de aplicación propongan que proyectos ya existentes se transformen en una plataforma europea, todos los GRT que participen en los proyectos existentes podrán proponer que una parte de los gastos efectuados antes de la aprobación de la propuesta para los marcos de aplicación directamente relacionados con el desarrollo e implementación de este proyecto y que una vez evaluados se consideren razonables, eficientes y proporcionados, se considere parte de los costes comunes conforme a lo dispuesto en el apartado 2, letra a).

Artículo 24

Hora de cierre del mercado de energía de balance

1. Como parte de las propuestas conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20 y 21, todos los GRT armonizarán la hora de cierre del mercado de energía de balance para los productos estándar a nivel de la Unión, al menos para cada uno de los siguientes procesos:

a)	reservas de sustitución;

b)	reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual;

c)	reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática.

2. Las horas de cierre del mercado de energía de balance:

a)	se situarán lo más cerca posible del tiempo real;

b)	no se adelantarán a la hora de cierre del mercado interzonal intradiario;

c)	garantizarán el tiempo suficiente para los procesos de balance necesarios.

3. Después de la hora de cierre del mercado de energía de balance, los proveedores de servicios de balance ya no podrán presentar ni actualizar sus ofertas de energía de balance.

4. Después de la hora de cierre del mercado de energía de balance, los proveedores de servicios de balance informarán sin demora al GRT de conexión sobre cualesquiera volúmenes no disponibles de ofertas de energía de balance de conformidad con el artículo 158, apartado 4, letra b) y con el artículo 161, apartado 4, letra b), del Reglamento (UE) 2017/1485. Si el proveedor de servicios de balance tiene un punto de conexión con un GRD, y si el GRD lo solicita, el proveedor de servicios de balance también informará sin demora al GRD sobre cualesquiera volúmenes no disponibles de ofertas de energía de balance.

5. A más tardar dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, cada GRT que aplique un modelo de despacho central definirá al menos una hora de cierre del proceso de programación integrado que deberá:

a)	permitir a los proveedores de servicios de balance actualizar sus ofertas del proceso de programación integrado lo más cerca posible del tiempo real;

b)	no anticiparse en más de ocho horas al tiempo real;

c)	determinarse antes de la hora de cierre para la presentación de ofertas de energía del GRT.

6. Después de cada hora de cierre del proceso de programación integrado, la oferta del proceso de programación integrado solo podrá cambiarse de conformidad con las normas definidas por los GRT de conexión en las condiciones para los proveedores de servicios de balance establecidas conforme a lo dispuesto en el artículo 18. Dichas normas deberán implementarse antes de que el GRT de conexión se una a cualquier proceso para el intercambio de energía de balance y deberán permitir a los proveedores de servicios de balance actualizar sus ofertas del proceso de programación integrado en la medida de lo posible hasta la hora de cierre del mercado interzonal intradiario, asegurando al mismo tiempo:

a)	la eficiencia económica del proceso de programación integrado;

b)	la seguridad de la operación;

c)	la coherencia de todas las iteraciones del proceso de programación integrado;

d)	el trato justo y equitativo de todos los proveedores de servicios de balance en la zona de programación;

e)	la ausencia de efectos negativos del proceso de programación integrado.

7. Cada GRT que aplique un modelo de despacho central establecerá las normas para el uso de las ofertas del proceso de programación integrado antes de la hora de cierre de la energía de balance de conformidad con el artículo 18, apartado 8, letra c), con el fin de:

a)	garantizar que el GRT cumple sus requisitos de capacidad de reserva en tiempo real;

b)	garantizar recursos suficientes para resolver congestiones internas;

c)	garantizar la posibilidad de despacho viable de las instalaciones de generación de energía e instalaciones de demanda en tiempo real.

Artículo 25

Requisitos para los productos estándar

1. Los productos estándar de energía de balance se desarrollarán como parte de las propuestas para los marcos de aplicación para las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20 y 21. Tras la aprobación de cada marco de aplicación y a más tardar en el momento en que un GRT utilice la plataforma europea respectiva, el GRT utilizará únicamente productos estándar y, cuando esté justificado, productos específicos de energía de balance con el fin de mantener el equilibrio del sistema de conformidad con los artículos 127, 157 y 160 del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. A más tardar dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta de lista de productos estándar de reserva de balance para las reservas de recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución.

3. Al menos una vez cada dos años, todos los GRT revisarán la lista de productos estándar de energía de balance y de reserva de balance. La revisión de los productos estándar tendrá en consideración:

a)	los objetivos establecidos en el artículo 3, apartado 1;

b)	en su caso, los cambios propuestos a la lista de productos estándar y el número de listas de orden de mérito comunes conforme a lo dispuesto en el artículo 31, apartado 2;

c)	los indicadores de resultados establecidos en el artículo 59, apartado 4.

4. La lista de productos estándar de energía de balance y de reserva de balance podrá presentar al menos los siguientes elementos de una oferta de producto estándar:

a)	período de preparación;

b)	rampas de variación de potencia;

c)	tiempo de activación total;

d)	cantidad mínima y máxima;

e)	período de desactivación;

f)	duración mínima y máxima del período de entrega;

g)	período de validez;

h)	modo de activación.

5. La lista de productos estándar de energía de balance y de reserva de balance constará al menos de los siguientes elementos variables de un producto estándar que habrán de ser determinados por los proveedores de servicios de balance durante la habilitación previa o al presentar la oferta del producto estándar:

a)	precio de la oferta;

b)	divisibilidad;

c)	localización;

d)	duración mínima entre el final del período de desactivación y la siguiente activación.

6. Los productos estándar de energía de balance y de reserva de balance:

a)	garantizarán una estandarización eficiente, fomentarán la competencia y la liquidez transfronterizas, e impedirán una fragmentación indebida del mercado;

b)	facilitarán la participación de propietarios de instalaciones de demanda, terceros y propietarios de instalaciones de generación de energía de fuentes renovables, así como de propietarios de unidades de almacenamiento de energía, en calidad de proveedores de servicios de balance.

Artículo 26

Requisitos para los productos específicos

1. Tras la aprobación de los marcos de aplicación para las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20 y 21, cada GRT podrá elaborar una propuesta para definir y utilizar productos específicos de energía de balance y de reserva de balance. Esta propuesta incluirá como mínimo:

a)	una definición de los productos específicos y del período de tiempo en el que serán utilizados;

una demostración de que los productos estándar no son suficientes para garantizar la seguridad de la operación y para mantener eficientemente el equilibrio del sistema, o una demostración de que algunos recursos de balance no pueden participar en el mercado de balance a través de productos estándar;

c)	una descripción de las medidas propuestas para minimizar el uso de productos específicos sobre la base de la eficiencia económica;

d)	en su caso, las normas para convertir las ofertas de energía de balance procedentes de productos específicos en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar;

en su caso, la información sobre el proceso para la conversión de las ofertas de energía de balance procedentes de los productos específicos en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar y la información sobre cuál será la lista de orden de mérito común en la que se llevará a cabo la conversión;

f)	una demostración de que los productos específicos no crean ineficiencias ni distorsiones significativas en el mercado de balance dentro y fuera de la zona de programación.

2. Cada GRT que utilice productos específicos revisará al menos una vez cada dos años la necesidad de utilizar productos específicos de conformidad con los criterios establecidos en el apartado 1.

3. Los productos específicos serán implementados en paralelo con la implementación de los productos estándar. Después del uso de los productos específicos, el GRT de conexión podrá optar por:

a)	convertir las ofertas de energía de balance procedentes de productos específicos en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar, o

b)	activar localmente las ofertas de energía de balance procedentes de productos específicos sin intercambiarlas.

4. Las normas para convertir las ofertas de energía de balance procedentes de productos específicos en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar, conforme a lo dispuesto en el apartado 1, letra d):

a)	serán equitativas, transparentes y no discriminatorias;

b)	no crearán obstáculos al intercambio de servicios de balance;

c)	garantizarán la neutralidad financiera de los GRT.

Artículo 27

Conversión de ofertas en un modelo de despacho central

1. Cada GRT que aplique un modelo de despacho central utilizará las ofertas del proceso de programación integrado para el intercambio de servicios de balance o para el reparto de reservas.

2. Cada GRT que aplique un modelo de despacho central utilizará las ofertas del proceso de programación integrado disponibles para la gestión en tiempo real del sistema para prestar servicios de balance a los demás GRT, respetando al mismo tiempo las restricciones de seguridad de la operación.

3. Cada GRT que aplique un modelo de despacho central convertirá en la medida de lo posible las ofertas del proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el apartado 2 en productos estándar teniendo en cuenta la seguridad de la operación. Las normas para convertir las ofertas del proceso de programación integrado en productos estándar:

a)	serán equitativas, transparentes y no discriminatorias;

b)	no crearán obstáculos al intercambio de servicios de balance;

c)	garantizarán la neutralidad financiera de los GRT.

Artículo 28

Procedimientos alternativos

1. Cada GRT garantizará que dispone de soluciones alternativas en caso de que fallen los procedimientos contemplados en los apartados 2 y 3.

2. Cuando falle la contratación de servicios de balance, los GRT interesados repetirán el proceso de contratación. Los GRT informarán a los participantes del mercado de que los procedimientos alternativos se utilizarán lo antes posible.

3. Cuando falle la activación coordinada de la energía de balance, cada GRT podrá desviarse de la activación de la lista de orden de mérito común e informará a los participantes del mercado lo antes posible.

TÍTULO III

CONTRATACIÓN DE SERVICIOS DE BALANCE

CAPÍTULO 1

Energía de balance

Artículo 29

Activación de las ofertas de energía de balance a partir de la lista de orden de mérito común

1. Con el fin de mantener el equilibrio del sistema de conformidad con los artículos 127, 157 y 160 del Reglamento (UE) 2017/1485, cada GRT utilizará ofertas de energía de balance rentables disponibles para su entrega en su zona de control basándose en las listas de orden de mérito comunes u otro modelo establecido a propuesta de todos los GRT conforme a lo dispuesto en el artículo 21, apartado 5.

2. Los GRT no activarán las ofertas de energía de balance antes de la hora de cierre del mercado de energía de balance correspondiente, salvo en el estado de alerta o en el estado de emergencia, cuando dichas activaciones ayuden a mitigar la gravedad de dichos estados del sistema y salvo cuando las ofertas sirvan para otras finalidades distintas del balance conforme a lo dispuesto en el apartado 3.

3. A más tardar un año después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta para una metodología para clasificar las finalidades de activación de las ofertas de energía de balance. Dicha metodología:

a)	describirá todas las posibles finalidades de la activación de las ofertas de energía de balance;

b)	definirá criterios de clasificación para cada posible finalidad de la activación.

4. Para cada oferta de energía de balance activada de la lista de orden de mérito común, el GRT que active la oferta definirá la finalidad de la activación basándose en la metodología conforme a lo dispuesto en el apartado 3. La finalidad de la activación será notificada y visible a todos los GRT a través de la función de optimización de la activación.

5. En el caso de que la activación de las ofertas de energía de balance se desvíe de los resultados de la función de optimización de la activación, el GRT publicará con tiempo suficiente la información relativa a las razones por las cuales se ha producido dicha desviación.

6. La solicitud de la activación de una oferta de energía de balance a partir de la función de optimización de la activación obligará al GRT solicitante y al GRT de conexión a aceptar el intercambio firme de energía de balance. Cada GRT de conexión garantizará la activación de la oferta de energía de balance seleccionada por la función de optimización de la activación. La energía de balance se liquidará conforme a lo dispuesto en el artículo 50 y entre el GRT de conexión y el proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el título V, capítulo 2.

7. La activación de las ofertas de energía de balance se basará en un modelo GRT-GRT con una lista de orden de mérito común.

8. Cada GRT presentará todos los datos necesarios para la operación del algoritmo del artículo 58, apartados 1 y 2, a la función de optimización de la activación, de conformidad con las normas elaboradas conforme a lo dispuesto en el artículo 31, apartado 1.

9. Cada GRT de conexión presentará, antes de la hora del cierre para la presentación de ofertas de energía de los GRT, todas las ofertas de energía de balance recibidas de los proveedores de servicios de balance a la función de optimización de la activación, teniendo en cuenta los requisitos de los artículos 26 y 27. Los GRT de conexión no modificarán ni demorarán ninguna oferta de reserva de balance, excepto:

a)	las ofertas de energía de balance relacionadas con los artículos 26 y 27;

b)	las ofertas de energía de balance que contengan errores manifiestos e incluyan un volumen de entrega no factible;

c)	las ofertas de energía de balance que no sean enviadas a las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el apartado 10.

10. Cada GRT que aplique un modelo de autodespacho y opere dentro de una zona de programación cuya hora local de cierre del mercado intradiario sea posterior a la hora de cierre del mercado de la energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 24 podrá elaborar una propuesta para limitar la cantidad de ofertas que se envían a las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en los artículos 19 a 21. Las ofertas enviadas a las plataformas europeas serán siempre las ofertas más baratas. Dicha propuesta incluirá:

la definición del volumen mínimo que será enviado a las plataformas europeas. El volumen mínimo de ofertas presentadas por el GRT será igual o superior a la suma de los requisitos de capacidad de reserva para su bloque de CFP de conformidad con los artículos 157 y 160 del Reglamento (UE) 2017/1485 y las obligaciones derivadas del intercambio de reserva de balance o reparto de reservas;

b)	las normas para liberar las ofertas de energía de balance que no se hayan presentado a las plataformas europeas y la definición del momento en el que los proveedores de servicios de balance interesados deben ser informados de la liberación de sus ofertas.

11. Como mínimo con periodicidad bienal tras la aprobación de la propuesta del apartado 10 por parte de las correspondientes autoridades reguladoras, todos los GRT evaluarán el impacto de limitar el volumen de las ofertas de energía de balance enviadas a las plataformas europeas y el funcionamiento del mercado intradiario. Dicha evaluación incluirá:

a)	la evaluación por parte de los GRT pertinentes del volumen mínimo de ofertas que deben ser enviadas a las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el apartado 10, letra a);

b)	una recomendación a los GRT pertinentes que limiten las ofertas de energía de balance.

Basándose en dicha evaluación, todos los GRT elaborarán una propuesta para que todas las autoridades reguladoras revisen el volumen mínimo de ofertas de energía de balance que se enviará a las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el apartado 10, letra a).

12. Cada GRT solicitante podrá solicitar la activación de ofertas de energía de balance de las listas de orden de mérito comunes hasta llegar al volumen total de la energía de balance. El volumen total de la energía de balance que puede ser activado por el GRT solicitante a partir de las ofertas de energía de balance de las listas de orden de mérito comunes se calcula como la suma de los volúmenes de:

a)	las ofertas de energía de balance presentadas por el GRT solicitante que no proceden del reparto de reservas o del intercambio de la reserva de balance;

b)	las ofertas de energía de balance presentadas por otros GRT como resultado de la reserva de balance contratada en nombre del GRT solicitante;

c)	las ofertas de energía de balance resultado del reparto de reservas, a condición de que los demás GRT participantes en el reparto de reservas no hayan solicitado ya la activación de dichos volúmenes repartidos.

13. Todos los GRT podrán establecer en las propuestas de los marcos de aplicación para las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20 y 21 las condiciones o situaciones en las que los límites del apartado 12 no serán de aplicación. Cuando un GRT solicite ofertas de energía de balance que superen el límite que figura en el apartado 12, todos los demás GRT deberán ser informados.

14. Cada GRT podrá declarar las ofertas de energía de balance presentadas a la función de optimización de la activación no disponibles para la activación por parte de otros GRT porque están restringidas debido a la congestión interna o debido a restricciones de seguridad de la operación dentro de la zona de programación del GRT de conexión.

Artículo 30

Fijación de precios para la energía de balance y la capacidad interzonal de intercambio utilizadas para el intercambio de energía de balance o para la operación del proceso de compensación de desequilibrios

1. A más tardar un año después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta para una metodología destinada a determinar los precios de la energía de balance que resulten de la activación de ofertas de energía de balance para el proceso de recuperación de la frecuencia conforme a lo dispuesto en los artículos 143 y 147 del Reglamento (UE) 2017/1485 y para el proceso de sustitución de reservas conforme a lo dispuesto en los artículos 144 y 148 del Reglamento (UE) 2017/1485. Dicha metodología:

a)	estará basada en precios marginales (pay-as-cleared);

definirá la forma en que la activación de las ofertas de energía de balance para fines distintos del balance afecta al precio de la energía de balance, garantizando también que al menos las ofertas de energía de balance activadas para la gestión de la congestión interna no serán las que fijarán el precio marginal de la energía de balance;

c)	establecerá al menos un precio de energía de balance, para cada período de liquidación de los desvíos;

d)	dará señales de precios correctas e incentivos a los participantes del mercado;

e)	tendrá en cuenta el método de fijación de precios en los horizontes temporales diario e intradiario.

2. En caso de que los GRT determinen que son necesarios límites de precios técnicos para el funcionamiento eficiente del mercado, podrán elaborar conjuntamente, como parte de la propuesta conforme a lo dispuesto en el apartado 1, una propuesta relativa a precios máximos y mínimos armonizados de la energía de balance, incluidos los precios de las ofertas y de liquidación (clearing price), que se aplicarán en todas las zonas de programación. En dicho caso, los precios máximos y mínimos armonizados de la energía de balance tendrán en cuenta el precio de liquidación máximo y mínimo para los horizontes temporales diario e intradiario conforme a lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2015/1222.

3. La propuesta conforme a lo dispuesto en el apartado 1 definirá también una metodología para la fijación de precios de la capacidad interzonal de intercambio utilizada para intercambiar energía de balance o para operar el proceso de compensación de desequilibrios. Dicha metodología será coherente con los requisitos establecidos en virtud del Reglamento (UE) 2015/1222, y:

a)	reflejará la congestión del mercado;

estará basada en los precios de la energía de balance que resulten de las ofertas de energía de balance activadas de conformidad bien con el método de fijación de precios conforme a lo dispuesto en el apartado 1, letra a) o bien, si procede, con el método de fijación de precios conforme a lo dispuesto en el apartado 5;

c)	no aplicará ningún recargo adicional para el intercambio de energía de balance o para operar el proceso de compensación de desequilibrios, excepto un recargo para compensar pérdidas si dicho recargo se tiene también en cuenta en otros horizontes temporales.

4. El método de fijación de precios armonizado definido en el apartado 1 será aplicable a la energía de balance de todos los productos estándar y específicos conforme a lo dispuesto en el artículo 26, apartado 3, letra a). Para los productos específicos conforme a lo dispuesto en el artículo 26, apartado 3, letra b), el GRT afectado podrá proponer un método de fijación de precios diferente en la propuesta para productos específicos conforme a lo dispuesto en el artículo 26.

5. Si todos los GRT determinan que hay ineficiencias en la aplicación de la metodología propuesta conforme a lo dispuesto en el apartado 1, letra a), podrán solicitar una modificación y proponer un método de fijación de precios alternativo al método de fijación de precios del apartado 1, letra a). En dicho caso, todos los GRT realizarán un análisis detallado que demuestre que el método de fijación de precios alternativo es más eficiente.

Artículo 31

Función de optimización de la activación

1. Todos los GRT establecerán una función de optimización de la activación de conformidad con el artículo 29 y el presente artículo para la optimización de la activación de las ofertas de energía de balance procedentes de diferentes listas de orden de mérito comunes. Dicha función tendrá en cuenta como mínimo lo siguiente:

a)	los procesos de activación y restricciones técnicas de los diferentes productos de la energía de balance;

b)	la seguridad de la operación;

c)	todas las ofertas de energía de balance incluidas en las listas de orden de mérito comunes compatibles;

d)	la posibilidad de compensar las solicitudes de activación en sentido contrario procedentes de los GRT;

e)	las solicitudes de activación presentadas de todos los GRT;

f)	la capacidad interzonal de intercambio disponible.

2. Las listas de orden de mérito comunes constarán de ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar. Todos los GRT establecerán las listas de orden de mérito comunes necesarias para los productos estándar. Las ofertas de energía de balance a subir y a bajar estarán separadas en diferentes listas de orden de mérito comunes.

3. Cada función de optimización de la activación utilizará como mínimo una lista de orden de mérito comunes para las ofertas de energía de balance a subir y una lista de orden de mérito comunes para las ofertas de energía de balance a bajar.

4. Los GRT se asegurarán de que las ofertas de energía de balance presentadas a las listas de orden de mérito comunes se expresen en euros y hagan referencia a la unidad de tiempo de mercado.

5. Dependiendo del requisito para productos estándar para energía de balance, los GRT podrán crear varias listas de orden de mérito comunes.

6. Cada GRT presentará sus solicitudes de activación de ofertas de energía de balance a la función de optimización de la activación.

7. La función de optimización de la activación seleccionará ofertas de energía de balance y solicitará la activación de las ofertas de energía de balance seleccionadas a los GRT de conexión a los cuales esté conectado cada proveedor de servicios de balance asociado con la oferta de energía de balance seleccionada.

8. La función de optimización de la activación presentará la confirmación de las ofertas de energía de balance activadas a los GRT que hayan solicitado la activación de las ofertas de energía de balance. Los proveedores de servicios de balance asignados serán responsables de entregar el volumen solicitado hasta el final del período de entrega.

9. Todos los GRT que operen el proceso de recuperación de la frecuencia y el proceso de sustitución de reservas para el balance de su zona CFP se esforzarán en utilizar todas las ofertas de energía de balance de las pertinentes listas de orden de mérito comunes para equilibrar el sistema de la forma más eficiente, teniendo en cuenta la seguridad de la operación.

10. Los GRT que no usen el proceso de sustitución de reservas para el balance de su zona de CFP se esforzarán en utilizar todas las ofertas de energía de balance de las pertinentes listas de orden de mérito comunes para las reservas de recuperación de la frecuencia para el balance del sistema de la forma más eficiente, teniendo en cuenta la seguridad de la operación.

11. Excepto si se encuentra en estado normal, los GRT podrán decidir realizar el balance del sistema utilizando únicamente las ofertas de energía de balance de los proveedores de servicios de balance de su propia zona de control si tal decisión ayuda a mitigar la gravedad del estado del sistema en ese momento. El GRT publicará sin demora una justificación de dicha decisión.

CAPÍTULO 2

Reserva de balance

Artículo 32

Normas de contratación

1. Todos los GRT del bloque CFP revisarán y definirán regularmente y al menos una vez al año los requisitos de capacidad de reserva para el bloque CFP o las zonas de programación del bloque CFP conforme a lo dispuesto en las normas de dimensionamiento a que se hace referencia en los artículos 127, 157 y 160 del Reglamento (UE) 2017/1485. Cada GRT realizará un análisis sobre la provisión óptima de capacidad de reserva, destinado a minimizar los costes asociados a la provisión de capacidad de reserva. Dicho análisis tendrá en cuenta las siguientes opciones para la provisión de reserva de balance:

a)	contratación de reserva de balance dentro de la zona de control e intercambio de reservas de balance con los GRT vecinos, si procede;

b)	reparto de reservas, si procede;

c)	el volumen de ofertas de energía de balance no contratadas que se espera que estén disponibles tanto en su zona de control como en el marco de las plataformas europeas teniendo en cuenta la capacidad interzonal de intercambio disponible.

2. Cada GRT que contrate reserva de balance definirá las normas para la contratación de reserva de balance en la propuesta de condiciones relativas a los proveedores de servicios de balance elaboradas conforme a lo dispuesto en el artículo 18. Las normas para la contratación de reserva de balance deberán respetar los principios siguientes:

a)	el método de contratación deberá estar basado en el mercado al menos en lo que respecta a las reservas de recuperación de frecuencia y a las reservas de sustitución;

b)	el proceso de contratación se efectuará a corto plazo en la medida de lo posible y si es económicamente eficiente;

c)	el volumen contratado podrá ser dividido en varios períodos de contratación.

3. La contratación de reserva de balance a subir y a bajar al menos en lo que respecta a las reservas de recuperación de frecuencia y a las reservas de sustitución se realizará por separado. Cada GRT podrá presentar una propuesta a la autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE solicitando la exención de este requisito. La propuesta de exención incluirá:

a)	la especificación del período de tiempo durante el cual será aplicable la exención;

b)	la especificación del volumen de reserva de balance para el cual será aplicable la exención;

c)	el análisis del impacto de una exención de ese tipo en la participación de recursos de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 25, apartado 6, letra b);

d)	la justificación para la exención demostrando que una exención de ese tipo daría lugar a una mayor eficiencia económica.

Artículo 33

Intercambio de reserva de balance

1. Dos o más GRT que intercambien o deseen intercambiarse mutuamente reserva de balance elaborarán una propuesta para el establecimiento de normas comunes y armonizadas y de procesos para el intercambio y la contratación de reserva de balance, respetando al mismo tiempo los requisitos que figuran en el artículo 32.

2. Excepto en los casos en que haya que aplicar el modelo GRT-proveedor de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 35, el intercambio de reserva de balance deberá efectuarse siempre basándose en un modelo GRT-GRT en el que dos o más GRT establezcan un método para la contratación común de reserva de balance teniendo en cuenta la capacidad interzonal de intercambio disponible y los límites operacionales definidos en el título VIII, parte IV, capítulos 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.

3. Todos los GRT que intercambien reserva de balance presentarán todas las ofertas de reserva de balance procedentes de productos estándar a la función de optimización de la contratación de capacidad. Los GRT no modificarán ni retendrán ninguna oferta de reserva de balance, y las incluirán en el proceso de contratación, excepto en las condiciones recogidas en los artículos 26 y 27.

4. Todos los GRT que procedan al intercambio de reserva de balance garantizarán tanto la disponibilidad de la capacidad interzonal de intercambio como el cumplimiento de los requisitos de la seguridad de la operación conforme a lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2017/1485, del siguiente modo:

a)	la metodología para calcular la probabilidad de contar con capacidad interzonal de intercambio disponible después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario conforme a lo dispuesto en el apartado 6, o

b)	las metodologías para asignar capacidad interzonal de intercambio al horizonte temporal del balance, conforme a lo dispuesto en el título IV, capítulo 2.

5. Cada GRT que utilice la metodología para calcular la probabilidad de la capacidad interzonal de intercambio disponible después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario informará a los demás GRT de su bloque de CFP del riesgo de no disponibilidad de capacidad de reserva en su zona de programación o en zonas de su zona de control que pueda afectar al cumplimiento de los requisitos conforme a lo dispuesto en el artículo 157, apartado 2, letra b), del Reglamento (UE) 2017/1485.

6. Los GRT que intercambien reserva de balance para las reservas de recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución podrán elaborar una propuesta para una metodología para calcular la probabilidad de contar con capacidad interzonal de intercambio disponible después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario. La metodología describirá, como mínimo:

a)	los procedimientos para notificar a los demás GRT del bloque de CFP;

b)	la descripción del proceso para efectuar la evaluación referente al período pertinente para el intercambio de reserva de balance;

c)	el método usado para evaluar el riesgo de no disponibilidad de capacidad interzonal de intercambio debido a descargos planificados y no planificados y debido a congestiones;

d)	el método para evaluar el riesgo de capacidad de reserva insuficiente debido a la no disponibilidad de la capacidad interzonal de intercambio;

e)	los requisitos para una solución alternativa en caso de no disponibilidad de capacidad interzonal de intercambio o de capacidad de reserva insuficiente;

f)	los requisitos para la revisión ex post y la supervisión de los riesgos;

g)	las normas destinadas a garantizar la liquidación conforme a lo dispuesto en el título V.

7. Los GRT no podrán incrementar el margen de seguridad calculado conforme a lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2015/1222 para el intercambio de reserva de balance correspondiente a las reservas de recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución.

Artículo 34

Transferencia de reserva de balance

1. Dentro de la zona geográfica en que haya tenido lugar la contratación de reserva de balance, los GRT permitirán a los proveedores de servicios de balance transferir sus obligaciones de provisión de reserva de balance. El o los GRT interesados podrán solicitar una exención cuando los períodos de contratación para la reserva de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 32, apartado 2, letra b), sean estrictamente inferiores a una semana.

2. La transferencia de reserva de balance se autorizará hasta al menos una hora antes del inicio del día de entrega.

3. La transferencia de reserva de balance se permitirá si se cumplen las condiciones siguientes:

a)	el proveedor de servicios de balance receptor ha superado el proceso de habilitación para la reserva de balance para la cual se efectúa la transferencia;

b)	no se prevé que la transferencia de reserva de balance ponga en peligro la seguridad de la operación;

c)	la transferencia de reserva de balance no supera los límites de la operación que figuran en el título VIII, parte IV, capítulos 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.

4. En caso de que la transferencia de reserva de balance requiera el uso de capacidad interzonal de intercambio, dicha transferencia solo se autorizará en el caso de que:

a)	la capacidad interzonal de intercambio requerida para realizar la transferencia ya esté disponible a raíz de procesos de asignación previos conforme a lo dispuesto en el título IV, capítulo 2;

b)	la capacidad interzonal de intercambio esté disponible conforme a lo dispuesto en la metodología para calcular la probabilidad de contar con capacidad interzonal de intercambio disponible después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario de conformidad con el artículo 33, apartado 6;

5. Si un GRT no permite la transferencia de reserva de balance, el GRT interesado explicará la razón de la negativa a los proveedores de servicios de balance afectados.

CAPÍTULO 3

Modelo GRT-proveedor de servicios de balance

Artículo 35

Intercambio de servicios de balance

1. Por propia iniciativa o a petición de sus autoridades reguladoras competentes conforme a lo dispuesto en el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, dos o más GRT podrán elaborar una propuesta para la aplicación del modelo GRT-proveedor de servicios de balance.

2. La propuesta para la aplicación del modelo GRT-proveedor de servicios de balance incluirá:

a)	un análisis de costes y beneficios conforme a lo dispuesto en el artículo 61 que determine las eficiencias de la aplicación del modelo GRT-proveedor de servicios de balance al menos para la zona o zonas de programación de los GRT afectados;

b)	el período de aplicación solicitado;

c)	una descripción de la metodología para garantizar suficiente capacidad interzonal de intercambio de conformidad con el artículo 33, apartado 6.

3. Cuando el modelo GRT-proveedor de servicios de balance sea aplicable, los respectivos GRT y proveedores de servicios de balance estarán exentos de la aplicación de los requisitos del artículo 16, apartados 2, 4 y 5, y del artículo 29, apartado 9, para los procesos pertinentes.

4. Cuando el modelo GRT-proveedor de servicios de balance sea aplicable, los GRT afectados se pondrán de acuerdo sobre los requisitos técnicos y contractuales y sobre los intercambios de información para la activación de las ofertas de energía de balance. El GRT contratante y el proveedor de servicios de balance establecerán acuerdos contractuales basados en el modelo GRT-proveedor de servicios de balance.

5. El modelo GRT-proveedor de servicios de balance para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de recuperación de la frecuencia podrá aplicarse únicamente cuando el modelo GRT-proveedor de servicios de balance se aplique también para el intercambio de reserva de balance para reservas de recuperación de la frecuencia.

6. El modelo GRT-proveedor de servicios de balance para el intercambio de energía de balance procedente de reservas de sustitución podrá aplicarse cuando el modelo GRT-proveedor de servicios de balance se aplique para el intercambio de reserva de balance para reservas de sustitución o cuando uno de los dos GRT afectados no opere el proceso de sustitución de reservas como parte de la estructura de control frecuencia-potencia conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485.

7. A más tardar cuatro años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los intercambios de reservas de balance se basarán en el modelo GRT-GRT. Este requisito no será aplicable al modelo GRT-proveedor de servicios de balance para las reservas de sustitución si uno de los dos GRT afectados no opera el proceso de sustitución de reservas como parte de la estructura de control frecuencia-potencia conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485.

TÍTULO IV

CAPACIDAD INTERZONAL DE INTERCAMBIO PARA SERVICIOS DE BALANCE

CAPÍTULO 1

Intercambio de energía de balance o proceso de compensación de desequilibrios

Artículo 36

Uso de la capacidad interzonal de intercambio

1. Todos los GRT utilizarán la capacidad interzonal de intercambio disponible, computada de conformidad con el artículo 37, apartados 2 y 3, para el intercambio de energía de balance o para operar el proceso de compensación de desequilibrios.

2. Dos o más GRT que procedan al intercambio de reserva de balance podrán utilizar capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía de balance cuando la capacidad interzonal de intercambio:

a)	esté disponible conforme a lo dispuesto en el artículo 33, apartado 6;

b)	esté liberada conforme a lo dispuesto en el artículo 38, apartados 8 y 9;

c)	esté asignada conforme a lo dispuesto en los artículos 40, 41 y 42.

Artículo 37

Cálculo de la capacidad interzonal de intercambio

1. Después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario, los GRT actualizarán continuamente la disponibilidad de capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía de balance o para operar el proceso de compensación de desequilibrios. La capacidad interzonal de intercambio se actualizará cada vez que se haya utilizado una porción de capacidad interzonal de intercambio o cuando se haya recalculado la capacidad interzonal de intercambio.

2. Antes de la aplicación de la metodología del cálculo de la capacidad conforme a lo dispuesto en el apartado 3, los GRT utilizarán la capacidad interzonal de intercambio restante después de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario.

3. A más tardar cinco años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT de una región de cálculo de la capacidad elaborarán una metodología para el cálculo de la capacidad interzonal de intercambio dentro del horizonte temporal del balance para el intercambio de energía de balance o para operar el proceso de compensación de desequilibrios. Dicha metodología evitará las distorsiones del mercado y será coherente con la metodología para el cálculo de la capacidad interzonal de intercambio aplicado en el horizonte temporal intradiario establecido en virtud del Reglamento (UE) 2015/1222.

CAPÍTULO 2

Intercambio de reservas de balance o reparto de reservas

Artículo 38

Requisitos generales

a)	el proceso de asignación cooptimizado conforme a lo dispuesto en el artículo 40;

b)	el proceso de asignación basado en el mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 41;

c)	el proceso de asignación basado en un análisis de eficiencia económica conforme a lo dispuesto en el artículo 42.

La capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reservas de balance o el reparto de reservas antes de la entrada en vigor del presente Reglamento podrá seguir utilizándose para dicha finalidad hasta el vencimiento del período de contratación.

2. La propuesta para la aplicación del proceso de asignación incluirá:

a)	las fronteras de la zona de ofertas, el horizonte temporal del mercado, la duración de la aplicación y la metodología que se ha de aplicar;

b)	en el caso del proceso de asignación basada en un análisis de eficiencia económica, el volumen de la capacidad interzonal de intercambio asignada y el análisis de eficiencia económica más reciente que justifican la eficiencia de dicha asignación.

3. A más tardar cinco años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta para armonizar la metodología para el proceso de asignación de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reservas de balance o el reparto de reservas por horizonte temporal, conforme a lo dispuesto en el artículo 40 y, en su caso, conforme a lo dispuesto en los artículos 41 y 42.

4. La capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reservas de balance o reparto de reservas se utilizará exclusivamente para las reservas de recuperación de la frecuencia con activación manual, para las reservas de recuperación de la frecuencia con activación automática y para las reservas de sustitución. El margen de seguridad calculado conforme a lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2015/1222 se utilizará para la operación y el intercambio de reservas de contención de la frecuencia, excepto en el caso de los interconectores de corriente continua («DC») para los cuales podrá asignarse también capacidad interzonal de intercambio para la operación y el intercambio de reservas de contención de la frecuencia, de conformidad con el apartado 1.

5. Los GRT podrán asignar capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reservas de balance o reparto de reservas únicamente si la capacidad interzonal de intercambio se calcula de acuerdo con las metodologías para el cálculo de la capacidad elaboradas conforme a lo dispuesto en los Reglamentos (UE) 2015/1222 y (UE) 2016/1719.

6. Los GRT incluirán capacidad interzonal de intercambio asignada para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas como capacidad interzonal de intercambio ya asignada en los cálculos de la capacidad interzonal de intercambio.

7. Si los titulares de derechos físicos de transmisión utilizan capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reservas de balance, la capacidad se considerará nominada únicamente con la finalidad de excluirla de la aplicación del principio «usado o retribuido» («principio UIOSI»).

8. Todos los GRT que realicen intercambios de reservas de balance o repartos de reservas evaluarán regularmente si la capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas sigue siendo necesaria para dicha finalidad. Cuando se aplique el proceso de asignación basado en el análisis de eficiencia económica, dicha evaluación se llevará a cabo al menos una vez al año. Cuando la capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reservas de balance o reparto de reservas ya no sea necesaria, será liberada sin demora y reintegrada en los horizontes temporales de asignación de capacidad posteriores. Dicha capacidad interzonal de intercambio ya no deberá seguirse incluyendo como capacidad interzonal de intercambio ya asignada en los cálculos de la capacidad interzonal de intercambio.

9. Cuando la capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reservas de balance o reparto de reservas no haya sido utilizada para el intercambio asociado de energía de balance, será liberada para el intercambio de energía de balance con tiempos de activación más cortos o para la operación del proceso de compensación de desequilibrios.

Artículo 39

Cálculo del valor de mercado de la capacidad interzonal de intercambio

1. El valor de mercado de la capacidad interzonal de intercambio para el intercambio de energía y para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas utilizadas en un proceso de asignación cooptimizado o basado en el mercado se basará en los valores de mercado reales o previstos de la capacidad interzonal de intercambio.

2. El valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía se calculará sobre la base de las ofertas de los participantes del mercado en los mercados diarios; y tendrá en cuenta, cuando sea pertinente y posible, las ofertas esperadas de los participantes del mercado en los mercados intradiarios.

3. El valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance utilizado en un proceso de asignación cooptimizado o basado en el mercado será calculado sobre la base de ofertas de reserva de balance presentadas a la función de optimización de la contratación de capacidad conforme a lo dispuesto en el artículo 33, apartado 3.

4. El valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para el reparto de reservas utilizado en un proceso de asignación cooptimizado o en uno basado en el mercado se calculará sobre la base de los costes evitados en la contratación de reserva de balance.

5. El valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio se basará en uno de los dos principios siguientes:

a)	el uso de indicadores del mercado transparentes que revelen el valor de mercado de la capacidad interzonal de intercambio, o

b)	el uso de una metodología de previsiones que permita la evaluación precisa y fiable del valor de mercado de la capacidad interzonal de intercambio.

El valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía entre zonas de ofertas se calculará sobre la base de las diferencias esperadas entre las zonas de ofertas en los precios de mercado de los mercados diario y, cuando sea pertinente y posible, intradiario. Cuando se calcule el valor del mercado previsto, se tendrán debidamente en cuenta factores adicionales relevantes que tengan influencia en las pautas de demanda y generación en las diferentes zonas de ofertas.

6. La eficiencia de la metodología de previsiones conforme a lo dispuesto en el apartado 5, letra b), incluida una comparación de los valores de mercado previstos y reales de la capacidad interzonal de intercambio podrá ser revisada por las autoridades reguladoras competentes. Cuando la contratación se realice con una antelación no superior a dos días respecto de la provisión de la reserva de balance, las autoridades reguladoras competentes, después de realizar tal revisión, podrán establecer un límite distinto del especificado en el artículo 41, apartado 2.

Artículo 40

Proceso de asignación cooptimizado

1. A más tardar dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta de metodología para un proceso de asignación cooptimizado de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o el reparto de reservas. Dicha metodología se aplicará para el intercambio de la reserva de balance o el reparto de reservas con un período de contratación no superior a un día y cuando la contratación se realice con una antelación no superior a un día respecto de la provisión de la reserva de balance. Dicha metodología incluirá:

a)	el proceso de notificación para el uso del proceso de asignación cooptimizado;

una descripción detallada de la forma en que la capacidad interzonal de intercambio deberá ser asignada a las ofertas de intercambio de energía y a las ofertas de intercambio de reserva de balance o reparto de reservas en un único proceso de optimización realizado tanto para subastas implícitas como explícitas;

una descripción detallada del método de fijación de precios, el régimen de firmeza y el reparto de las rentas de congestión para la capacidad interzonal de intercambio que ha sido asignada a las ofertas para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas a través del proceso de asignación cooptimizado;

d)	el proceso para definir el volumen máximo de capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reserva de balance o el reparto de reservas.

2. Dicha metodología se basará en una comparación del valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas y el valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía.

3. El método de fijación de precios, el régimen de firmeza y el reparto de las rentas de congestión para la capacidad interzonal de intercambio que ha sido asignada a las ofertas para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas a través del proceso de asignación cooptimizado garantizarán la igualdad de trato hacia la capacidad interzonal de intercambio asignada a ofertas para el intercambio de energía.

4. La capacidad interzonal de intercambio asignada a ofertas para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas a través del proceso de asignación cooptimizado solo se utilizará para el intercambio de la reserva de balance o el reparto de reservas y el intercambio de energía de balance asociado.

Artículo 41

Proceso de asignación basado en el mercado

1. A más tardar dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT de una región de cálculo de la capacidad podrán elaborar una propuesta para una metodología para un proceso de asignación basado en el mercado de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar la reserva de balance o el reparto de reservas. Dicha metodología se aplicará para el intercambio de la reserva de balance o el reparto de reservas con un período de contratación no superior a un día y cuando la contratación se realice con una antelación no superior a una semana respecto de la provisión de la reserva de balance. Dicha metodología incluirá:

a)	el proceso de notificación para el uso del proceso de asignación basado en el mercado;

una descripción detallada de la forma de determinar el valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas y el valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía, y si procede el valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para los intercambios de energía y el valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas;

d)	el proceso para definir el volumen máximo de capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reserva de balance o el reparto de reservas conforme a lo dispuesto en el apartado 2.

2. La capacidad interzonal de intercambio asignada en un proceso de asignación basado en el mercado estará limitada al 10 % de la capacidad disponible para el intercambio de energía del año civil anterior entre las zonas de ofertas respectivas o, si se trata de nuevos interconectores, al 10 % de la capacidad técnica total instalada de dichos interconectores nuevos.

Dicha limitación de volumen podrá no aplicarse cuando la contratación se realice con una antelación no superior a dos días respecto de la provisión de la reserva de balance o, cuando se trate de fronteras de zonas de ofertas conectadas a través de interconectores DC, hasta que el proceso de asignación cooptimizado esté armonizado a nivel de la Unión conforme a lo dispuesto en el artículo 38, apartado 3.

3. Dicha metodología se basará en una comparación del valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas y el valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía. o en una comparación del valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas y el valor de mercado real de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía.

4. El método de fijación de precios, el régimen de firmeza y el reparto de las rentas de congestión para capacidad interzonal de intercambio que ha sido asignada para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas a través del proceso de asignación basado en el mercado garantizará la igualdad de trato con la capacidad interzonal de intercambio asignada a ofertas para el intercambio de energía.

5. La capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas a través del proceso de asignación basado en el mercado solo se utilizará para el intercambio de la reserva de balance o el reparto de reservas y el intercambio de energía de balance asociado.

Artículo 42

Proceso de asignación basado en un análisis de eficiencia económica

1. A más tardar dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT de una región de cálculo de la capacidad podrán elaborar una propuesta para una metodología para la asignación de la capacidad interzonal de intercambio basada en un análisis de eficiencia económica. Dicha metodología se aplicará para el intercambio de la reserva de balance o el reparto de reservas con un período de contratación superior a un día y cuando la contratación se realice con una antelación superior a una semana respecto de la provisión de la reserva de balance. Dicha metodología incluirá:

a)	las normas y principios de la asignación de la capacidad interzonal de intercambio basada en un análisis de eficiencia económica;

b)	una descripción detallada de la forma de determinar el valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas, y una evaluación del valor de mercado de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar energía;

c)	una descripción detallada del método de fijación de precios, el régimen de firmeza y el reparto de las rentas de congestión para la capacidad interzonal de intercambio que ha sido asignada basada en un análisis de eficiencia económica;

d)	el volumen máximo de capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reserva de balance o el reparto de reservas conforme a lo dispuesto en el apartado 2.

2. La asignación de la capacidad interzonal de intercambio basada en un análisis de eficiencia económica estará limitada al 5 % de la capacidad disponible para el intercambio de energía del año civil anterior entre las zonas de ofertas respectivas o, si se trata de nuevos interconectores, al 10 % de la capacidad técnica total instalada de dichos interconectores nuevos. Dicha limitación de volumen podrá no aplicarse en el caso de fronteras de zonas de ofertas conectadas a través de interconectores DC hasta que los procesos de asignación cooptimizado o de asignación basado en el mercado estén armonizados a nivel de la Unión conforme a lo dispuesto en el artículo 38, apartado 3.

3. La metodología para la asignación de capacidad interzonal de intercambio basada en el análisis de eficiencia económica se basará en una comparación del valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance o reparto de reservas y el valor de mercado previsto de la capacidad interzonal de intercambio para el intercambio de energía.

4. El método de fijación de precios, el régimen de firmeza y el reparto de las rentas de congestión para la capacidad interzonal de intercambio que ha sido asignada para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas basado en un análisis de eficiencia económica garantizarán la igualdad de trato hacia la capacidad interzonal de intercambio asignada para el intercambio de energía.

5. Los GRT contemplados en el apartado 1 elaborarán una propuesta de lista para cada asignación individual de capacidad interzonal de intercambio basada en un análisis de eficiencia económica. Dicha lista incluirá:

a)	la especificación de la frontera de la zona de ofertas;

b)	el volumen de la capacidad interzonal de intercambio asignada;

c)	el período durante el cual la capacidad interzonal de intercambio estará asignada para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas;

d)	el análisis económico que justifica la eficiencia de dicha asignación.

6. Los GRT contemplados en el apartado 1 volverán a evaluar el valor de la capacidad interzonal de intercambio asignada en el proceso de contratación de reserva de balance y liberarán la capacidad interzonal de intercambio asignada que no sea ya beneficiosa para el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas.

Artículo 43

Uso de capacidad interzonal de intercambio por parte de los proveedores de servicios de balance

1. Los proveedores de los servicios de balance que tengan un contrato para reserva de balance con un GRT basado en un modelo GRT-proveedor de servicios de balance, conforme a lo dispuesto en el artículo 35, tendrán el derecho de utilizar capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance si son titulares de derechos físicos de transmisión.

2. Los proveedores de servicios de balance que utilicen capacidad interzonal de intercambio para intercambiar reserva de balance basado de un modelo GRT-proveedor de servicios de balance, conforme a lo dispuesto en el artículo 35, deberán nominar sus derechos físicos de transmisión para el intercambio de reserva de balance a los GRT interesados. Dichos derechos físicos de transmisión proporcionarán a sus titulares el derecho a nominar el intercambio de energía de balance a los GRT interesados y por lo tanto deberán estar excluidos de la aplicación del principio «usado o retribuido» («principio UIOSI»).

3. La capacidad interzonal de intercambio asignada para intercambiar reserva de balance de conformidad con el apartado 2 se incluirá como capacidad interzonal de intercambio ya asignada en los cálculos de la capacidad interzonal de intercambio.

TÍTULO V

LIQUIDACIÓN

CAPÍTULO 1

Principios de la liquidación

Artículo 44

Principios generales

1. Los procesos de liquidación:

a)	establecerán señales económicas adecuadas que reflejarán la situación del desvío;

b)	garantizarán que los desvíos se liquidan a un precio que refleje el valor de la energía en tiempo real;

c)	incentivarán a los sujetos de liquidación responsables del balance para que estén en equilibrio o para que contribuyan a restaurar el equilibrio del sistema;

d)	facilitarán la armonización de los mecanismos de liquidación de desvíos;

e)	incentivarán a los GRT para que cumplan sus obligaciones conforme a lo dispuesto en los artículos 127, 153, 157 y 160 del Reglamento (UE) 2017/1485;

f)	evitarán establecer incentivos distorsionadores a los sujetos de liquidación responsables del balance, los proveedores de servicios de balance y los GRT;

g)	apoyarán la competencia entre participantes del mercado;

h)	incentivarán a los proveedores de servicios de balance para que ofrezcan y provean servicios de balance a los GRT de conexión;

i)	garantizarán la neutralidad financiera de todos los GRT.

2. Cada autoridad reguladora competente conforme a lo dispuesto en el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE garantizará que todos los GRT bajo su competencia no experimenten ganancias o pérdidas económicas en relación con los resultados financieros de la liquidación conforme a lo dispuesto en los capítulos 2, 3 y 4 del presente título durante el período regulador que defina la autoridad reguladora competente, y garantizará que cualquier resultado financiero positivo o negativo resultante de la liquidación conforme a lo dispuesto en los capítulos 2, 3 y 4 del presente título se repercutirá a los usuarios de la red de conformidad con las normas nacionales aplicables.

3. Cada GRT podrá elaborar una propuesta relativa a un mecanismo de liquidación adicional independiente de la liquidación de los desvíos, para liquidar los costes de contratación de la reserva de balance conforme a lo dispuesto en el capítulo 5 del presente título, así como los costes administrativos y otros costes relacionados con el balance. El mecanismo de liquidación adicional será aplicable a los sujetos de liquidación responsables del balance. Esto se logrará preferiblemente con la introducción de una función de fijación de precios en situaciones de escasez. Si los GRT eligen otro mecanismo, deberán presentar en la propuesta una justificación a tal efecto. Dicha propuesta deberá estar supeditada a aprobación por parte de la autoridad reguladora competente.

4. Cada inyección o retirada de energía con destino o con origen en una zona de programación de un GRT será liquidada de conformidad con el título V, capítulos 3 o 4.

CAPÍTULO 2

Liquidación de la energía de balance

Artículo 45

Cálculo de la energía de balance

1. En lo relativo a la liquidación de la energía de balance al menos para el proceso de recuperación de la frecuencia y para el proceso de sustitución de reservas, cada GRT establecerá un procedimiento para:

a)	el cálculo del volumen activado de energía de balance basado en la activación solicitada o medida;

b)	reclamar el recálculo del volumen activado de energía de balance.

2. Cada GRT calculará el volumen activado de energía de balance de acuerdo con los procedimientos conforme a lo dispuesto en el apartado 1, letra a), al menos para:

a)	cada período de liquidación de desvíos;

b)	sus zonas de desvío;

c)	cada dirección, con un signo negativo que indique la correspondiente retirada de energía por parte del proveedor de servicios de balance, y un signo positivo que indique la correspondiente inyección de energía por parte del proveedor de servicios de balance.

3. Cada GRT de conexión liquidará todos los volúmenes activados de energía de balance, calculados conforme a lo dispuesto en el apartado 2, con los proveedores de servicios de balance interesados.

Artículo 46

Energía de balance para el proceso de contención de la frecuencia

1. Cada GRT de conexión podrá calcular y liquidar el volumen activado de la energía de balance para el proceso de contención de la frecuencia con proveedores de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 45, apartados 1 y 2.

2. El precio, tanto si es positivo como negativo como igual a cero, del volumen activado de la energía de balance para el proceso de contención de la frecuencia se definirá para cada dirección tal como figura en la tabla 1:

Tabla 1

Pagos relativos a la energía de balance

	Precio de la energía de balance positivo	Precio de la energía de balance negativo
Energía de balance positiva	Pago del GRT al proveedor de servicios de balance	Pago del proveedor de servicios de balance al GRT
Energía de balance negativa	Pago del proveedor de servicios de balance al GRT	Pago del GRT al proveedor de servicios de balance

Artículo 47

Energía de balance para el proceso de recuperación de la frecuencia

1. Cada GRT de conexión calculará y liquidará el volumen activado de la energía de balance para el proceso de recuperación de la frecuencia con los proveedores de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 45, apartados 1 y 2.

2. El precio, tanto si es positivo como negativo como igual a cero, del volumen activado de la energía de balance para el proceso de recuperación de la frecuencia se definirá para cada dirección conforme a lo dispuesto en el artículo 30 tal como figura en la tabla 1.

Artículo 48

Energía de balance para el proceso de sustitución de reservas

1. Cada GRT de conexión calculará y liquidará el volumen activado de la energía de balance para el proceso de sustitución de reservas con los proveedores de servicios de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 45, apartados 1 y 2.

2. El precio, tanto si es positivo como negativo como igual a cero, del volumen activado de la energía de balance para el proceso de sustitución de reservas se definirá para cada dirección conforme a lo dispuesto en el artículo 30 tal como figura en la tabla 1.

Artículo 49

Ajuste del desvío al sujeto de liquidación responsable del balance

1. Cada GRT calculará un ajuste del desvío que se aplicará a los sujetos de liquidación responsables del balance correspondientes a cada oferta de energía de balance activada.

2. Para las zonas de desvío en las que se calculen varias posiciones finales para un solo sujeto de liquidación responsable del balance conforme a lo dispuesto en el artículo 54, apartado 3, podrá calcularse un ajuste del desvío por cada posición.

3. Para cada ajuste del desvío, cada GRT determinará el volumen activado de energía de balance calculada conforme a lo dispuesto en el artículo 45, y cualquier volumen activado para finalidades distintas del balance.

CAPÍTULO 3

Liquidación de los intercambios de energía entre GRT

Artículo 50

Intercambios de energía intencionados

1. A más tardar un año después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta de normas comunes de liquidación aplicables a todos los intercambios de energía intencionados como resultado de uno o varios de los procesos siguientes conforme a lo dispuesto en los artículos 146, 147 y 148 del Reglamento (UE) 2017/1485, para cada uno de los siguientes procesos:

a)	el proceso de sustitución de reservas;

b)	el proceso de recuperación de la frecuencia con activación manual;

c)	el proceso de recuperación de la frecuencia con activación automática;

d)	el proceso de compensación de desequilibrios.

2. Cada función de liquidación GRT-GRT deberá realizar la liquidación de acuerdo con las normas de liquidación establecidas en el apartado 1.

3. A más tardar dieciocho meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT que intercambien energía intencionadamente en una zona síncrona elaborarán una propuesta de normas comunes de liquidación aplicables a los intercambios de energía intencionados, como resultado de uno de los elementos siguientes, o de los dos:

a)	el proceso de contención de la frecuencia conforme a lo dispuesto en el artículo 142 del Reglamento (UE) 2017/1485;

b)	las rampas de variación de potencia conforme a lo dispuesto en el artículo 136 del Reglamento (UE) 2017/1485.

4. A más tardar dieciocho meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT de conexión asíncrona que intercambien energía intencionadamente entre zonas síncronas elaborarán una propuesta de normas comunes de liquidación aplicables a los intercambios de energía intencionados, como resultado de uno de los elementos siguientes, o de los dos:

a)	el proceso de contención de la frecuencia para la generación de potencia activa a nivel de la zona síncrona conforme a lo dispuesto en los artículos 172 y 173 del Reglamento (UE) 2017/1485;

b)	las restricciones de rampas de variación de potencia para la generación de potencia activa a nivel de la zona síncrona conforme a lo dispuesto en el artículo 137 del Reglamento (UE) 2017/1485.

5. Las normas comunes de liquidación conforme a lo dispuesto en el apartado 1 incluirán como mínimo las disposiciones de acuerdo con las cuales se ha calculado el intercambio intencionado de energía sobre la base de los siguientes criterios:

a)	a lo largo de períodos acordados entre los GRT pertinentes;

b)	por dirección;

c)	como la integral del intercambio de potencia calculado a lo largo de los períodos conforme a lo dispuesto en el apartado 5, letra a).

6. Las normas comunes de liquidación del intercambio intencionado de energía de conformidad con el apartado 1, letras a), b) y c), deberán tener en cuenta:

a)	todos los precios de la energía de balance establecidos conforme a lo dispuesto en el artículo 30, apartado 1;

b)	la metodología para la fijación de precios de la capacidad interzonal de intercambio utilizada para intercambiar energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 30, apartado 3.

7. Las normas comunes de liquidación del intercambio intencionado de energía de conformidad con el apartado 1, letra d), deberán tener en cuenta la metodología para la fijación de precios de la capacidad interzonal de intercambio utilizada para operar el proceso de compensación de desequilibrios conforme a lo dispuesto en el artículo 30, apartado 3.

8. Todos los GRT establecerán un mecanismo coordinado para los ajustes de las liquidaciones entre ellos.

Artículo 51

Intercambios no intencionados de energía

1. A más tardar dieciocho meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT de una zona síncrona elaborarán una propuesta de normas comunes de liquidación aplicables a todos los intercambios no intencionados de energía. La propuesta incluirá los requisitos siguientes:

a)	el precio de los intercambios no intencionados de energía retirada de la zona síncrona reflejará los precios de la energía de balance a subir activada para el proceso de recuperación de la frecuencia o el proceso de sustitución de reservas para dicha zona síncrona;

b)	el precio de los intercambios no intencionados de energía inyectada en la zona síncrona reflejará los precios de la energía de balance a bajar activada para el proceso de recuperación de la frecuencia o el proceso de sustitución de reservas para dicha zona síncrona.

2. A más tardar dieciocho meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT de conexión asíncrona elaborarán una propuesta de normas comunes de liquidación aplicables a todos los intercambios no intencionados de energía entre GRT de conexión asíncrona.

3. Las propuestas de normas comunes de liquidación de intercambios no intencionados de energía entre GRT garantizarán una distribución justa y equitativa de los costes y beneficios entre ellos.

4. Todos los GRT establecerán un mecanismo coordinado para los ajustes de las liquidaciones entre ellos.

CAPÍTULO 4

Liquidación de los desvíos

Artículo 52

Liquidación de los desvíos

1. Cada GRT o, en su caso, cada tercero liquidará dentro de su zona o zonas de programación si procede con cada sujeto de liquidación responsable del balance para cada período de liquidación de los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 53, todos los desvíos calculados conforme a lo dispuesto en los artículos 49 y 54 con el pertinente precio de los desvíos frente a programa calculado conforme a lo dispuesto en el artículo 55.

2. A más tardar un año después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta para continuar con la especificación y armonización de al menos:

a)	el cálculo de un ajuste del desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 49 y el cálculo de una posición, un desvío y un volumen asignado siguiendo uno de los enfoques conforme a lo dispuesto en el artículo 54, apartado 3;

los principales componentes utilizados para el cálculo del precio de los desvíos frente a programa para todos los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 55, incluidos, si procede, la definición del valor de la activación evitada de la energía de balance procedente de reservas de recuperación de frecuencia o reservas de sustitución;

c)	el uso del sistema de precio único para todos los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 55, que defina un precio único para los desvíos positivos y los desvíos negativos para cada zona de precios de desvíos dentro de un período de liquidación de los desvíos, y

la definición de las condiciones y metodología para la aplicación del sistema dual de precios de desvíos para todos los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 55, que defina un solo precio para los desvíos positivos y un solo precio para los desvíos negativos para cada zona de precios de desvíos dentro de un período de liquidación de los desvíos, que abarque:

i)	las condiciones en las cuales un GRT puede proponer a su autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE la aplicación del sistema dual de precios y cuya justificación debe facilitarse,

ii)	la metodología para la aplicación del sistema dual de precios.

3. La propuesta conforme a lo dispuesto en el apartado 2 podrá distinguir entre modelos de autodespacho y modelos de despacho central.

4. La propuesta conforme a lo dispuesto en el apartado 2 dispondrá una fecha de aplicación a más tardar dieciocho meses después de la aprobación por parte de todas las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 5, apartado 2.

Artículo 53

Período de liquidación de los desvíos

1. A más tardar tres años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT aplicarán el período de liquidación de los desvíos de 15 minutos en todas las zonas de programación, garantizando que todos los límites de la unidad de tiempo del mercado coinciden con límites del período de liquidación de los desvíos.

2. Los GRT de una zona síncrona podrán solicitar conjuntamente una excepción del requisito contemplado en el apartado 1.

3. Cuando las autoridades reguladoras competentes de una zona síncrona concedan una excepción al requisito contemplado en el apartado 1 por solicitud conjunta de los GRT en la zona síncrona interesada o por propia iniciativa, los GRT llevarán a cabo, en cooperación con la Agencia y como mínimo cada tres años, un análisis de costes y beneficios relativo a la armonización del período de liquidación de los desvíos dentro de la zona síncrona y entre ellas.

Artículo 54

Cálculo del desvío

1. Cada GRT calculará dentro de su zona de programación o zonas de programación cuando proceda la posición final, el volumen asignado, el ajuste del desvío y el desvío:

a)	para cada sujeto de liquidación responsable del balance;

b)	para cada período de liquidación de desvíos;

c)	en cada zona de desvío.

2. La zona de desvíos será igual a la zona de programación, salvo en el caso de un modelo de despacho central en el que la zona de desvío podrá constituir una parte de la zona de programación.

3. Hasta la aplicación de la propuesta conforme a lo dispuesto en el artículo 52, apartado 2, cada GRT calculará la posición final de un sujeto de liquidación responsable del balance usando uno de los siguientes enfoques:

a)	el sujeto de liquidación responsable del balance tiene una única posición final igual a la suma de sus programas comerciales externos y de sus programas comerciales internos;

el sujeto de liquidación responsable del balance tiene dos posiciones finales: la primera es igual a la suma de sus programas comerciales externos y de sus programas comerciales internos procedentes de la generación y la segunda es igual a la suma de sus programas comerciales externos y de sus programas comerciales internos procedentes del consumo;

c)	en un modelo de despacho central, un sujeto de liquidación responsable del balance puede tener varias posiciones finales por zona de desvío iguales a los programas de generación de las instalaciones de generación de electricidad o a los programas de consumo de las instalaciones de demanda.

4. Cada GRT establecerá las normas para:

a)	el cálculo de la posición final;

b)	la determinación del volumen asignado;

c)	la determinación del ajuste del desvío conforme a lo dispuesto en el artículo 49;

d)	el cálculo del desvío;

e)	la reclamación del recálculo del desvío por un sujeto de liquidación responsable del balance.

5. No se calculará el volumen asignado para un sujeto de liquidación responsable del balance que no cubra inyecciones o retiradas de energía.

6. Un desvío indicará la dimensión y la dirección de la transacción de la liquidación entre el sujeto de liquidación responsable del balance y el GRT; un desvío puede tener uno de estos dos signos:

a)	un signo negativo, indicando un déficit del sujeto de liquidación responsable del balance, o

b)	un signo positivo, indicando un excedente del sujeto de liquidación responsable del balance.

Artículo 55

Precio de los desvíos frente a programa

1. Cada GRT establecerá normas para calcular el precio del desvío, que puede ser positivo, negativo o igual a cero, tal como se define en la tabla 2:

Tabla 2

Pago por desvío

	Precio de desvío positivo	Precio de desvío negativo
Desvío positivo	Pago del GRT al sujeto de liquidación responsable del balance	Pago del sujeto de liquidación responsable del balance al GRT
Desvío negativo	Pago del sujeto de liquidación responsable del balance al GRT	Pago del GRT al sujeto de liquidación responsable del balance

2. Las normas conforme a lo dispuesto en el apartado 1 incluirán una definición del valor de la activación evitada de energía de balance procedente de reservas de recuperación de frecuencia o reservas de sustitución.

3. Cada GRT fijará el precio del desvío para:

a)	cada período de liquidación de desvíos;

b)	sus zonas de precios de desvío;

c)	cada dirección de desvío.

4. El precio del desvío en situaciones de desvío negativo no será inferior a:

a)	el precio medio ponderado de la energía de balance activada positiva procedente de reservas de recuperación de frecuencia y reservas de sustitución, o

b)	en caso de que no se produzca la activación de la energía de balance en ninguna de las dos direcciones durante el período de liquidación de los desvíos, el valor de la activación evitada de energía de balance procedente de reservas de recuperación de frecuencia o reservas de sustitución.

5. El precio del desvío en situaciones de desvío positivo no será superior a:

a)	el precio medio ponderado de la energía de balance activada negativa procedente de reservas de recuperación de frecuencia y reservas de sustitución, o

b)	en caso de que no se produzca la activación de la energía de balance en ninguna de las dos direcciones durante el período de liquidación de los desvíos, el valor de la activación evitada de energía de balance procedente de reservas de recuperación de frecuencia o reservas de sustitución.

6. En caso de que se haya activado energía de balance tanto positiva como negativa procedente de las reservas de recuperación de frecuencia o reservas de sustitución durante el mismo período de liquidación de los desvíos, se determinará el precio de liquidación de los desvíos para situaciones de desvío positivo y de desvío negativo basándose como mínimo en uno de los principios conforme a lo dispuesto en los apartados 4 y 5.

CAPÍTULO 5

Liquidación de la reserva de balance

Artículo 56

Contratación dentro de una zona de programación

1. Cada GRT de una zona de programación que utilice ofertas de reserva de balance establecerá unas normas para la liquidación de al menos las reservas de recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución conforme a los requisitos establecidos en el artículo 32.

2. Cada GRT de una zona de programación que utilice ofertas de reserva de balance liquidará al menos todas las reservas de recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución contratadas conforme a los requisitos establecidos en el artículo 32.

Artículo 57

Contratación fuera de una zona de programación

1. Todos los GRT que intercambien reserva de balance establecerán normas para la liquidación de la reserva de balance contratada conforme a lo dispuesto en los artículos 33 y 35.

2. Todos los GRT que intercambien reserva de balance liquidarán conjuntamente la reserva de balance contratada utilizando la función de liquidación GRT-GRT conforme a lo dispuesto en el artículo 33. Los GRT que intercambien reserva de balance basada en un modelo GRT-proveedor de servicios de balance liquidarán la reserva de balance contratada conforme a lo dispuesto en el artículo 35.

3. Todos los GRT que intercambien reserva de balance establecerán normas para la liquidación de la capacidad interzonal de intercambio asignada conforme a lo dispuesto en el título IV, capítulo 2.

4. Todos los GRT que intercambien reserva de balance liquidarán la capacidad interzonal de intercambio asignada conforme a lo dispuesto en el título IV, capítulo 2.

TÍTULO VI

ALGORITMO

Artículo 58

Algoritmos de balance

1. En las propuestas conforme a lo dispuesto en los artículos 19, 20 y 21, todos los GRT elaborarán algoritmos que serán operados por las funciones de optimización de la activación para la activación de las ofertas de energía de balance. Dichos algoritmos:

a)	respetarán el método de activación de las ofertas de energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 29;

b)	respetarán el método de fijación de precios para la energía de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 30;

c)	tendrán en cuenta las descripciones de los procesos de compensación de desequilibrios y la activación transfronteriza conforme a lo dispuesto en el título III, parte IV, del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. En la propuesta conforme a lo dispuesto en el artículo 22, todos los GRT elaborarán un algoritmo que será operado por la función del proceso de compensación de desequilibrios. Dicho algoritmo minimizará la contra-activación de los recursos de balance mediante la realización del proceso de compensación de desequilibrios conforme a lo dispuesto en la parte IV del Reglamento (UE) 2017/1485.

3. En la propuesta conforme a lo dispuesto en el artículo 33, dos o más GRT que intercambien reserva de balance elaborarán algoritmos que serán operados por las funciones de optimización de la contratación de capacidad para la contratación de ofertas de reserva de balance. Dichos algoritmos:

a)	minimizarán los costes globales de contratación de toda la reserva de balance contratada conjuntamente;

b)	si procede, tendrán en cuenta la disponibilidad de capacidad interzonal de intercambio, incluidos los posibles costes para su provisión.

4. Todos los algoritmos desarrollados de conformidad con el presente artículo:

a)	respetarán las restricciones de seguridad de la operación;

b)	tendrán en cuenta las restricciones técnicas y de la red;

c)	si procede, tendrán en cuenta la capacidad interzonal de intercambio disponible.

TÍTULO VII

INFORMES

Artículo 59

Informe europeo sobre la integración de los mercados de balance

1. La REGRT de Electricidad publicará un informe europeo centrado en la supervisión, la descripción y el análisis de la aplicación del presente Reglamento, y dará parte de los avances realizados en relación con la integración de los mercados de balance en Europa, respetando la confidencialidad de la información de conformidad con el artículo 11.

2. El formato del informe se irá modificando del siguiente modo:

a)	dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento y sucesivamente cada dos años se publicará un informe pormenorizado;

b)	tres años después de la entrada en vigor del presente Reglamento y sucesivamente cada dos años se publicará una versión reducida del informe para revisar los avances realizados y actualizar los indicadores de resultados.

3. El informe conforme a lo dispuesto en el apartado 2, letra a):

a)	describirá y analizará el proceso de armonización e integración, así como los avances realizados en cuanto a la armonización e integración de los mercados de balance mediante la aplicación del presente Reglamento;

b)	describirá el estado de los proyectos de aplicación conforme al presente Reglamento;

c)	evaluará la compatibilidad entre los proyectos de aplicación e investigará cualquier posible cambio que pueda suponer un riesgo para la futura integración;

d)	analizará el desarrollo de los intercambios de reserva de balance y reparto de reservas y describirá posibles obstáculos, condiciones previas y medidas para seguir mejorando el intercambio de reserva de balance y el reparto de reservas;

e)	describirá los intercambios de servicios de balance existentes y analizará su potencial;

f)	analizará la adecuación de los productos estándar respecto a las últimas novedades y a la evolución de diferentes recursos de balance y propondrá mejoras posibles de los productos estándar;

g)	evaluará la necesidad de una mayor armonización de los productos estándar y los posibles efectos de la no armonización en la integración de los mercados de balance;

h)	evaluará la existencia y las justificaciones relativas a los productos específicos utilizados por los GRT y su repercusión en la integración de los mercados de balance;

i)	evaluará el progreso de la armonización de los principales elementos de la liquidación de los desvíos así como las consecuencias y posibles distorsiones debidas a la no armonización;

j)	informará de los resultados de los análisis de costes y beneficios conforme a lo dispuesto en el artículo 61.

4. La REGRT de Electricidad establecerá indicadores de resultados para los mercados de balance que se utilizarán en los informes. Dichos indicadores de resultados reflejarán:

a)	la disponibilidad de las ofertas de energía de balance, incluidas las ofertas procedentes de reserva de balance;

b)	los beneficios y ahorros monetarios debidos a la compensación de desequilibrios, el intercambio de los servicios de balance y el reparto de las reservas;

c)	los beneficios obtenidos del uso de productos estándar;

d)	el coste total del balance;

e)	la eficiencia económica y la fiabilidad de los mercados de balance;

f)	las posibles ineficiencias y distorsiones de los mercados de balance;

g)	las pérdidas de eficiencia debidas a productos específicos;

h)	el volumen y el precio de la energía de balance utilizada para fines de balance, tanto disponible como activada, procedente de productos estándar y de productos específicos;

i)	los precios de los desvíos frente a programa y los desvíos del sistema;

j)	la evolución de los precios del servicio de balance de los años anteriores;

k)	la comparación de los costes y beneficios previstos y realizados de todas las asignaciones de capacidad interzonal de intercambio para fines de balance.

5. Antes de presentar el informe final, la REGRT de Electricidad preparará una propuesta de borrador de informe. Dicha propuesta definirá la estructura del informe, el contenido y los indicadores de resultados que se utilizarán en el informe. La propuesta se entregará a la Agencia, que tendrá derecho a exigir modificaciones en un plazo máximo de dos meses a partir de la presentación de la propuesta.

6. El informe conforme a lo dispuesto en el apartado 2, letra a), también incluirá un resumen en inglés del informe sobre balance de cada GRT conforme a lo dispuesto en el artículo 60.

7. Los informes proporcionarán información e indicadores desagregados para cada zona de programación, cada frontera de zona de ofertas, o cada bloque de CFP.

8. La REGRT de Electricidad publicará los informes en Internet y los presentará a la Agencia a más tardar seis meses después de finalizar el año al que correspondan.

9. Una vez finalizado el plazo en el que todos los GRT deberán utilizar las plataformas europeas conforme a lo dispuesto en el artículo 19, apartado 5, el artículo 20, apartado 6, el artículo 21, apartado 6, y el artículo 22, apartado 5, todos los GRT revisarán el contenido y las condiciones de publicación de los informes. Basándose en el resultado de dicha revisión, la REGRT de Electricidad elaborará una propuesta para una estructura y un calendario nuevos para la publicación de los informes y se la presentará a la Agencia. La Agencia tendrá derecho a exigir modificaciones en un plazo de tres meses a partir de la presentación de la propuesta.

Artículo 60

Informe de los GRT sobre balance

1. Al menos una vez cada dos años, cada GRT publicará un informe sobre balance que cubra los dos años civiles anteriores, respetando la confidencialidad de la información de conformidad con el artículo 11.

2. El informe sobre balance:

a)	incluirá información relativa a los volúmenes de productos específicos disponibles, contratados y utilizados, así como una justificación sobre los productos específicos sujetos a condiciones conforme a lo dispuesto en el artículo 26;

b)	facilitará el análisis resumido del dimensionamiento de la capacidad de reserva, incluida la justificación y la explicación relativas a los requisitos de capacidad de reserva calculados;

c)	facilitará el análisis resumido de la provisión óptima de capacidad de reserva, incluida la justificación para el volumen de la reserva de balance;

analizará los costes y beneficios, y las posibles ineficiencias y distorsiones de contar con productos específicos en cuanto a competencia y fragmentación del mercado, la participación de la respuesta de la demanda y las fuentes de energía renovables, la integración de los mercados de balance y los efectos colaterales en otros mercados de la electricidad;

e)	analizará las oportunidades para el intercambio de reserva de balance y el reparto de reservas;

f)	ofrecerá una explicación y una justificación para la contratación de reserva de balance sin el intercambio de reserva de balance o reparto de reservas;

g)	analizará la eficiencia de las funciones de optimización de la activación para la energía de balance procedente de las reservas de recuperación de la frecuencia y, si procede, para la energía de balance procedente de reservas de sustitución.

3. El informe sobre el balance se presentará en inglés o al menos contendrá un resumen en inglés.

4. Basándose en informes anteriormente publicados, la autoridad reguladora competente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE tendrá derecho a exigir modificaciones en la estructura y contenido del próximo informe sobre balance del GRT.

TÍTULO VIII

ANÁLISIS DE COSTES Y BENEFICIOS

Artículo 61

Análisis de costes y beneficios

1. Cuando los GRT estén obligados a realizar un análisis de costes y beneficios conforme a lo dispuesto en el presente Reglamento, establecerán los criterios y la metodología para el análisis de costes y beneficios y los presentarán a las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE a más tardar seis meses antes del comienzo del análisis de costes y beneficios. Las autoridades reguladoras competentes estarán facultadas para exigir colectivamente modificaciones a los criterios y a la metodología.

2. El análisis de costes y beneficios tendrá en cuenta como mínimo lo siguiente:

a)	la viabilidad técnica;

b)	la eficiencia económica;

c)	el impacto sobre la competencia y la integración de los mercados de balance;

d)	los costes y beneficios de la aplicación;

e)	el impacto en los costes europeos y nacionales del balance;

f)	el posible impacto en los precios del mercado de la electricidad europeo;

g)	la capacidad de los GRT y de los sujetos de liquidación responsables del balance para cumplir sus obligaciones;

h)	el impacto sobre los participantes del mercado en cuanto a requisitos técnicos o de TI adicionales, evaluado en cooperación con los terceros afectados.

3. Todos los GRT interesados facilitarán los resultados del análisis de costes y beneficios a todas las autoridades reguladoras competentes, junto con una propuesta justificada sobre la forma de resolver los posibles problemas que señale el análisis de costes y beneficios.

TÍTULO IX

EXCEPCIONES Y SUPERVISIÓN

Artículo 62

Excepciones

1. Una autoridad reguladora de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE podrá, a petición de un GRT o por propia iniciativa, conceder a los GRT pertinentes una excepción a una o más disposiciones del presente Reglamento de conformidad con los apartados 2 a 12.

2. Los GRT podrán solicitar excepciones a los siguientes requisitos:

a)	los plazos en los que todos los GRT deberán utilizar las plataformas europeas de conformidad con el artículo 19, apartado 5, el artículo 20, apartado 6, el artículo 21, apartado 6, y el artículo 22, apartado 5;

b)	la definición de la hora de cierre del proceso de programación integrado en un modelo de despacho central conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 5, y la posibilidad de cambiar las ofertas del proceso de programación integrado conforme a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 6;

c)	el volumen máximo de la capacidad interzonal de intercambio asignada basada en un proceso basado en el mercado conforme a lo dispuesto en el artículo 41, apartado 2, o en un proceso basado en un análisis de eficiencia económica conforme a lo dispuesto en el artículo 42, apartado 2;

d)	la armonización del período de liquidación de los desvíos conforme a lo dispuesto en el artículo 53, apartado 1;

e)	la aplicación de los requisitos conforme a lo dispuesto en los artículos 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 54, 55, 56 y 57.

3. El proceso de excepción solicitado será transparente, no discriminatorio, imparcial, estará bien documentado y se basará en una solicitud razonada.

4. Los GRT presentarán una solicitud de excepción por escrito a la autoridad reguladora competente al menos seis meses antes de la fecha de aplicación de las disposiciones respecto de las cuales se solicita la excepción.

5. La solicitud de excepción incluirá la siguiente información:

a)	las disposiciones respecto de las cuales se solicita la excepción;

b)	el período de excepción solicitado;

c)	un plan detallado y un calendario que especifique la forma de abordar y garantizar la aplicación de las disposiciones afectadas del presente Reglamento tras el vencimiento del período de excepción;

d)	una evaluación de las consecuencias de la excepción solicitada en los mercados adyacentes;

e)	una evaluación de los posibles riesgos para la integración de los mercados de balance en toda Europa provocados por la excepción solicitada.

6. La autoridad reguladora competente deberá tomar una decisión sobre cualquier solicitud de excepción en un plazo de seis meses a partir del día siguiente al de su recepción. Dicho plazo se podrá ampliar en tres meses, antes de su vencimiento, si la autoridad reguladora competente necesita más información del GRT que solicita la excepción. El plazo adicional comenzará cuando se reciba la información completa.

7. El GRT que solicita la excepción deberá enviar la información adicional solicitada por la autoridad reguladora competente en un plazo de dos meses desde dicha solicitud. Si el GRT no proporciona la información solicitada dentro de dicho plazo, la solicitud de excepción se considerará retirada salvo que, antes de su vencimiento:

a)	la autoridad reguladora decida conceder una prórroga, o

b)	el GRT informe a la autoridad reguladora competente, por medio de un escrito motivado, de que la solicitud de excepción está completa.

8. Cuando evalúe la solicitud de excepción o antes de conceder una excepción por propia iniciativa, la autoridad reguladora competente tendrá en cuenta los siguientes aspectos:

a)	las dificultades relativas a la aplicación de la disposición o disposiciones de que se trate;

b)	los riesgos y las implicaciones de la disposición o disposiciones de que se trate, en cuanto a seguridad de la operación;

c)	las medidas adoptadas para facilitar la aplicación de la disposición o disposiciones de que se trate;

d)	los impactos de la no aplicación de la disposición o disposiciones de que se trate, en cuanto a no discriminación y competencia con otros participantes del mercado europeo, en particular en lo relativo a la respuesta de la demanda y las fuentes de energía renovables;

e)	los impactos sobre la eficiencia económica global y la infraestructura de las redes inteligentes;

f)	los impactos sobre otras zonas de programación y las consecuencias globales sobre el proceso de integración del mercado europeo.

9. La autoridad reguladora competente elaborará una decisión razonada relativa a una solicitud de excepción o a una excepción concedida por propia iniciativa. Cuando la autoridad reguladora competente conceda una excepción, deberá especificar su duración. La excepción podrá concederse solo una vez y por un período máximo de dos años, excepto en el caso de las excepciones del apartado 2, letras c) y d), que podrán concederse hasta el 1 de enero de 2025.

10. La autoridad reguladora competente notificará su decisión a los GRT, la Agencia y la Comisión Europea. La decisión también se publicará en su sitio web.

11. Las autoridades reguladoras competentes llevarán un registro de todas las excepciones que hayan concedido o denegado y facilitarán a la Agencia un registro actualizado y consolidado al menos una vez cada seis meses, una copia del cual será entregada a la REGRT de Electricidad.

12. El registro incluirá, en particular:

a)	las disposiciones respecto de las cuales se concede o se deniega la excepción;

b)	el contenido de la excepción;

c)	las razones para conceder o denegar la excepción;

d)	las consecuencias derivadas de la concesión de la excepción.

Artículo 63

Supervisión

1. La REGRT de Electricidad supervisará la aplicación del presente Reglamento de conformidad con el artículo 8, apartado 8, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La supervisión de la aplicación del presente Reglamento por parte de la REGRT de Electricidad cubrirá como mínimo los siguientes asuntos:

a)	preparación del informe europeo sobre la integración de los mercados de balance conforme a lo dispuesto en el artículo 59;

b)	preparación de un informe sobre supervisión de la aplicación del presente Reglamento incluyendo el efecto de la armonización de las normas aplicables destinadas a facilitar la integración del mercado.

2. La REGRT de Electricidad presentará un plan de supervisión sobre los informes que se vayan a presentar y cualquier actualización a la Agencia para su dictamen a más tardar seis meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento.

3. La Agencia, en cooperación con la REGRT de Electricidad, redactará a más tardar doce meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento una lista de la información pertinente que habrá de ser comunicada por la REGRT de Electricidad a la Agencia de conformidad con el artículo 8, apartado 9, y con el artículo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La lista de información pertinente podrá ser objeto de actualizaciones. La REGRT de Electricidad mantendrá un archivo de datos digitales global y en formato normalizado con la información exigida por la Agencia.

4. Todos los GRT presentarán a la REGRT de Electricidad la información requerida para el desempeño de los cometidos de conformidad con los apartados 1 y 3.

5. Los participantes del mercado y otras organizaciones pertinentes para la integración de los mercados de balance eléctrico, a petición conjunta de la Agencia y de la REGRT de Electricidad, presentarán a la REGRT de Electricidad la información necesaria para la supervisión de conformidad con los apartados 1 y 3, excepto en lo relativo a la información ya obtenida por las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la Agencia o la REGRT de Electricidad, en el marco de sus respectivas tareas de supervisión de la aplicación.

TÍTULO X

DISPOSICIONES TRANSITORIAS Y FINALES

Artículo 64

Disposiciones transitorias para Irlanda e Irlanda del Norte

Salvo en lo que respecta a la participación en la elaboración de las condiciones o metodologías, donde serán de aplicación los plazos correspondientes, los requisitos del presente Reglamento se aplicarán en Irlanda e Irlanda del Norte a partir del 31 de diciembre de 2019.

Artículo 65

Entrada en vigor

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

2. En lo que respecta a los artículos 14, 16, 17, 28, 32, 34 a 36, 44 a 49, y 54 a 57, el presente Reglamento será aplicable a partir de un año después de su entrada en vigor.

El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

Hecho en Bruselas, el 23 de noviembre de 2017.

Por la Comisión

El Presidente

Jean-Claude JUNCKER

(1) DO L 211 de 14.8.2009, p. 15.

(2) Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (DO L 220 de 25.8.2017, p. 1).

(3) Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

(4) Reglamento (CE) n.o 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (DO L 211 de 14.8.2009, p. 1).

(5) Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión, de 14 de junio de 2013, sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 163 de 15.6.2013, p. 1).

(6) Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (DO L 197 de 25.7.2015, p. 24).

(7) Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red (DO L 112 de 27.4.2016, p. 1).

(8) Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda (DO L 223 de 18.8.2016, p. 10).

(9) Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión, de 26 de agosto de 2016, por el que se establece un código de red sobre requisitos de conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua y módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua (DO L 241 de 8.9.2016, p. 1).

(10) Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión, de 26 de septiembre de 2016, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo (DO L 259 de 27.9.2016, p. 42).

(11) Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio (véase la página 54 del presente Diario Oficial).

28.11.2017

Diario Oficial de la Unión Europea

L 312/54

REGLAMENTO (UE) 2017/2196 DE LA COMISIÓN

de 24 de noviembre de 2017

por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,

Considerando lo siguiente:

(1)	Un mercado interior de la energía plenamente interconectado y funcional es crucial completar para mantener la seguridad del suministro energético, aumentar la competitividad y garantizar que todos los consumidores puedan adquirir energía a precios asequibles.

(2)	El Reglamento (CE) n.o 714/2009 establece normas no discriminatorias que regulan el acceso a la red para el comercio transfronterizo de la electricidad con el objetivo de garantizar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad.

(3)

El Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión (2) establece normas armonizadas sobre el funcionamiento del sistema para los gestores de la red de transporte (GRT), los coordinadores regionales de la seguridad (CRS), los gestores de redes de distribución (GRD) y los usuarios significativos de la red (USR) e identifica los diferentes estados críticos del sistema (estado normal, estado de alerta, estado de emergencia, estado de apagón y estado de reposición. El Reglamento contiene asimismo requisitos y principios a fin de asegurar las condiciones para mantener la seguridad de la operación en toda la Unión y fomentar la coordinación de la gestión del sistema, requisitos y principios para la programación de la operación y los procesos de programación necesarios para prever dificultades en la seguridad de la operación en tiempo real y requisitos y principios para el control frecuencia-potencia y las reservas en toda la Unión.

(4)	Es necesario elaborar una serie común de requisitos mínimos para los procedimientos y actuaciones que se deberán efectuar específicamente en los estados de emergencia, apagón y reposición.

(5)

A pesar de que cada GRT es responsable del mantenimiento de la seguridad de la operación en su área de control, la gestión segura y eficiente del sistema eléctrico de la Unión es una tarea compartida por todos los GRT de la Unión ya que todos los sistemas nacionales están interconectados en cierta manera, y una falta en un área de control podría afectar a otras zonas. La operación eficiente del sistema eléctrico de la Unión exige asimismo una estrecha colaboración y coordinación entre las partes interesadas.

(6)

Es necesario por tanto establecer requisitos armonizados relativos a las medidas técnicas y organizativas destinadas a impedir la propagación o el deterioro de un incidente en el sistema nacional y evitar la extensión de la perturbación y el estado de apagón a otros sistemas. Es asimismo necesario establecer los procedimientos armonizados que los GRT deben implementar a fin de restablecer el estado de alerta o normal después de la extensión de la perturbación o el estado de apagón.

(7)

Cada GRT debe establecer un plan de emergencia del sistema y un plan de reposición mediante un método de tres fases: una fase de diseño, que consiste en la definición del contenido detallado del plan; una fase de implementación, que consiste en el desarrollo y la instalación de todos los medios y servicios necesarios para la activación del plan; y una fase de activación, que consiste en el uso operacional de una o varias medidas del plan.

(8)	La armonización de los requisitos de elaboración por parte de los GRT de sus planes respectivos de emergencia y de reposición del sistema deben garantizar la eficiencia global de esos planes a escala de la Unión.

(9)

Los GRT deben garantizar la continuidad de las transacciones energéticas durante el estado de emergencia, apagón o reposición y solamente suspender las actividades de mercado y los procesos de mercado asociados como último recurso. Procede establecer condiciones claras, objetivas y armonizadas en las que podrían suspenderse, y posteriormente restablecerse, las transacciones energéticas.

(10)	Cada GRT debe prestar ayuda a cualquier otro GRT en estado de emergencia, apagón o reposición que la solicite, siempre que ello no provoque el estado de emergencia o apagón en el sistema del GRT que preste la ayuda.

(11)	En los Estados miembros en que se utilicen sistemas de comunicación públicos, los GRT, GRS, USR y proveedores de servicios de reposición deben procurar obtener la consideración de usuario prioritario de telecomunicación de su proveedor de servicio de telecomunicación correspondiente.

(12)	El 20 de julio de 2015, la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía («la Agencia») recomendó la adopción por parte de la Comisión del código de red sobre balance eléctrico, previo cumplimiento de los requisitos enumerados en la recomendación n.o 3/2015 de la Agencia.

(13)

Además de las disposiciones generales del Reglamento (UE) 2017/1485, son necesarios requisitos específicos a fin de garantizar el intercambio de información durante los estados de emergencia, apagón o reposición, así como la disponibilidad de las herramientas y dispositivos críticos necesarios para hacer funcionar y reponer el sistema.

(14)	El presente Reglamento ha sido adoptado sobre la base del Reglamento (CE) n.o 714/2009, al que complementa y del que forma parte integrante. Las referencias al Reglamento (CE) n.o 714/2009 en otros actos legales deben entenderse hechas asimismo al presente Reglamento.

(15)	Las medidas previstas en el presente Reglamento se ajustan al dictamen del Comité al que se refiere el artículo 23, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

CAPÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1

Objeto

A los efectos de salvaguardar la seguridad de la operación, impedir la propagación o el deterioro de un incidente a fin de evitar una perturbación generalizada y el estado de apagón, así como a fin de permitir la reposición rápida y eficaz del sistema eléctrico después de un estado de emergencia o apagón, el presente Reglamento establece un código de red que determina los requisitos relativos a los siguientes extremos:

a)	la gestión por parte de los GRT de los estados de emergencia, apagón y reposición;

b)	la coordinación de la operación del sistema en toda la Unión en los estados de emergencia, apagón y reposición;

c)	las simulaciones y pruebas para garantizar una reposición fiable, eficaz y rápida de las redes interconectadas de transporte al estado normal después de un estado de emergencia o apagón;

d)	las herramientas y equipos necesarios para garantizar una reposición fiable, eficaz y rápida de las redes interconectadas de transporte al estado normal después de un estado de emergencia o apagón.

Artículo 2

Ámbito de aplicación

1. El presente Reglamento se aplicará a los GRT, GRD, USR, proveedores de servicios en emergencia, proveedores de servicios de reposición, sujetos de liquidación, proveedores de servicios de balance, operadores designados del mercado de la electricidad y otras entidades designadas para ejecutar las funciones del mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 (3) y el Reglamento (UE) 2016/1719 (4) de la Comisión.

2. El presente Reglamento se aplicará en particular a los USR siguientes:

a)	los módulos de generación de electricidad existentes y nuevos clasificados como de tipo C y D de acuerdo con los criterios establecidos en el artículo 5 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión (5);

b)	los módulos de generación de electricidad existentes y nuevos clasificados como de tipo B de acuerdo con los criterios establecidos en el artículo 5 del Reglamento (UE) 2016/631, cuando estén identificados como USR de conformidad con el artículo 11, apartado 4, y el artículo 23, apartado 4;

c)	las instalaciones de demanda existentes y nuevas conectadas a la red de transporte;

d)	redes de distribución cerradas conectadas a la red de transporte, nuevas y existentes;

e)	los proveedores de redespacho de módulos de generación de electricidad o instalaciones de demanda mediante agregación y proveedores de potencia activa de reserva de conformidad con el título 8 del Reglamento (UE) 2017/1485, y

f)	los sistemas de corriente continua en alta tensión («HVDC») existentes y nuevos y los módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 4, apartado 1, del Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión (6).

3. El presente Reglamento se aplicará a los módulos de generación de electricidad existentes y nuevos de tipo A, de conformidad con los criterios establecidos en el artículo del Reglamento (UE) 2016/631, a los módulos de generación de electricidad existentes y nuevos de tipo B distintos de los mencionados en el apartado 2, letra b), y a las instalaciones de demanda existentes y nuevas, las redes de distribución cerradas y los terceros que ofrezcan gestión de la demanda cuando puedan considerarse proveedores de servicios en emergencia o de servicios de reposición con arreglo al artículo 4, apartado 4.

4. Los módulos de generación de electricidad de tipo A y de tipo B mencionados en el apartado 3, las instalaciones de demanda y las redes de distribución cerradas que ofrezcan gestión de la demanda pueden cumplir los requisitos del presente Reglamento, o bien directa, o bien indirectamente a través de terceros, en los términos y condiciones establecidos de acuerdo con el artículo 4, apartado 4.

5. El presente Reglamento se aplicará a las unidades de almacenamiento de energía de un USR, a un proveedor de servicios en emergencia o a un proveedor de servicios de reposición que puedan utilizarse para equilibrar el sistema, siempre y cuando estén identificados como tales en los planes de emergencia del sistema, los planes de reposición, o en el contrato de servicios pertinente.

6. El presente Reglamento se aplicará a todas las redes de transporte, redes de distribución y e interconexiones de la Unión, excepto las redes de transporte y las redes de distribución, o a partes de la red de transporte o de la red de distribución de islas de Estados miembros cuya red no esté conectada de forma síncrona a las zonas síncronas de Europa Continental, Gran Bretaña, Países Nórdicos, Irlanda e Irlanda del Norte o Estados Bálticos, siempre y cuando este funcionamiento asíncrono no sea consecuencia de una perturbación.

7. En los Estados miembros en los que haya más de un operador de red de transporte, el presente Reglamento se aplicará a todos los operadores de la red de transporte de dicho Estado miembro. Cuando un operador de red de transporte no tenga una función concerniente a una o más obligaciones en virtud del presente Reglamento, los Estados miembros podrán disponer que la responsabilidad de cumplir con dichas obligaciones se asigne a uno o más operadores diferentes, específicos de la red de transporte.

8. Los GRT de Lituania, Letonia y Estonia, durante el tiempo y en la medida en que operen en modo síncrono en una zona síncrona en la que no todos los países estén vinculados por la legislación de la Unión, están exentos de la aplicación de los artículos 15, 29 y 33, salvo disposición en contrario de un acuerdo de cooperación con GRT de un tercer país que constituya la base de su cooperación en lo que se refiere a la gestión segura del sistema de conformidad con el artículo 10.

Artículo 3

Definiciones

A los efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones que figuran en el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (7), el artículo 2 del Reglamento (CE) n.o 714/2009, el artículo 2 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión (8), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222, el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631, el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión (9), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1447, el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1719, y el artículo 2 del Reglamento (UE) 2017/1485.

Además, se entenderá por:

1) «proveedor de servicios en emergencia»: una persona jurídica obligada legal o contractualmente, a prestar un servicio que contribuya a una o a varias medidas del plan de emergencia del sistema;

2) «proveedor de servicios de reposición»: una persona jurídica obligada legal o contractualmente, a prestar un servicio que contribuya a una o a varias medidas del plan de reposición;

3) «usuario de red significativo de alta prioridad»: un usuario significativo de la red que goza de condiciones especiales a efectos de desconexión y reenergización;

4) «demanda neta»: el valor neto de potencia activa en un punto concreto del sistema, calculado como (carga-generación), expresado generalmente en kilovatios (kW) o megavatios (MW), en un instante concreto o como promedio en un intervalo de tiempo determinado;

5) «plan de reposición»: todas las medidas técnicas y organizativas necesarias para la reposición del sistema al estado normal;

6) «reenergización»: reconexión de la generación y la carga para energizar las partes del sistema que hayan sido desconectadas;

7) «estrategia de reenergización de arriba hacia abajo»: estrategia que exige la ayuda de otros GRT para reenergizar las partes del sistema de un GRT;

8) «estrategia de reenergización de abajo hacia arriba»: estrategia mediante la cual puede reenergizarse parte del sistema de un GRT sin la ayuda de otros GRT;

9) «resincronización»: sincronización y conexión de nuevo de dos regiones sincronizadas en el punto de resincronización;

10) «coordinador de frecuencia»: el GRT nombrado responsable de la gestión de la frecuencia del sistema dentro de una región sincronizada o de una zona síncrona a fin de restablecer la frecuencia del sistema a su valor nominal;

11) «región sincronizada»: la fracción de una zona síncrona cubierta por GRT interconectados con una frecuencia común de sistema y que no está sincronizada con el resto de la zona síncrona;

12) «coordinador de resincronización»: el GRT nombrado responsable de la resincronización de dos regiones síncronas;

13) «punto de resincronización»: el dispositivo utilizado para conectar dos regiones sincronizadas, normalmente un interruptor.

Artículo 4

Aspectos reglamentarios

1. Al aplicar el presente Reglamento, los Estados miembros, las autoridades reguladoras, las entidades competentes y los operadores de sistema deberán:

a)	aplicar los principios de proporcionalidad y no discriminación;

b)	garantizar la transparencia;

c)	aplicar el principio de optimización entre la mayor eficiencia general y el menor coste total para todas las partes implicadas;

d)	garantizar que los GRT utilicen los mecanismos de mercado en la medida de lo posible para asegurar la seguridad y estabilidad de la red;

e)	respetar las restricciones técnicas, jurídicas y de seguridad personal y de protección;

f)	respetar la responsabilidad asignada al GRT pertinente para garantizar la seguridad del sistema, incluidas las disposiciones requeridas por la legislación nacional;

g)	consultar a los GRD pertinentes y tener en cuenta el posible impacto en su sistema, y

h)	tener en cuenta las normas europeas y las especificaciones técnicas acordadas.

2. Cada GRT presentará las siguientes propuestas a la autoridad reguladora pertinente para su aprobación de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE:

a)	los términos y condiciones para ejercer de proveedores de servicios en emergencia sobre una base contractual de conformidad con el apartado 4;

b)	los términos y condiciones para ejercer de proveedores de servicios de reposición sobre una base contractual de conformidad con el apartado 4;

la lista de los USR responsables de implementar en sus instalaciones las medidas derivadas de los requisitos obligatorios establecidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 y (UE) 2016/1447 y/o de la normativa nacional, así como la lista de las medidas que deberán implementar estos USR, determinadas por los GRT con arreglo al artículo 11, apartado 4, letra c), y al artículo 23, apartado 4, letra c);

la lista de los usuarios prioritarios de la red referidos en el artículo 11, apartado 4, letra e), y en el artículo 23, apartado 4, letra d), o los principios aplicados para definir esas condiciones de desconexión y reenergización de los usuarios prioritarios de la red, salvo si han sido definidas por la legislación nacional de los Estados miembros;

e)	las normas de suspensión y restablecimiento de las actividades del mercado de conformidad con el artículo 36, apartado 1;

f)	normas concretas de liquidación de desvíos y de liquidación de energías de balance en caso de suspensión de las actividades de mercado de conformidad con el artículo 39, apartado 1;

g)	el plan de pruebas, de conformidad con el artículo 43, apartado 2.

3. Cuando un Estado miembro así lo haya dispuesto, las propuestas a que se refiere el apartado 2, letras a) a d) y g), podrán presentarse para su aprobación a una entidad distinta de la autoridad reguladora. Las autoridades reguladoras y las entidades designadas por los Estados miembros con arreglo al presente apartado tomarán una decisión sobre las propuestas a que hace referencia el apartado 2 en un plazo de seis meses desde la fecha de presentación por el GRT.

4. Las condiciones para ejercer de proveedor de servicios en emergencia y de proveedor de servicios de reposición se establecerán o bien en el marco jurídico nacional, o bien sobre una base contractual. Si se establecen sobre una base contractual, cada GRT elaborará a más tardar el 18 de diciembre de 2018 una propuesta de las condiciones pertinentes, que determinarán como mínimo:

a)	las características del servicio que deba prestarse;

b)	la posibilidad de agregación y las condiciones correspondientes, y

c)	para los proveedores de servicios de reposición, la distribución geográfica objetivo de las fuentes de energía con capacidad de arranque autónomo y funcionamiento en isla.

5. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicará a la autoridad reguladora o a la entidad designada por el Estado miembro el plan de emergencia del sistema elaborado con arreglo al artículo 11 y el plan de reposición elaborado con arreglo al artículo 23, o como mínimo los siguientes elementos de dichos planes:

a)	los objetivos del plan de emergencia del sistema y del plan de reposición, incluidos los fenómenos que deban gestionarse o las situaciones que deban resolverse;

b)	las condiciones que dan lugar a la activación de las medidas del plan de emergencia del sistema y del plan de reposición;

c)	la justificación de cada medida que explique el modo en que contribuye a los objetivos del plan de emergencia del sistema y del plan de reposición, así como la parte responsable de implementar esas medidas, y

d)	los plazos establecidos de conformidad con los artículos 11 y 23 para la implementación de las medidas.

6. Cuando en virtud del presente Reglamento un GRT está obligado o autorizado a especificar, establecer o acordar requisitos, condiciones o metodologías que no exijan aprobación de conformidad con el apartado 2, los Estados miembros podrán exigir su aprobación previa por la autoridad reguladora, la entidad designada por el Estado miembro u otras autoridades competentes de los Estados miembros.

7. Si un GRT considera necesaria una modificación, aprobada de conformidad con el apartado 3, de los documentos, los requisitos previstos en los apartados 2 a 5 se aplicarán a la modificación propuesta. Los GRT que propongan una modificación tendrán en cuenta las expectativas legítimas, en caso necesario, de los propietarios de instalaciones de generación de energía, los propietarios de instalaciones de demanda y demás partes interesadas, sobre la base de los requisitos o metodologías inicialmente especificados o acordados.

8. Toda parte podrá interponer una reclamación contra un gestor de red pertinente o GRT en relación con las obligaciones o decisiones de dicho gestor de red pertinente o GRT con arreglo al presente Reglamento y podrá presentar la reclamación ante la autoridad reguladora, quien, en su calidad de organismo competente en la resolución de conflictos, emitirá una decisión en los dos meses siguientes a la recepción de la reclamación. Este plazo podrá prorrogarse otros dos meses si la autoridad reguladora solicita información adicional. También podrá prorrogarse con el consentimiento del demandante. La decisión de la autoridad reguladora será vinculante a menos que sea revocada a raíz de un recurso y hasta el momento en que lo sea.

Artículo 5

Consulta y coordinación

1. Cuando este Reglamento disponga que un GRT deberá consultar a las partes interesadas las actuaciones que determine antes de tiempo real o en tiempo real, será de aplicación el procedimiento siguiente:

a)	el GRT se coordinará con al menos las partes identificadas en los artículos del presente Reglamento que exijan consultas;

b)	el GRT explicará la justificación y el objetivo de la consulta y de la decisión que deba tomar;

c)	el GRT recogerá de todas las partes referidas en la letra a) cualquier información pertinente y la evaluación correspondiente;

d)	la GRT tendrá debidamente en cuenta las opiniones, situaciones y limitaciones de las partes consultadas;

e)	antes de tomar una decisión, el GRT facilitará una explicación a las partes consultadas de las razones por las que ha compartido o no sus opiniones.

2. Cuando este Reglamento disponga que un GRT deba coordinar la ejecución de una serie de actuaciones en tiempo real con varias partes, será de aplicación el procedimiento siguiente:

a)	el GRT se coordinará con al menos las partes identificadas en los artículos del presente Reglamento que exijan coordinación en tiempo real;

b)	el GRT explicará la justificación y el objetivo de la coordinación y de las actuaciones que se deban efectuar;

c)	el GRT presentará una propuesta inicial de las actuaciones que deba efectuar cada parte;

d)	el GRT recogerá de todas las partes referidas en la letra a) cualquier información pertinente y la evaluación correspondiente;

e)	el GRT presentará una propuesta final de las acciones que deba efectuar cada parte, teniendo debidamente en cuenta las opiniones, situaciones y limitaciones de las partes interesadas y estableciendo un plazo para que las partes expresen su oposición a las actuaciones propuestas por el GRT;

f)	cuando las partes interesadas no se opongan a la ejecución de las actuaciones propuestas por el GRT, cada parte, incluido el GRT, ejecutará las actuaciones de conformidad con la propuesta;

cuando una o varias partes rechacen la actuación propuesta por el GRT dentro del plazo establecido, el GRT remitirá la actuación propuesta a la autoridad competente para que esta tome una decisión, junto con una justificación de la motivación y los objetivos de la actuación propuesta por el GRT y de la evaluación y la posición de las partes;

h)	si una consulta en tiempo real a la autoridad competente no fuese posible, el GRT iniciará una actuación equivalente que tenga un impacto mínimo, o ninguno, en las partes que hubiesen rechazado ejecutar la actuación propuesta.

3. Una parte podrá negarse a efectuar las actuaciones en tiempo real propuestas por el GRT en virtud del procedimiento de coordinación descrito en el apartado 2 si justifica que dicha actuación propuesta implicaría la violación de una o más limitaciones técnicas, jurídicas, de seguridad personal o de protección.

Artículo 6

Coordinación regional

1. Al elaborar su plan de emergencia del sistema con arreglo al artículo 11 y de su plan de reposición con arreglo al artículo 23, o al revisar su plan de emergencia del sistema con arreglo al artículo 50 y de su sistema de reposición con arreglo al artículo 51, cada GRT garantizará la coherencia con las medidas correspondientes de los planes de los GRT de su área síncrona y de los planes de los GRT vecinos de otra área síncrona, al menos en lo que respecta a las siguientes medidas:

a)	asistencia y coordinación entre GRT en estado de emergencia, con arreglo al artículo 14;

b)	procedimientos de gestión de la frecuencia, con arreglo a los artículos 18 y 28, excluido el establecimiento de la frecuencia objetivo en caso de estrategia de reenergización de abajo hacia arriba antes de cualquier resincronización con la red interconectada de transporte;

c)	procedimiento de apoyo de potencia activa, con arreglo al artículo 21;

d)	estrategia de reenergización de arriba hacia abajo, con arreglo al artículo 27.

2. La evaluación de la coherencia del plan de emergencia del sistema y del plan de reposición de conformidad con el apartado 1 incluirá las siguientes tareas:

a)	intercambio de información y datos relativos a las medidas referidas en el apartado 1 entre los GRT interesados;

b)	identificación de las incompatibilidades de las medidas referidas en el apartado 1 en los planes de los GRT afectados;

c)	identificación de las amenazas potenciales a la seguridad de la operación en la región de cálculo de la capacidad. Estas amenazas incluyen, entre otras, los fallos de modo común con impacto significativo en las redes de transporte de los GRT afectados;

d)	evaluación de la eficacia de las medidas referidas en el apartado 1 especificadas en los planes de emergencia del sistema y los planes de reposición de los GRT afectados, a fin de gestionar las amenazas potenciales referidas en la letra c);

e)	consulta con los el CRS para evaluar la coherencia de las medidas referidas en el apartado 1 dentro de la totalidad de la zona síncrona interesada;

f)	identificación de las actuaciones de mitigación en caso de incompatibilidades en los planes de emergencia del sistema y los planes de reposición de los GRT afectados, o en caso de falta de medidas en los planes de emergencia del sistema y los planes de reposición de los GRT afectados.

3. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT remitirá las medidas mencionadas en el apartado 1 a los CRS pertinentes establecidos con arreglo al artículo 77 del Reglamento (UE) 2017/1485. En un plazo de tres meses desde la presentación de las medidas, los CRS elaborarán un informe técnico sobre la coherencia de las mismas atendiendo a los criterios establecidos en el apartado 2. Cada GRT garantizará la disponibilidad de sus propios expertos cualificados para asistir a los CRS en la elaboración de este informe.

4. Los CRS remitirán sin demora el informe técnico mencionado en el apartado 3 a todos los GRT interesados, quienes a su vez lo remitirán a las autoridades reguladoras pertinentes, así como a la REGRT de electricidad, a los efectos del artículo 52.

5. Todos los GRT de cada región de cálculo de la capacidad acordarán un umbral por encima del cual el impacto de las actuaciones de uno o varios GRT en los estados de emergencia, apagón o reposición se considerará significativo para otros GRT dentro de la región de cálculo de la capacidad.

Artículo 7

Consulta pública

1. Los GRT pertinentes consultarán a las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de cada Estado miembro, sobre las propuestas sujetas a aprobación de conformidad con el artículo 4, apartado 2, letras a), b), e), f) y g). La consulta tendrá una duración no inferior a un mes.

2. El GRT pertinente tendrá debidamente en cuenta las opiniones de las partes interesadas resultantes de las consultas antes de la presentación del proyecto de propuesta. En todos los casos, se presentarán argumentos sólidos de justificación de la inclusión o no inclusión de las opiniones de las partes interesadas, que se publicarán de forma oportuna previa o simultáneamente a la publicación de la propuesta.

Artículo 8

Recuperación de costes

1. Los costes asumidos por los gestores de red sujetos a reglamentación sobre tarifas de red y derivados de las obligaciones establecidas en el presente Reglamento serán evaluados por las autoridades reguladoras pertinentes de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE. Los costes que una vez evaluados se consideren razonables, eficientes y proporcionados se recuperarán mediante las tarifas de red u otros mecanismos apropiados.

2. Si lo requieren las autoridades reguladoras pertinentes, los gestores de red a que se refiere el apartado 1 deberán, en un plazo de tres meses desde la presentación de la solicitud, proporcionar la información necesaria para facilitar la evaluación de los costes incurridos.

Artículo 9

Obligaciones de confidencialidad

1. Toda información confidencial recibida, intercambiada o transmitida en virtud del presente Reglamento estará sujeta al secreto profesional contemplado en los apartados 2, 3 y 4.

2. La obligación de secreto profesional se aplicará a todas las personas sujetas a las disposiciones del presente Reglamento.

3. La información confidencial recibida por las personas mencionadas en el apartado 2 en el ejercicio de sus funciones no podrá divulgarse a ninguna otra persona u autoridad, sin perjuicio de los casos contemplados por la legislación nacional, el resto de disposiciones del presente Reglamento, u otra legislación pertinente de la Unión.

4. Sin perjuicio de los casos cubiertos por la legislación nacional o la de la Unión, las autoridades reguladoras, los organismos o las personas que reciban información confidencial con arreglo al presente Reglamento podrán utilizarla únicamente a efectos del ejercicio de sus deberes en virtud del presente Reglamento.

Artículo 10

Acuerdo con los GRT no vinculados por el presente Reglamento

Cuando una zona síncrona abarque tanto GRT de países de la Unión como de terceros países, a más tardar el 18 de junio de 2019 todos los GRT de la Unión en esa área síncrona se esforzarán en celebrar con los GRT de terceros países no vinculados por el presente Reglamento un acuerdo que siente las bases para su cooperación en lo que se refiere a la gestión segura del sistema, así como los convenios para el cumplimiento por parte de los GRT de los terceros países de las obligaciones establecidas en el presente Reglamento.

CAPÍTULO II

PLAN DE EMERGENCIA DEL SISTEMA

SECCIÓN 1

Disposiciones generales

Artículo 11

Elaboración del plan de emergencia del sistema

1. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborará un plan de emergencia del sistema en consulta con los GRD y USR pertinentes, las autoridades reguladoras nacionales, o las entidades mencionadas en el artículo 4, apartado 3, así como con los GRT vecinos y demás GRT de su área síncrona.

2. Al elaborar su plan de emergencia del sistema, cada GRT tendrá en cuenta al menos los siguientes elementos:

a)	los límites de seguridad de la operación establecidos de conformidad con el artículo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485;

b)	el comportamiento y las capacidades de la carga y la generación dentro de la zona síncrona;

c)	las necesidades específicas de los usuarios de red significativos de alta prioridad enumerados con arreglo al apartado 4, letra d), y

d)	las características de su red de transporte y de las redes subyacentes de los GRD.

3. El plan de emergencia del sistema contendrá como mínimo las siguientes disposiciones:

a)	las condiciones en las que se activará el plan de emergencia del sistema, de conformidad con el artículo 13;

b)	las instrucciones del plan de emergencia del sistema que deberá dictar el GRT, y

c)	las medidas sujetas a consulta o coordinación en tiempo real con las partes identificadas.

4. En particular, el plan de emergencia del sistema incluirá los siguientes elementos:

a)	una lista de las medidas que el GRT deberá implementar en sus instalaciones;

b)	una lista de las medidas que deberán ser implementadas por los GRD, y de los GRD responsables de implementar esas medidas en sus instalaciones;

c)	una lista de los USR responsables de implementar en sus instalaciones las medidas resultantes de los requisitos obligatorios establecidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 y (UE) 2016/1447, o de la normativa nacional y una lista de las medidas que deberán implementar esos USR;

d)	una lista de los usuarios de red significativos de alta prioridad y de las condiciones para su desconexión, y

e)	los plazos de implementación de cada medida enumerada en el plan de emergencia del sistema.

5. El plan de emergencia del sistema incluirá como mínimo las siguientes medidas técnicas y organizativas especificadas en la sección 2 del capítulo II:

esquemas de protección que incluyan como mínimo:

i)	esquema automático de control de subfrecuencia de conformidad con el artículo 15,

ii)	esquema automático de control de sobrefrecuencia de conformidad con el artículo 16, y

iii)	esquema automático contra el colapso de tensiones de conformidad con el artículo 17;

procedimientos del plan de defensa del sistema, que incluyan como mínimo:

i)	procedimiento de gestión de desviaciones de frecuencia de conformidad con el artículo 18,

ii)	procedimiento de gestión de desviaciones de tensión de conformidad con el artículo 19,

iii)	procedimiento de gestión del flujo de energía de conformidad con el artículo 20;

iv)	asistencia para el procedimiento de potencia activa, con arreglo al artículo 21, y

v)	procedimiento de desconexión manual de demanda de conformidad con el artículo 22.

6. Las medidas contenidas en el plan de defensa del sistema cumplirán los siguientes principios:

a)	su impacto en los usuarios del sistema será mínimo;

b)	serán económicamente eficientes;

c)	solamente se activarán aquellas medidas que sean necesarias, y

d)	no provocarán el estado de emergencia o apagón en la red de transporte del GRT o en los sistemas de transporte interconectados.

Artículo 12

Implementación del plan de defensa del sistema

1. A más tardar el 18 de diciembre de 2019, cada GRT implementará las medidas de su plan de defensa del sistema que deban implementarse en el sistema de transporte y mantendrá en adelante las medidas implementadas.

2. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicará a los GRD conectados a la red de transporte las medidas, incluidos los plazos para su implementación, que deban implementarse en:

a)	las instalaciones de los GRD con arreglo al artículo 11, apartado 4, o

b)	las instalaciones de los USR identificados con arreglo al artículo 11, apartado 4, y conectados a sus redes de distribución, o

c)	las instalaciones de los proveedores de servicios de defensa conectados a sus redes de distribución, o

d)	las instalaciones de los GRD conectados a sus redes de distribución.

3. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicará al USR identificado con arreglo a la letra c) del artículo 11, apartado 4, o a los proveedores de servicios de defensa directamente conectados a su red de transporte las medidas que deban implementarse en sus instalaciones, así como los plazos correspondientes.

4. Cuando así lo disponga la legislación nacional, el GRT comunicará al USR identificado con arreglo al artículo 11, apartado 4, letra c), a los proveedores de servicios en emergencia y a los GRD conectados a sus redes de distribución, las medidas que deban implementarse en sus instalaciones, así como los plazos correspondientes, e informará al GRD interesado de esta notificación.

5. Cuando un GRT remita una notificación a un GRD de conformidad con el apartado 2, el GRD comunicará a su vez sin demora al USR, a los proveedores de servicios en emergencia y a los GRD conectados a su red de distribución las medidas del plan de emergencia del sistema que deban implementar en sus instalaciones respectivas, así como los plazos correspondientes.

6. Cada GRD, USR y proveedor de servicios en emergencia notificado deberá:

a)	implementar las medidas notificadas con arreglo al presente artículo en un plazo máximo de 12 meses desde la fecha de notificación;

b)	confirmar la implementación de las medidas al operador del sistema de notificación quien, caso de ser diferente del GRT, notificará la confirmación al GRT, y

c)	mantener las medidas implementadas en sus instalaciones.

Artículo 13

Activación del plan de emergencia del sistema

1. Cada GRT activará los procedimientos de su plan de emergencia del sistema con arreglo al artículo 11, apartado 5, letra b), en coordinación con los GRD y USR identificados con arreglo al artículo 11, apartado 4, y con los proveedores de servicios en emergencia.

2. Además de los esquemas activados automáticamente del plan de emergencia del sistema, con arreglo a la letra a) del artículo 11, apartado 5, cada GRT activará un procedimiento del plan de emergencia del sistema cuando:

a)	el sistema esté en estado de emergencia de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 18, apartado 3, del Reglamento (UE) 2017/1485 y no se disponga de medidas correctoras para reponer el sistema a su estado normal, o

b)	atendiendo al análisis de seguridad de la operación, la seguridad de la operación del sistema de transporte exija la activación de una medida del plan de emergencia del sistema con arreglo al artículo 11, apartado 5, además de las medidas correctoras disponibles.

3. Cada GRD y USR identificado con arreglo al artículo 11, apartado 4, así como cada proveedor de servicios en emergencia ejecutará sin demora indebida las instrucciones del plan de emergencia del sistema dictadas por el GRT con arreglo al artículo 11, apartado 3, letra c), de conformidad con los procedimientos del plan de emergencia del sistema previstos en el artículo 11, apartado 5, letra b).

4. Cada GRT activará los procedimientos de su plan de emergencia del sistema referidos en la letra b) del artículo 11, apartado 5, que tengan un impacto transfronterizo significativo en coordinación con los GRT afectados.

Artículo 14

Asistencia y coordinación entre GRT en estado de emergencia

1. A petición de un GRT en estado de emergencia, cada GRT prestará a través de las interconexiones toda la asistencia posible al GRT solicitante, siempre y cuando esta asistencia no provoque el estado de emergencia o de apagón en su red de transporte o en las redes de transporte interconectadas.

2. Cuando la asistencia deba prestarse a través de interconexiones de corriente continua, podrá efectuarse mediante las siguientes actuaciones, habida cuenta de las características técnicas y la capacidad del sistema HVDC:

actuaciones de regulación manual de la potencia activa transportada para ayudar al GRT en estado de emergencia a llevar los flujos de potencia dentro de los límites de seguridad de la operación o la frecuencia de la zona síncrona vecina dentro de los límites de frecuencia del sistema en el estado de alerta definido con arreglo al artículo 18, apartado 2, del Reglamento (UE) 2017/1485;

b)	funciones de control automático de la potencia activa transportada atendiendo a las señales y criterios establecidos en el artículo 13 del Reglamento (UE) 2016/1447;

c)	control automático de frecuencia con arreglo a los artículos 15 a 18 del Reglamento (UE) 2016/1447 en caso de funcionamiento en isla;

d)	control de tensión y de potencia reactiva con arreglo al artículo 24 del Reglamento (UE) 2016/1447, y

e)	cualquier otra actuación apropiada.

3. Cada GRT podrá proceder a una desconexión manual de cualquier elemento de la red de transporte que tenga un impacto transfronterizo significativo, incluida una interconexión, previo cumplimiento de los siguientes requisitos:

a)	el GRT deberá coordinarse con los GRT vecinos, y

b)	esta actuación no deberá provocar el estado de emergencia o apagón en el resto del sistema de transporte interconectado.

4. No obstante lo dispuesto en el apartado 3, el GRT podrá desconectar manualmente cualquier elemento de la red de transporte que tenga un impacto transfronterizo significativo, incluido una interconexión, sin coordinación, en circunstancias excepcionales que impliquen una violación de los límites de seguridad de la operación, a fin de impedir la puesta en peligro de la seguridad del personal o daños a los equipos. En un plazo de 30 días después del incidente, el GRT elaborará un informe, como mínimo en inglés, que contenga una explicación detallada de la justificación, implementación y repercusión de esta actuación y, de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentará a la autoridad reguladora pertinente y a los GRT vecinos, y la pondrá a disposición de los usuarios significativos de la red afectados.

SECCIÓN 2

Medidas del plan de emergencia del sistema

Artículo 15

Esquema automático de control de subfrecuencia

1. El esquema automático de control de subfrecuencia del plan de emergencia del sistema incluirá un esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia y los ajustes del modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia en la zona de control de frecuencia-potencia (CFP) del GRT.

2. En la elaboración de su plan de emergencia del sistema, cada GRT preverá la activación del modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia antes de la activación del esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia, cuando la derivada de frecuencia lo permita.

3. Antes de la activación del esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia, cada GRT y GRD determinado con arreglo al artículo 11, apartado 4, preverá que las unidades de almacenamiento de energía que funcionen como carga conectada a su sistema:

a)	cambien automáticamente al modo generación dentro del plazo y a un valor de consigna de potencia activa establecidos por el GRT en el plan de emergencia del sistema, o

b)	cuando la unidad de almacenamiento de energía no sea capaz de cambiar dentro del plazo establecido por el GRT en el plan de emergencia del sistema, desconecte automáticamente la unidad de almacenamiento de energía que funcione como carga.

4. Cada GRT establecerá en su plan de emergencia del sistema los umbrales de frecuencia en que se producirá el cambio automático o la desconexión de las unidades de almacenamiento de energía. Estos umbrales de frecuencia deberán ser inferiores o iguales al límite de frecuencia del sistema determinado para el estado de emergencia en el artículo 18, apartado 3, del Reglamento (UE) 2017/1485 y superiores al nivel inicial obligatorio del límite de frecuencia para el deslastre de cargas establecido en el anexo.

5. Cada GRT elaborará el esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia de conformidad con los parámetros de deslastre de carga en tiempo real establecidos en el anexo. El esquema incluirá la desconexión de demanda a diferentes frecuencias desde un «nivel inicial obligatorio» hasta un «nivel final obligatorio», dentro de un rango de implementación que respete un número mínimo y magnitud máxima de los escalones. El rango de implementación definirá la desviación máxima admisible de la demanda neta que deba desconectarse respecto de la demanda neta objetivo que deba desconectarse a una frecuencia determinada, calculada por interpolación lineal entre los niveles inicial y final obligatorios. El rango de implementación no permitirá la desconexión de menos demanda neta que la cantidad de demanda neta que deba desconectarse al nivel inicial obligatorio. Un escalón no podrá considerarse tal si no se desconecta demanda neta cuando se alcance dicho escalón.

6. Cada GRT o GRD instalará los relés necesarios para la desconexión de demanda por subfrecuencia teniendo en cuenta al menos el comportamiento de la carga y la generación dispersa.

7. Al implementar el esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia con arreglo a la notificación prevista en el artículo 12, apartado 2, cada GRT o GRD:

a)	evitará establecer un retraso intencionado adicional al tiempo de funcionamiento de los relés e interruptores;

b)	reducirá al mínimo la desconexión de módulos de generación de energía, especialmente aquellos que proporcionen inercia, y

c)	limitará el riesgo de que el esquema provoque desviaciones del flujo de potencia y desvíos de tensión fuera de los límites de seguridad de la operación.

Si un GRD no puede cumplir los requisitos de las letras b) y c), lo comunicará al GRT proponiendo el requisito que pueda aplicar. El GRT, en consulta con el GRD, establecerá los requisitos aplicables sobre la base de un análisis conjunto de coste-beneficio.

8. El esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia del plan de emergencia del sistema podrá prever la desconexión de demanda neta sobre la base de derivada de frecuencia siempre y cuando:

se active solamente:

i)	cuando el desvío de frecuencia sea mayor que el desvío de frecuencia máxima a régimen estacionario y la rampa de frecuencia sea mayor que la producida por el incidente de referencia,

ii)	hasta que la frecuencia alcance la frecuencia del nivel inicial obligatorio de deslastre de cargas,

b)	sea conforme al anexo, y

c)	sea necesario y se justifique para mantener de forma eficiente la seguridad de la operación.

9. En el caso de que el esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia del plan de emergencia incluya una desconexión de demanda neta basado en derivada de frecuencia, tal como se describe en el apartado 8, el GRT elaborará, en un plazo de 30 días desde su implementación, un informe que contenga una explicación detallada de la justificación, la implementación y las repercusiones de esta actuación y lo presentará a la autoridad reguladora nacional.

10. Un GRT podrá incluir en el esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia de su plan de emergencia escalones de deslastre adicionales para la desconexión de demanda neta por debajo del nivel final obligatorio de deslastre de cargas establecido en el anexo.

11. Cada GRT tendrá derecho a implementar esquemas adicionales de protección del sistema activados por una frecuencia inferior o igual a la frecuencia del nivel final obligatorio de deslastre de cargas que persigan un proceso de reposición más rápido. El GRT garantizará que esos esquemas adicionales no deterioren más la frecuencia.

Artículo 16

Esquema automático de control de sobrefrecuencia

1. El esquema automático de control de sobrefrecuencia del sistema provocará una disminución automática de la potencia activa total inyectada en cada zona de control de frecuencia-potencia (CFP).

2. En consulta con los demás GRT de su zona síncrona, cada GRT establecerá los siguientes parámetros de su esquema automático de control de sobrefrecuencia:

a)	los umbrales de frecuencia para su activación, y

b)	la ratio de reducción de inyección de potencia activa.

3. Cada GRT diseñará su esquema automático de control de sobrefrecuencia teniendo en cuenta las capacidades de los módulos de generación de electricidad en lo que se refiere al modo de regulación potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia y de las unidades de almacenamiento de energía, en su zona de CFP. Si el modo de regulación potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia no existe o no basta para cumplir los requisitos establecidos en el apartado 2, letras a) y b), cada GRT implantará además una desconexión lineal por escalones de generación en su zona de CFP. El GRT establecerá la magnitud máxima de los escalones de desconexión de los módulos de generación de energía y/o los sistemas HVDC en consulta con los demás GRT de su área síncrona.

Artículo 17

Esquema automático contra colapsos de tensiones

1. El esquema automático contra colapsos de tensiones del plan de emergencia del sistema podrá incluir uno o varios de los sistemas siguientes, dependiendo de los resultados de la evaluación de la seguridad del sistema efectuada por un GRT:

a)	un esquema de deslastre de cargas por mínima tensión con arreglo al artículo 19, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/1388;

b)	un esquema de bloqueo del cambiador de tomas en carga con arreglo al artículo 19, apartado 3, del Reglamento (UE) 2016/1388, y

c)	esquemas de protección del sistema para el control de tensiones.

2. Salvo si la evaluación efectuada con arreglo al apartado 1 demuestra que no es necesaria la implementación de un esquema de bloqueo del cambiador de tomas en carga para impedir un colapso de tensiones de la zona de control del GRT, este establecerá las condiciones en que se bloqueará el cambiador de tomas de carga con arreglo al artículo 19, apartado 3, del Reglamento (UE) 2016/1388, que incluirán como mínimo:

a)	el método de bloqueo (local o remoto desde la sala de control);

b)	el umbral de tensión en el punto de conexión;

c)	el sentido de flujo de la potencia reactiva, y

d)	el lapso de tiempo máximo entre la detección del umbral y el bloqueo.

Artículo 18

Procedimiento de gestión de desvíos de frecuencia

1. El procedimiento para la gestión de las desvíos de frecuencia del plan de emergencia del sistema contendrá una serie de medidas para gestionar un desvío de frecuencia fuera de los límites de frecuencia determinados para el estado de alerta en el artículo 18, apartado 2, del Reglamento (UE) 2017/1485. El procedimiento de gestión de desvíos de frecuencia será conforme a los procedimientos establecidos para las actuaciones correctoras que tienen que ser gestionados de forma coordinada de conformidad con el artículo 78, apartado 4, del Reglamento (UE) 2017/1485 y cumplirá como mínimo los requisitos siguientes:

a)	la disminución de generación deberá ser inferior a la disminución de carga durante sucesos de subfrecuencia, y

b)	la disminución de generación deberá ser superior a la disminución de carga durante sucesos de sobrefrecuencia.

2. Cada GRT adaptará el modo de funcionamiento de su CFP a fin de no interferir en la activación o desactivación manual de potencia activa conforme a lo establecido en los apartados 3 y 5.

3. Cada GRT tendrá derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada USR determinado con arreglo al artículo 11, apartado 4, letra c), deberá mantener, siempre y cuando el valor de consigna cumpla las restricciones técnicas del USR. Cada GRT tendrá derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada proveedor de servicios en emergencia deberá mantener siempre y cuando esta medida se aplique a estos con arreglo a las condiciones establecidas en el artículo 4, apartado 4, y que el valor de consigna respete las restricciones técnicas del proveedor de servicios en emergencia. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia ejecutarán sin demora indebida las instrucciones dictadas por el GRT directa o indirectamente a través de GRD y permanecerán en ese estado hasta que reciban nuevas instrucciones. Cuando el GRT dicte las instrucciones directamente, informará sin demora a los GRD pertinentes.

4. Cada GRT tendrá derecho a desconectar USR y proveedores de servicios en emergencia, directa o indirectamente a través de los GRD. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia quedarán desconectados hasta que se dicten nuevas instrucciones. Cuando los USR sean desconectados directamente, el GRT informará sin demora a los GRD pertinentes. En un plazo de 30 días desde el incidente, el GRT elaborará un informe que contenga una explicación detallada de la justificación, implementación y repercusión de esta actuación y, de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentará a la autoridad reguladora pertinente y a los GRT vecinos, y la pondrá a disposición de los usuarios significativos de la red afectados.

5. Antes de la activación del esquema automático de deslastre de cargas por subfrecuencia establecido en el artículo 15, y siempre y cuando la derivada de frecuencia lo permita, cada GRT, directa o indirectamente a través de los GRD, activarán los servicios de gestión de la demanda de los proveedores de servicios en emergencia pertinentes y:

a)	cambiarán las unidades de almacenamiento que funcionen como carga al modo generación a un valor de consigna de potencia activa establecido por el GRT en el plan de emergencia del sistema, o

b)	cuando la unidad de almacenamiento de energía no pueda cambiar con velocidad suficiente para estabilizar la frecuencia, desconectarán la unidad de almacenamiento de energía.

Artículo 19

Procedimiento de gestión de desvíos de tensión

1. El procedimiento para la gestión de los desvíos de tensión del plan de emergencia del sistema contendrá una serie de medidas para gestionar desvíos de tensión fuera de los límites de seguridad de la operación establecidos en el artículo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. Cada GRT tendrá derecho a establecer un rango de potencia reactiva o de tensiones y ordenará a los GRD y a los USR determinados para esta medida con arreglo al artículo 11, apartado 4, mantenerlo de conformidad con los artículos 28 y 29 del Reglamento (UE) 2017/1485.

3. A petición de un GRT vecino en estado de emergencia, cada GRT pondrá a disposición todas las capacidades de potencia reactiva que no provoquen el estado de emergencia o apagón en su propio sistema de transporte.

Artículo 20

Procedimiento de gestión de los flujos de potencia

1. El procedimiento para la gestión de los flujos de potencia del plan de emergencia del sistema contendrá una serie de medidas para gestionar los flujos de potencia fuera de los límites de seguridad de la operación establecidos en el artículo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. Cada GRT tendrá derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada USR determinado con arreglo al artículo 11, apartado 4, letra c), deberá mantener, siempre y cuando el valor de consigna cumpla las restricciones técnicas del USR. Cada GRT tendrá derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada proveedor de servicios en emergencia deberá mantener siempre y cuando esta medida se aplique a estos con arreglo a las condiciones establecidas en el artículo 4, apartado 4, y que el valor de consigna respete las restricciones técnicas de los proveedores de servicios en emergencia. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia ejecutarán sin demora indebida las instrucciones dictadas por el GRT directa o indirectamente a través de GRD y permanecerán en ese estado hasta que reciban nuevas instrucciones. Cuando el GRT dicte las instrucciones directamente, informará sin demora a los GRD pertinentes.

3. Cada GRT tendrá derecho a desconectar USR y proveedores de servicios en emergencia, directa o indirectamente a través de GRD. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia quedarán desconectados hasta que se dicten nuevas instrucciones. Cuando los USR sean desconectados directamente, el GRT informará sin demora a los GRD pertinentes. En un plazo de 30 días desde el incidente, el GRT elaborará un informe que contenga una explicación detallada de la justificación, implementación y repercusión de esta actuación y, de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentará a la autoridad reguladora pertinente.

Artículo 21

Procedimiento de apoyo de potencia activa

1. En caso de inadecuación de la zona de control en el horizonte temporal diario o intradiario, determinado tal como establece el artículo 107, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485, y antes de cualquier posible suspensión de las actividades del mercado con arreglo al artículo 35, un GRT tendrá derecho a solicitar apoyo de potencia activa de:

a)	un proveedor de servicios de balance, quien, a petición del GRT, cambiará su situación de disponibilidad para poner a disposición toda su potencia activa, siempre y cuando esta no haya sido ya activada a través del mercado de balance, y conforme a sus restricciones técnicas;

b)	un USR conectado en su zona de CFP, que no proporcione ya un servicio de balance al GRT y que, a petición del GRT, pondrá a disposición toda su potencia activa, conforme a sus restricciones técnicas, y

c)	los demás GRT que estén en el estado normal o de alerta.

2. Un GRT podrá activar su asistencia con potencia activa de un proveedor de servicios de balance o un USR, con arreglo al apartado 1, letras a) y b), solamente si ha activado todas las ofertas de energía de balance disponibles, teniendo en cuenta la capacidad de intercambio entre zonas de oferta disponible en el momento de la inadecuación de la zona de control.

3. Cada GRT que haya recibido una solicitud de asistencia de potencia activa con arreglo al apartado 1, letra c):

a)	pondrá a disposición sus ofertas no compartidas;

b)	tendrá derecho a activar la energía de balance disponible a fin de suministrar la potencia correspondiente al GRT solicitante, y

tendrá derecho a solicitar la asistencia con potencia activa de sus proveedores de servicios de balance y de cualquier USR conectado en su zona de control de frecuencia-potencia que no proporcione ya un servicio de balance al GRT, a fin de proporcionar la asistencia correspondiente para potencia activa al GRT solicitante.

4. Al activar la potencia activa solicitada con arreglo al apartado 1, letra c), el GRT solicitante y el solicitado tendrán derecho a utilizar:

a)	la capacidad disponible de intercambio entre zonas de oferta en el caso de que la activación se efectúe antes del cierre del mercado intradiario y si el suministro de las capacidades de intercambio afectadas no ha sido suspendido con arreglo al artículo 35;

b)	la capacidad adicional que pueda estar disponible debido al estado en tiempo real del sistema, en cuyo caso los GRT solicitante y solicitado se coordinarán con otros GRT afectados de forma significativa de conformidad con el artículo 6, apartado 5.

5. Una vez que los GRT solicitado y solicitante hayan acordado las condiciones para el suministro de asistencia con potencia activa, la cantidad acordada de potencia activa y la franja horaria para su suministro serán firmes, salvo si el sistema de transporte del GRT que proporcione la asistencia entra en el estado de emergencia o de apagón.

Artículo 22

Procedimiento de desconexión manual de la demanda

1. Además de las medidas establecidas en los artículos 18 a 21, cada GRT podrá establecer una cantidad de demanda neta que será desconectada manualmente, directamente por el GRT o indirectamente a través de los GRD, cuando sea necesario para impedir la propagación o el empeoramiento de un estado de emergencia. Cuando la demanda deba desconectarse directamente, el GRT informará a los GRD pertinentes sin demora.

2. El GRT activará la desconexión manual de la demanda neta mencionada en el apartado 1 a fin de:

a)	resolver las situaciones de sobrecarga o subtensión, o

resolver situaciones en la que se haya solicitado asistencia con potencia activa con arreglo al artículo 21, pero que esta no haya bastado para mantener la adecuación en los horizontes temporales diario e intradiario en su zona de control, con arreglo al artículo 107 del Reglamento (UE) 2017/1485, que provoquen el riesgo de deterioro de las frecuencias en la zona síncrona.

3. El GRT comunicará a los GRD la cantidad de demanda neta establecida con arreglo al apartado 1 que deberá desconectarse en sus redes de distribución. Cada GRD desconectará la cantidad notificada de demanda neta sin demora indebida.

4. En un plazo de 30 días desde el incidente, el GRT elaborará un informe que contenga una explicación detallada de la justificación, implementación y repercusión de esta actuación y, de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentará a la autoridad reguladora pertinente.

CAPÍTULO III

PLAN DE REPOSICIÓN

SECCIÓN 1

Disposiciones generales

Artículo 23

Elaboración del plan de reposición

1. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborará un plan de reposición del sistema en consulta con los GRD y USR pertinentes, las autoridades reguladoras nacionales, o las entidades mencionadas en el artículo 4, apartado 3, así como con los GRT vecinos y demás GRT de esa área síncrona.

2. Al elaborar su plan de reposición, cada GRT tendrá en cuenta al menos los elementos siguientes:

a)	el comportamiento y las capacidades de la carga y la generación;

b)	las necesidades específicas de los usuarios de red significativos de alta prioridad enumerados con arreglo al apartado 4, y

c)	las características de su red y de las redes subyacentes de los GRD.

3. El plan de reposición contendrá como mínimo las siguientes disposiciones:

a)	las condiciones en las que se activará el plan de reposición, de conformidad con el artículo 25;

b)	las instrucciones del plan de reposición que deberá dictar el GRT, y

c)	las medidas sujetas a consulta o coordinación en tiempo real con las partes identificadas.

4. En particular, el plan de reposición incluirá los siguientes elementos:

a)	una lista de las medidas que el GRT deberá implementar en sus instalaciones;

b)	una lista de las medidas que deberán ser implementadas por los GRD, así como de los GRD responsables de implementar esas medidas en sus instalaciones;

c)	una lista de los USR responsables de implementar en sus instalaciones las medidas resultantes de los requisitos obligatorios establecidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 y (UE) 2016/1447, o de la normativa nacional y una lista de las medidas que deberán implementar esos USR;

d)	una lista de los usuarios de red significativos de alta prioridad y de las condiciones para su desconexión y reenergización;

e)	una lista de las subestaciones que sean esenciales para sus procedimientos del plan de reposición;

el número de instalaciones de generación en la zona de control del GRT necesarias para reenergizar el sistema con una estrategia de reenergización de abajo hacia arriba con capacidad de arranque autónomo, capacidad de resincronización rápida (mediante la operación sobre consumos propios) y capacidad de funcionamiento en isla, y

g)	los plazos de implementación de cada medida enumerada.

5. El plan de reposición incluirá como mínimo las siguientes medidas técnicas y organizativas especificadas en el capítulo III:

a)	procedimiento de reenergización, con arreglo a la sección 2;

b)	procedimiento de gestión de la frecuencia, con arreglo a la sección 3, y

c)	procedimiento de resincronización, con arreglo a la sección 4.

6. Las medidas contenidas en el plan de reposición cumplirán los siguientes principios:

a)	su impacto en los usuarios del sistema será mínimo;

b)	serán económicamente eficientes;

c)	solamente se activarán aquellas medidas que sean necesarias, y

d)	no deberán provocar el estado de emergencia o apagón en los sistemas de transporte interconectados.

Artículo 24

Implementación del plan de reposición

1. A más tardar el 18 de diciembre de 2019, cada GRT implementará las medidas de su plan de reposición que deban implementarse en la red de transporte y mantendrá en adelante las medidas implementadas.

2. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicará a los GRD conectados a la red de transporte las medidas, incluidos los plazos para su implementación, que deban implementarse en:

a)	las instalaciones de los GRD con arreglo al artículo 23, apartado 4, y

b)	las instalaciones de los USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y conectados a sus redes de distribución, y

c)	las instalaciones de los proveedores de servicios de reposición conectados a sus redes de distribución, y

d)	las instalaciones de los GRD conectados a sus redes de distribución.

3. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT notificará a los USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, o a los proveedores de servicios en emergencia directamente conectados a su red de transporte, las medidas que deban implementarse en sus instalaciones, así como los plazos correspondientes con arreglo al artículo 23, apartado 4, letra g).

4. Cuando así lo disponga la legislación nacional, el GRT notificará directamente a los USR identificados con arreglo al artículo 11, apartado 4, a los proveedores de servicios de reposición y a los GRD conectados a sus redes de distribución, e informará al GRD interesado de esta notificación.

5. Cuando un GRT remita una notificación a un GRD de conformidad con el apartado 2, el GRD notificará a su vez sin demora a los USR, a los proveedores de servicios de reposición y a los GRD conectados a su red de distribución las medidas del plan de reposición que deban implementar en sus instalaciones respectivas, así como los plazos correspondientes, con arreglo al artículo 23, apartado 4, letra g).

6. Cada GRD, USR y proveedor de servicios de reposición notificado deberá:

a)	implementar las medidas notificadas con arreglo al presente artículo en un plazo máximo de 12 meses desde la fecha de notificación;

b)	confirmar la implementación de las medidas al operador del sistema emisor de la notificación quien, caso de ser diferente del GRT, notificará la confirmación al GRT, y

c)	mantener las medidas implementadas en sus instalaciones.

Artículo 25

Activación del plan de reposición

1. Cada GRT activará los procedimientos de su plan de reposición en coordinación con los GRD y USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 5, y con los proveedores de servicios de reposición en los siguientes casos:

a)	cuando el sistema esté en estado de emergencia de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 18, apartado 13, del Reglamento (UE) 2017/1485, una vez que el sistema se haya estabilizado tras la activación de las medidas del plan de emergencia del sistema, o

b)	cuando el sistema esté en el estado de apagón de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 18, apartado 4, del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. Durante la reposición del sistema, cada GRT identificará y supervisará:

a)	la extensión y los límites de la región sincronizada o las regiones sincronizadas a las que pertenezca su zona de control;

b)	los GRT con los que comparta una región sincronizada o regiones sincronizadas, y

c)	las reservas disponibles de potencia activa en su zona de control.

3. Cada GRD y USR determinado con arreglo al artículo 23, apartado 4, así como cada proveedor de servicios de reposición, ejecutará sin demora indebida las instrucciones del plan de reposición dictadas por el GRT con arreglo al artículo 23, apartado 3, letra b), de conformidad con los procedimientos del plan de reposición.

4. Cada GRT activará los procedimientos de su plan de reposición que tengan un impacto transfronterizo significativo en coordinación con los GRT afectados.

SECCIÓN 2

Reenergización

Artículo 26

Procedimiento de reenergización

1. El procedimiento de reenergización contendrá una serie de medidas que permitan al GRT aplicar:

a)	una estrategia de reenergización de arriba hacia abajo, y

b)	una estrategia de reenergización de abajo hacia arriba.

2. En lo que se refiere a la estrategia de reenergización de abajo hacia arriba, el procedimiento de reenergización contendrá como mínimo medidas para:

a)	gestionar los desvíos de tensión y frecuencia debidos a la reenergización;

b)	supervisar y gestionar el funcionamiento en isla, y

c)	resincronizar las zonas de funcionamiento en isla.

Artículo 27

Activación del procedimiento de reenergización

1. Al activar el procedimiento de reenergización, cada GRT establecerá la estrategia que deberá aplicarse teniendo en cuenta:

a)	la disponibilidad de fuentes de energía capaces de reenergizar en su zona de control;

b)	la duración prevista y los riesgos de las posibles estrategias de reenergización;

c)	las condiciones de los sistemas eléctricos;

d)	las condiciones de los sistemas directamente conectados, incluido como mínimo el estado de las interconexiones;

e)	las necesidades específicas de los usuarios significativos prioritarios de la red enumerados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y

f)	la posibilidad de combinar estrategias de reenergización de arriba hacia abajo y de abajo hacia arriba.

2. Al aplicar una estrategia de reenergización de arriba hacia abajo, cada GRT gestionará la conexión de la carga y la generación a fin de regular la frecuencia hacia su valor nominal con una tolerancia máxima de la derivada máxima de frecuencia en régimen permanente. Cada GRT aplicará las condiciones de conexión de la carga y la generación definidas por el coordinador de frecuencia, cuando haya sido nombrado de conformidad con el artículo 29.

3. Al aplicar una estrategia de reenergización de abajo hacia arriba, cada GRT gestionará la conexión de la carga y la generación a fin de regular la frecuencia hacia su valor objetivo establecido de conformidad con el artículo 28, apartado 3, letra c).

4. Durante la reenergización, el GRT, previa consulta a los GRD, establecerá y notificará la cantidad de demanda neta que deberá reconectarse en las redes de distribución. Cada GRD reconectará la cantidad notificada de demanda neta respetando el escalón de reconexión y teniendo en cuenta la reconexión automática de la carga y la generación en su red.

5. Cada GRT informará a sus GRT vecinos de su capacidad de apoyo a una estrategia de reenergización de arriba hacia abajo.

6. Para la activación de una estrategia de reenergización de arriba hacia abajo, el GRT solicitará a los GRT vecinos apoyo para la reenergización. Este apoyo podrá consistir en asistencia con potencia activa, de conformidad con el artículo 21, apartados 3 a 5. Los GRT solicitados prestarán asistencia para la reenergización, salvo si ello provocase los estados de emergencia o apagón en sus sistemas. En este caso, el GRT solicitante recurrirá a la estrategia de reenergización de abajo hacia arriba.

SECCIÓN 3

Gestión de la frecuencia

Artículo 28

Procedimiento de gestión de la frecuencia

1. El procedimiento de gestión de la frecuencia del plan de reposición contendrá una serie de medidas destinadas a reestablecer la frecuencia del sistema a su valor nominal.

2. Cada GRT activará su procedimiento de gestión de la frecuencia:

a)	en preparación del procedimiento de resincronización, cuando una zona síncrona esté dividida en varias regiones sincronizadas;

b)	en caso de desvío de frecuencia en la zona síncrona, o

c)	en caso de reenergización.

3. El procedimiento de gestión de la frecuencia incluirá como mínimo:

a)	una lista de actuaciones relativas al establecimiento del control de frecuencia-potencia antes del nombramiento de los coordinadores de frecuencias;

b)	el nombramiento de los coordinadores de frecuencias;

c)	el establecimiento de la frecuencia objetivo en caso de una estrategia de reenergización de abajo hacia arriba;

d)	la gestión de la frecuencia tras desvío de frecuencia, y

e)	la gestión de la frecuencia tras la división de una zona síncrona;

f)	la determinación de la cantidad de carga y generación que deberá reconectarse, habida cuenta de las reservas disponibles de potencia activa dentro de la región sincronizada a fin de evitar grandes desvíos de frecuencia.

Artículo 29

Nombramiento de un coordinador de frecuencia

1. Durante la reposición del sistema, cuando una zona síncrona esté dividida en varias regiones sincronizadas, los GRT de cada región sincronizada nombrarán un coordinador de frecuencia, con arreglo al apartado 3.

2. Durante la reposición del sistema, cuando una zona síncrona no esté dividida, pero la frecuencia del sistema supere los límites de frecuencia para el estado de alerta tal como se define en el artículo 18, apartado 2, del Reglamento (UE) 2017/1485, todos los GRT de la zona síncrona nombrarán un coordinador de frecuencia, con arreglo al apartado 3.

3. El GRT con el mayor factor K estimado en tiempo real será nombrado coordinador de frecuencia, salvo si los GRT de la región sincronizada, o de la zona síncrona, acuerdan nombrar a otro GRT coordinador de frecuencia. En ese caso, los GRT de la región sincronizada, o de la zona síncrona, considerarán los siguientes criterios:

a)	la cantidad disponible de reservas de potencia activa y, especialmente, de reservas para reposición de la frecuencia;

b)	las capacidades disponibles en las interconexiones,

c)	la disponibilidad de medidas de frecuencia de los GRT de la región sincronizada o de la zona síncrona, y

d)	la disponibilidad de medidas de los elementos críticos dentro de la región sincronizada o de la zona síncrona.

4. No obstante lo dispuesto en el apartado 3, cuando el tamaño de la zona síncrona interesada y la situación en tiempo real lo permitan, los GRT de la zona síncrona podrán nombrar un coordinador de frecuencia predeterminado.

5. El GRT nombrado coordinador de frecuencia con arreglo a los apartados 1 y 2 informará a los demás GRT de la zona síncrona de su nombramiento sin demora.

6. El coordinador de frecuencia nombrado ejercerá su función hasta que:

a)	se nombre a otro coordinador de frecuencia para su región sincronizada;

b)	se nombre un nuevo coordinador de frecuencia como consecuencia de la resincronización de su región sincronizada con otra región sincronizada, o

c)	la zona síncrona haya sido completamente resincronizada, la frecuencia del sistema esté dentro de rango normal de frecuencias y el CFP por cada GRT de la zona síncrona haya vuelto a su modo de funcionamiento normal de conformidad con el artículo 18, apartado 1, del Reglamento (UE) 2017/1485.

Artículo 30

Gestión de la frecuencia tras un desvío de frecuencia

1. Durante la reposición del sistema, cuando un coordinador de frecuencia haya sido nombrado con arreglo al artículo 29, apartado 3, los GRT de la zona síncrona distintos del coordinador de frecuencia suspenderán, como primera medida, la activación manual de las reservas para la recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución.

2. Previa consulta con los demás GRT de la zona síncrona, el coordinador de frecuencia establecerá el modo de funcionamiento que deberá aplicarse al CFP operado por cada GRT de la zona síncrona.

3. El coordinador de frecuencia gestionará la activación manual de las reservas para la recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución dentro de la zona síncrona a fin de regular la frecuencia de la zona síncrona hacia su valor nominal y teniendo en cuenta los límites de seguridad de la operación definidos con arreglo al artículo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485. Previa petición, cada GRT de la zona síncrona dará apoyo al coordinador de frecuencia.

Artículo 31

Gestión de la frecuencia tras la división de una zona síncrona

1. Durante la reposición del sistema, cuando un coordinador de frecuencia haya sido nombrado con arreglo al artículo 29, apartado 3, los GRT de cada región sincronizada, a excepción del coordinador de frecuencia, suspenderán, como primera medida, la activación manual de las reservas para la recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución.

2. Previa consulta con los demás GRT de la región sincronizada, el coordinador de frecuencia establecerá el modo de funcionamiento que deberá aplicarse al CFP operado por cada GRT de la región sincronizada.

3. El coordinador de frecuencia gestionará la activación manual de las reservas para la recuperación de la frecuencia y las reservas de sustitución dentro de la región sincronizada a fin de regular la frecuencia de la región sincronizada hacia su valor objetivo establecido por el coordinador de resincronización, si lo hubiere, con arreglo al artículo 34, apartado 1, letra a), y teniendo en cuenta los límites de seguridad de la operación establecidos con arreglo al artículo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485. Cuando no se haya nombrado un coordinador de resincronización para la región sincronizada, el coordinador de frecuencia procurará regular la frecuencia hacia su valor nominal. Previa petición, cada GRT de la región sincronizada dará apoyo al coordinador de frecuencia.

SECCIÓN 4

Resincronización

Artículo 32

Procedimiento de resincronización

El procedimiento de resincronización del plan de reposición incluirá, como mínimo:

a)	el nombramiento de un coordinador de resincronización;

b)	las medidas que permitan al GRT aplicar la estrategia de resincronización, y

c)	los límites máximos de la diferencia angular y el desvío de tensión y frecuencia en las líneas de conexión.

Artículo 33

Nombramiento de un coordinador de resincronización

1. Durante la reposición del sistema, cuando dos regiones sincronizadas puedan resincronizarse sin poner en peligro la seguridad de la operación de los sistemas de transporte, los coordinadores de frecuencia de estas regiones sincronizadas nombrarán un coordinador de resincronización en consulta con al menos los GRT identificados como resincronizadores potenciales y con arreglo al apartado 2. Cada coordinador de frecuencia informará sin demora a los GRT de su región sincronizada del nombramiento del coordinador de resincronización.

2. Para cada par de regiones sincronizadas que deban resincronizarse, el coordinador de resincronización será el GRT que:

a)	tenga en funcionamiento al menos una subestación equipada con un teleacoplador en la frontera entre dos regiones sincronizadas que deban resincronizarse;

b)	tenga acceso a las medidas de frecuencia de las dos regiones sincronizadas;

c)	tenga acceso a las medidas de tensión en las subestaciones entre las que se sitúen los posibles puntos de resincronización, y

d)	pueda controlar la tensión de los posibles puntos de resincronización.

3. Cuando más de un GRT cumpla los criterios del apartado 2, se nombrará coordinador de resincronización al GRT con el mayor número de posibles puntos de resincronización entre las dos regiones sincronizadas, a no ser que los coordinadores de frecuencia de las dos regiones sincronizadas acuerden nombrar coordinador de resincronización a otro GRT.

4. El coordinador de resincronización nombrado ejercerá su función hasta que:

a)	se nombre a otro coordinador de resincronización para las dos regiones sincronizadas, o

b)	las dos regiones sincronizadas hayan sido resincronizadas y se hayan finalizado todos los pasos enumerados en el artículo 34.

Artículo 34

Estrategia de resincronización

1. Previamente a la resincronización, el coordinador de resincronización:

establecerá, con arreglo a los límites máximos referidos en el artículo 32:

i)	el valor objetivo de la frecuencia de resincronización;

ii)	la diferencia máxima de frecuencia entre dos regiones sincronizadas;

iii)	el intercambio máximo de potencia activa y reactiva, y

iv)	el modo de funcionamiento que deberá aplicarse al CFP;

b)	seleccionará el punto de resincronización, teniendo en cuenta los límites de seguridad de la operación en las regiones sincronizadas;

c)	establecerá y preparará todas las actuaciones necesarias para la resincronización de las dos regiones sincronizadas en el punto de resincronización;

d)	establecerá y preparará una serie posterior de actuaciones para crear conexiones adicionales entre las regiones sincronizadas, y

e)	evaluará el grado de preparación de las regiones sincronizadas para efectuar la resincronización, teniendo en cuenta las condiciones enumeradas en la letra a).

2. Al efectuar las tareas enumeradas en el apartado 1, el coordinador de resincronización consultará a los coordinadores de frecuencia de las regiones sincronizadas interesadas y, en relación con las tareas enumeradas en las letras b) a e), consultará asimismo a los GRT que operen las subestaciones utilizadas para la resincronización.

3. Cada coordinador de frecuencia informará a los GRT de su región sincronizada de la resincronización prevista sin demora indebida.

4. Cuando todas las condiciones establecida de conformidad con el apartado 1, letra a), se cumplan, el coordinador de resincronización ejecutará la resincronización activando las actuaciones establecidas de conformidad con el apartado 1, letras c) y d).

CAPÍTULO IV

INTERACCIONES DEL MERCADO

Artículo 35

Procedimiento de suspensión de las actividades de mercado

1. Un GRT podrá suspender temporalmente una o varias de las actividades de mercado establecidas en el apartado 2 cuando:

a)	la red de transporte del GRT esté en estado de apagón, o

b)	el GRT haya agotado todas las opciones ofrecidas por el mercado y la continuación de las actividades de mercado en el estado de emergencia deteriorarían una o varias de las condiciones referidas en el artículo 18, apartado 3, del Reglamento (UE) 2017/1485, o

c)	la continuación de las actividades de mercado disminuiría significativamente la eficacia del proceso de reposición al estado normal o de alerta, o

d)	los instrumentos y medios de comunicación que los GRT necesitan para facilitar las actividades de mercado no están disponibles.

2. Podrán suspenderse con arreglo al apartado 1 las siguientes actividades de mercado:

a)	el suministro de capacidad de intercambio para la asignación de capacidad en la zona de oferta correspondiente en las fronteras entre zonas de oferta para cada horizonte temporal del mercado cuando se prevea que la red de transporte no se vaya a devolver al estado normal o de alerta;

b)	el suministro por parte de un proveedor de servicios de balance de ofertas de reserva de balance y de ofertas de energía de balance;

c)	el suministro por un sujeto de liquidación de una posición de balance al final del horizonte temporal diario si así lo exigen las condiciones relativas al balance;

d)	la provisión de modificaciones de la posición de los sujetos de liquidación;

e)	la provisión de los programas a que hace referencia el artículo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485, y

f)	otras actividades de mercado pertinentes cuya suspensión se considere necesaria para preservar y/o reponer el sistema.

3. En caso de suspensión de las actividades de mercado con arreglo al apartado 1, a petición del GRT, cada USR operará, cuando sea técnicamente posible, a un valor de consigna de potencia activa establecido por el GRT.

4. Cuando suspenda las actividades de mercado con arreglo al apartado 1, el GRT podrá suspender total o parcialmente la gestión de sus procesos afectados por dicha suspensión.

5. Cuando suspenda las actividades de mercado con arreglo al apartado 1, el GRT se coordinará como mínimo con las siguientes partes:

a)	los GRT de las regiones de cálculo de la capacidad en las que participe el GRT;

b)	los GRT con los que el GRT tenga acuerdos para la coordinación del balance;

c)	los operadores designados del mercado de la electricidad (NEMO) y otras entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones del mercado con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222 en su zona de control;

d)	los GRT de un bloque de control frecuencia-potencia en el que participe el GRT, y

e)	responsable del cálculo de la capacidad coordinada de las regiones de cálculo de la capacidad en las que participe el GRT.

6. En caso de suspensión de las actividades de mercado, cada GRT lanzará el procedimiento de comunicación establecido en el artículo 38.

Artículo 36

Reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado

1. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborará una propuesta de reglas sobre la suspensión y el restablecimiento de las actividades de mercado.

2. El GRT publicará estas reglas en su sitio web previa aprobación de las mismas por la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

3. Las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado serán compatibles en la medida de lo posible con:

a)	las reglas relativas al suministro de capacidad de intercambio con las regiones de cálculo de la capacidad interesadas;

b)	las reglas de presentación por parte de los proveedores de servicios de balance de ofertas de reserva de balance y de ofertas de energía de balance resultantes de acuerdos con otros GRT para la coordinación del balance;

c)	las reglas para la provisión por un sujeto de liquidación de una posición balanceada al final del horizonte temporal diario si así lo exigen las reglas relativas al mercado de balance;

d)	las reglas de provisión de modificaciones de la posición de los sujetos de liquidación, y

e)	las reglas de provisión de los programas a que hace referencia el artículo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.

4. Al elaborar las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado, cada GRT convertirá las situaciones referidas en el artículo 35, apartado 1, en parámetros objetivamente definidos que tengan en cuenta los siguientes factores:

el porcentaje de deslastre de carga en la zona CFP del GRT que corresponda a:

i)	la incapacidad de una proporción importante de sujetos de liquidación para mantener su balance, o

ii)	la necesidad de que el GRT no siga los procesos habituales de balance para efectuar una reenergización eficiente;

b)	el porcentaje de desconexión de generación en la zona CFP del GRT que corresponda a la incapacidad de una proporción importante de sujetos de liquidación para mantener su balance;

la proporción y distribución geográfica de los elementos del sistema de transporte indisponibles que correspondan a:

i)	la desincronización de una parte importante de la zona CFP que convierta en contraproducentes los procesos habituales de balance, o

ii)	la reducción a cero de la capacidad de intercambio en una frontera entre zonas de oferta;

la incapacidad de las entidades afectadas siguientes para ejecutar sus actividades de mercado por razones ajenas a su control:

i)	sujetos de liquidación,

ii)	proveedores de servicios de balance,

iii)	operadores designados del mercado de la electricidad (NEMO) y otras entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones del mercado con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222,

iv)	los GRD conectados a la red de transporte;

la falta de herramientas y medios de comunicación en correcto funcionamiento necesarios para efectuar:

i)	el acoplamiento único diario o intradiario o cualquier mecanismo de asignación explícita de capacidad, o

ii)	el proceso de recuperación de la frecuencia, o

iii)	el proceso de sustitución de reservas, o

iv)	el suministro por un sujeto de liquidación de una posición balanceada al final del horizonte temporal diario y la provisión de modificaciones de su posición, o

v)	la provisión de los programas a que hace referencia el artículo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.

5. Las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado establecerán un plazo de respeto obligado para cada parámetro determinado con arreglo al apartado 4 antes de iniciar el procedimiento de suspensión de las actividades de mercado.

6. El GRT interesado evaluará en tiempo real los parámetros determinados con arreglo al apartado 4 sobre la base de la información a su disposición.

7. A más tardar el 18 de diciembre de 2020, la REGRT de electricidad presentará a la Agencia un informe de evaluación del grado de armonización de las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado establecidas por los GRT en el que se indiquen, llegado el caso, los ámbitos que necesiten armonización.

8. A más tardar el 18 de junio de 2019, cada GRT presentará a la REGRT de electricidad los datos necesarios para elaborar y presentar el informe con arreglo al apartado 7.

Artículo 37

Procedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado

1. El GRT interesado, en coordinación con los operadores designados del mercado de la electricidad activos en su zona de control y con los GRT vecinos, iniciará el procedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado suspendidas con arreglo al artículo 35, apartado 1, cuando:

a)	haya finalizado la situación que provocó la suspensión, y no sea de aplicación ninguna otra situación mencionada en el artículo 35, apartado 1, y

b)	las entidades mencionadas en el artículo 38, apartado 2, hayan sido debidamente informadas por adelantado con arreglo al artículo 38.

2. El GRT interesado, en coordinación con los GRT vecinos, iniciará el restablecimiento de los procesos del GRT afectados por la suspensión de las actividades de mercado cuando se cumplan las condiciones del apartado 1, o antes si fuera necesario para restablecer las actividades de mercado.

3. Los operadores designados del mercado de la electricidad interesados, en coordinación con los GRT y las entidades mencionadas en el artículo 35, apartado 5, iniciarán el restablecimiento de los procesos pertinentes de acoplamiento único diario y/o intradiario en cuanto los GRT informen que han sido restaurados los procesos de los GRT.

4. Cuando la provisión de capacidad de intercambio se haya suspendido y posteriormente restablecido, cada GRT interesado actualizará las capacidades de intercambio para la asignación de capacidad utilizando la opción más factible y eficiente de entre las siguientes para cada unidad de tiempo del mercado:

a)	las capacidades de intercambio entre zonas de oferta más recientes disponibles obtenidas por el responsable del cálculo de la capacidad coordinada;

b)	los procesos de cálculo regional de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta aplicables de conformidad con los artículos 29 y 30 del Reglamento (UE) 2015/1222, o,

c)	las capacidades de intercambio entre zonas de oferta determinadas, en coordinación con los GRT de la región de cálculo de la capacidad, sobre la base de las condiciones físicas reales de la red.

5. Cuando parte de la zona acoplada total donde se hayan suspendido las actividades de mercado haya vuelto al estado normal o de alerta, los operadores designados del mercado de la electricidad tendrá derecho a ejecutar un acoplamiento del mercado en una parte de la zona acoplada total, en consulta con los GRT y entidades mencionados en el artículo 35, apartado 5, siempre que el GRT haya restablecido el proceso de cálculo de la capacidad.

6. En un plazo máximo de 30 días desde el restablecimiento de las actividades de mercado, los GRT que hayan suspendido las actividades de mercado restauradas elaborarán un informe, como mínimo en inglés, que contenga una explicación detallada de la justificación, la implementación y las repercusiones de la suspensión del mercado y una referencia al cumplimiento de las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado y lo presentarán a la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, al tiempo que lo ponen a disposición de las entidades mencionadas en el artículo 38, apartado 2.

7. Las autoridades reguladoras de los Estados miembros o la Agencia podrán dictar una recomendación a los GRT interesados de que fomenten las buenas prácticas e impidan incidentes similares en el futuro.

Artículo 38

Procedimiento de comunicación

1. Las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado elaboradas con arreglo al artículo 36 contendrán asimismo un procedimiento de comunicación que detalle las tareas y actuaciones esperadas de cada parte en sus diferentes funciones durante la suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado.

2. El procedimiento de comunicarán dispondrá el envío simultáneo de la información a las siguientes entidades:

a)	las partes a que se refiere el artículo 35, apartado 5;

b)	los responsables de balance;

c)	los proveedores de servicios de balance;

d)	los GRD conectados a la red de transporte, y

e)	la autoridad reguladora pertinente de los Estados miembros interesados, de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

3. El procedimiento de comunicación incluirá como mínimo los siguientes pasos:

a)	la notificación del GRT de que las actividades de mercado han sido suspendidas de conformidad con el artículo 35;

b)	la notificación del GRT de la mejor estimación del tiempo y la fecha de reposición de la red de transporte;

c)	la notificación de los operadores designados del mercado de la electricidad y demás entidades asignadas para ejecutar las funciones de mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 y con el Reglamento (UE) 2016/1719 en relación con la suspensión de sus actividades, en su caso;

d)	las actualizaciones por parte de los GRT en relación con el proceso de reposición de la red de transporte;

e)	la notificación por las entidades mencionadas en el apartado 2, letras a) a d), de que sus instrumentos de mercado y sistemas de comunicaciones están en funcionamiento;

f)	la notificación por los GRT de que la red de transporte ha sido restaurada al estado normal o al estado de alerta;

la notificación de los operadores designados del mercado de la electricidad y demás entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones de mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 en relación con la mejor estimación del tiempo y la fecha de restablecimiento de las actividades de mercado, y

h)	la confirmación por parte de los operadores designados del mercado de la electricidad y demás entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones de mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 de que se han restablecido las actividades de mercado.

4. Todas las notificaciones y actualizaciones por parte de los GRT y los operadores designados del mercado de la electricidad y demás entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones de mercado a que hace referencia el apartado 3 se publicarán en los sitios web de esas entidades. Cuando no sea posible publicar la notificación o actualización en el sitio web, la entidad sujeta a la obligación de notificación informará por correo electrónico, o por cualquier otro medio disponible, como mínimo a las partes que participen directamente en las actividades de mercado suspendidas.

5. La notificación prevista en el apartado 3, letra e), se efectuará por correo electrónico, o por cualquier otro medio disponible, al GRT interesado.

Artículo 39

Reglas de compensación en caso de suspensión de las actividades de mercado

1. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborará una propuesta de reglas de liquidación de los desvíos y de liquidación de la reserva de balance y la energía de balance que serán de aplicación para los períodos de liquidación de desvíos durante los que hayan estado suspendidas las actividades de mercado. El GRT podrá proponer las mismas reglas que aplica a las operaciones normales.

El GRT publicará estas reglas en su sitio web previa aprobación de las mismas por la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

Un GRT podrá delegar las tareas del GRT indicadas en el presente artículo a uno o varios terceros, siempre y cuando el tercero pueda ejercer la función correspondiente con al menos tanta eficacia como los GRT. Un Estado miembro o, cuando proceda, una autoridad reguladora, podrá delegar las tareas del GRT indicadas en el presente artículo a uno o varios terceros, siempre y cuando el tercero pueda ejercer la función correspondiente con al menos tanta eficacia como los GRT.

2. Las reglas a que hace referencia el apartado 1 se aplicarán a las liquidaciones del GRT con los sujetos de liquidación, terceros, llegado el caso, y proveedores de servicios de balance.

3. Las reglas elaboradas de conformidad con el apartado 1:

a)	garantizarán la neutralidad financiera de cada GRT y tercero pertinentes indicados en el apartado 1;

b)	evitarán distorsiones de los incentivos o incentivos contraproducentes para los responsables de balance, proveedores de servicios de balance y GRT;

c)	incentivarán a los sujetos de liquidación para que se esfuercen por estar en equilibrio o por contribuir a restablecer el equilibrio del sistema;

d)	evitarán sanciones pecuniarias impuestas a los sujetos de liquidación y proveedores de servicios de balance por la ejecución de las actuaciones solicitadas por el GRT;

e)	disuadirán a los GRT de suspender las actividades de mercado, salvo en caso estrictamente necesario, e incentivarán a los GRT para que restablezcan las actividades del mercado cuanto antes, y

f)	incentivarán a los proveedores de servicios de balance a ofrecer servicios al GRT que contribuya a reponer el estado normal del sistema.

CAPÍTULO V

INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN Y COMUNICACIÓN, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS

Artículo 40

Intercambio de información

1. Además de las disposiciones de los artículos 40 a 53 del Reglamento (UE) 2017/1485, cada GRT en estado de emergencia, apagón o reposición tendrá derecho a recoger la siguiente información:

de los GRD identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, la información necesaria sobre, como mínimo:

i)	la parte de su red que funcione en isla,

ii)	la capacidad de sincronizar partes de su red que funcionen en isla, y

iii)	la capacidad de iniciar el funcionamiento en isla;

de los USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y los proveedores de servicios de reposición, información sobre como mínimo las siguientes condiciones:

i)	el estado actual de la instalación,

ii)	los límites operativos,

iii)	el tiempo total de activación y el tiempo para aumentar la generación, y

iv)	los tiempos críticos de procesos.

2. Durante los estados de emergencia, apagón o reposición, cada GRT facilitará oportunamente y a los efectos de los procedimientos del plan de emergencia del sistema y del plan de reposición la siguiente información, cuando el GRT disponga de ella:

a los GRT vecinos, información sobre, como mínimo:

i)	la extensión y los límites de la región sincronizada o las regiones sincronizadas a las que pertenezca su zona de control,

ii)	las restricciones para operar la región sincronizada,

iii)	la duración y cantidad máximas de potencia activa y reactiva que se pueda suministrar a través de las interconexiones, y

iv)	cualesquiera otras restricciones técnicas u organizativas;

al coordinador de frecuencia de su región sincronizada, información sobre, como mínimo:

i)	las restricciones al mantenimiento del funcionamiento en isla,

ii)	la carga y generación adicional disponible, y

iii)	la disponibilidad de reservas operativas;

a los GRD conectados a la red de transporte identificados con arreglo al artículo 11, apartado 4, y al artículo 23, apartado 4, información sobre, como mínimo:

i)	el estado del sistema de su red de transporte,

ii)	los límites de potencia activa y reactiva, el escalón de reconexión, las posiciones de las tomas de los transformadores y de los interruptores en los puntos de conexión,

iii)	la información sobre el estado actual y planificado de los módulos de generación de electricidad conectados al GRD, si no está disponible para el GRD directamente, y

iv)	toda la información necesaria para una mayor coordinación con las partes conectadas a la distribución;

a los proveedores de servicios en emergencia, información sobre, como mínimo:

i)	el estado de su red de transporte, y

ii)	las medidas programadas que exigen la participación de los proveedores de servicios en emergencia;

a los GRD y USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y a los proveedores de servicios de reposición, información sobre, como mínimo:

i)	el estado de su red de transporte,

ii)	la capacidad y los planes para reenergizar en los acoplamientos, y

iii)	las medidas programadas que exigen su participación.

3. Los GRT en estado de emergencia, apagón o reposición se intercambiarán información sobre, como mínimo:

a)	las circunstancias que hayan provocado el actual estado del sistema de su sistema de transporte, en la medida en que sean conocidas, y

b)	los problemas potenciales que hacen necesario el apoyo con potencia activa.

4. Un GRT en estado de emergencia, apagón o reposición proveerá oportunamente información sobre el estado de su red de transporte y, cuando esté disponible, información adicional que explique la situación de la red de transporte:

a)	a los operadores designados del mercado de la electricidad, que pondrán esta información a disposición de sus participantes del mercado, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 38;

b)	a su autoridad reguladora pertinente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE o, cuando así lo disponga explícitamente la normativa nacional, a las entidades a que hace referencia el artículo 4, apartado 3, y

c)	a cualquier otra parte pertinente, según corresponda.

5. Los GRT informarán a cada parte afectada sobre el plan de pruebas elaborado con arreglo al artículo 43, apartados 2 y 3.

Artículo 41

Sistemas de comunicación

1. Cada GRD y USR determinado con arreglo al artículo 23, apartado 4, letras b) y c), cada proveedor de servicios de reposición y cada GRT tendrá un sistema de comunicación por voz implantado con suficientes equipos redundantes y fuentes de suministro de energía de reserva para permitir el intercambio de información necesaria para el plan de reposición durante al menos 24 horas en caso de ausencia total de suministro externo de energía eléctrica, o en caso de fallo de alguno de los equipos individuales del sistema de comunicación por voz. Los Estados miembros podrán exigir una capacidad mínima de energía de reserva superior a 24 horas.

2. Cada GRT establecerá, en consulta con los GRD y los USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y con los proveedores de servicios de reposición, los requisitos técnicos que deberán cumplir sus sistemas de comunicación por voz, así como el sistema de comunicación por voz propio del GRT, a fin de permitir la interoperabilidad y de garantizar que la llamada entrante del GRT pueda ser identificada por la otra parte y ser respondida inmediatamente.

3. Cada GRT establecerá, en consulta con sus GRT vecinos y los demás GRT de su zona síncrona, los requisitos técnicos que deberán cumplir sus sistemas de comunicación por voz, así como el sistema de comunicación por voz propio del GRT a fin de permitir la interoperabilidad y de garantizar que la llamada entrante del GRT pueda ser identificada por la otra parte y ser respondida inmediatamente.

4. No obstante lo dispuesto en el apartado 1, los USR identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, que sean módulos de generación de electricidad de tipo B y los proveedores de servicios de reposición que sean módulos de generación de electricidad de tipo A o B, tendrán la posibilidad de disponer solamente de un sistema de comunicación de datos, en lugar de un sistema de comunicación vocal, previo acuerdo con el GRT. Este sistema de comunicación de datos deberá cumplir los requisitos establecidos en los apartados 1 y 2.

5. Los Estados miembros podrán exigir que, además del sistema de comunicación vocal, para apoyar el plan de reposición se utilice un sistema de comunicación complementario; en ese caso, el sistema de comunicación complementario deberá cumplir los requisitos establecidos en el apartado 1.

Artículo 42

Herramientas y equipos

1. Cada GRT pondrá a disposición las herramientas y dispositivos a que hace referencia el artículo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485 durante al menos 24 horas en caso de pérdida de alimentación eléctrica primaria.

2. Cada GRD y USR determinado con arreglo al artículo 23, apartado 4, así como cada proveedor de servicios de reposición, pondrá a disposición las herramientas y dispositivos críticos a que hace referencia el artículo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485 y utilizados en el plan de reposición durante al menos 24 horas en caso de pérdida de alimentación eléctrica primaria, con arreglo a la definición del GRT.

3. Cada GRT dispondrá de al menos una sala de control de reserva geográficamente separada. La sala de control de reserva contendrá como mínimo las herramientas y dispositivos críticos a los que hace referencia el artículo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485. Cada GRT pondrá a disposición una fuente de suministro de energía de reserva para su sala de control de reserva de al menos 24 horas de duración en caso de pérdida de alimentación eléctrica primaria.

4. Cada GRT preparará un procedimiento de transferencia para trasladar funciones de la sala de control principal a la sala de control de reserva lo más rápidamente posible, y en cualquier caso en un plazo máximo de tres horas. El procedimiento incluirá la operación del sistema durante la transferencia.

5. Las subestaciones determinadas esenciales para los procedimientos del plan de reposición con arreglo al artículo 23, apartado 4, serán operativas en caso de pérdida de alimentación eléctrica primaria durante al menos 24 horas. En lo que se refiere a las subestaciones de las zonas síncronas de Irlanda y Letonia, la duración de la operación en caso de pérdida de alimentación eléctrica primaria podrá ser inferior a 24 horas y será aprobada por la autoridad reguladora u otra autoridad competente del Estado miembro, a propuesta del GRT.

CAPÍTULO VI

CONFORMIDAD Y EVALUACIÓN

SECCIÓN 1

Evaluación de la conformidad de las capacidades de los GRT, GRD y USR

Artículo 43

Principios generales

1. Cada GRT evaluará periódicamente el correcto funcionamiento de todos los equipos y capacidades considerados en el plan de emergencia del sistema y en el plan de reposición. A tal fin, cada GRT verificará periódicamente la conformidad de esos equipos y capacidades, con arreglo al apartado 2 y al artículo 41, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/631, al artículo 35, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/1388 y al artículo 69, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2016/1447.

2. A más tardar el 18 de diciembre de 2019, cada GRT definirá un plan de pruebas en consulta con los GRD, los USR identificados con arreglo al artículo 11, apartado 4, y al artículo 23, apartado 4, los proveedores de servicios en emergencia y los proveedores de servicios de reposición. El plan de pruebas determinará los equipos y las capacidades pertinentes para el plan de emergencia del sistema y el plan de reposición que se deban someter a prueba.

3. El plan de pruebas incluirá la periodicidad y las condiciones de las pruebas de conformidad con los requisitos mínimos indicados en los artículos 44 a 47. El plan de pruebas seguirá la metodología establecida en el Reglamento (UE) 2016/631, el Reglamento (UE) 2016/1388 y el Reglamento (UE) 2016/1447 para la capacidad probada correspondiente. En lo que se refiere a los USR no sujetos al Reglamento (UE) 2016/631, al Reglamento (UE) 2016/1388 y al Reglamento (UE) 2016/1447, el plan de pruebas seguirá las disposiciones de la normativa nacional.

4. Ningún GRT, GRD, USR, proveedor de servicios en emergencia ni proveedor de servicios de reposición pondrá en peligro la seguridad de la operación de la red de transporte y del sistema de transporte interconectado durante la prueba. La prueba se efectuará de forma tal que minimice el impacto en los usuarios del sistema.

5. Se considerará que la prueba se ha efectuado con éxito cuando cumpla las condiciones establecidas por el gestor de red pertinente con arreglo al apartado 3. Siempre que no se cumplan dichas condiciones, el GRT, el GRD, el USR, el proveedor de servicios en emergencia y el proveedor de servicios de reposición repetirá la prueba.

Artículo 44

Evaluación de la conformidad de las capacidades de los módulos de generación de electricidad

1. Cada proveedor de servicios de reposición que sea un módulo de generación de electricidad que proporcione un servicio de arranque autónomo efectuará, como mínimo cada tres años, una prueba de capacidad de arranque autónomo según la metodología establecida en el artículo 45, apartado 5, del Reglamento (UE) 2016/631.

2. Cada proveedor de servicios de reposición que sea un módulo de generación de electricidad que proporcione un servicio de resincronización rápida efectuará una prueba de cambio a operación sobre consumos propios después de cualquier cambio en los equipos que tengan un impacto sobre su capacidad de operación sobre consumos propios, o después de dos activaciones sucesivas sin éxito en funcionamiento real, según la metodología establecida en el artículo 45, apartado 6, del Reglamento (UE) 2016/631.

Artículo 45

Evaluación de la conformidad de las instalaciones de demanda que proporcionen gestión de la demanda

1. Cada proveedor de servicios en emergencia que proporcione gestión de la demanda efectuará una prueba de modificación de la demanda, después de dos actuaciones consecutivas sin éxito en funcionamiento real, o como mínimo cada año, según la metodología establecida en el artículo 41, apartado 1, del Reglamento (UE) 2016/1388.

2. Cada proveedor de servicios en emergencia que proporcione gestión de la demanda mediante deslastre de cargas por subfrecuencia efectuará una prueba de deslastre de cargas por subfrecuencia en un plazo determinado a nivel nacional y según la metodología establecida en el artículo 37, apartado 4, del Reglamento (UE) 2016/1388 para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte o según una metodología similar definida por el gestor de red pertinente para otras instalaciones de demanda.

Artículo 46

Evaluación de la conformidad de las capacidades HVDC

Cada proveedor de servicios de reposición que sea un sistema HVDC que proporcione un servicio de arranque autónomo efectuará, como mínimo cada tres años, una prueba de capacidad de arranque autónomo según la metodología establecida en el artículo 70, apartado 11, del Reglamento (UE) 2016/1447.

Artículo 47

Evaluación de la conformidad de los relés de deslastre de cargas por subfrecuencia

Cada GRD y GRT efectuará pruebas con los relés de deslastre de cargas por subfrecuencia implantados en sus instalaciones en un plazo determinado a nivel nacional y según la metodología establecida en el artículo 37, apartado 6, y en el artículo 39, apartado 5, del Reglamento (UE) 2016/1388.

Artículo 48

Pruebas de los sistemas de comunicación

1. Cada GRD y USR identificado con arreglo al artículo 23, apartado 4, cada GRT y cada proveedor de servicios de reposición efectuará pruebas de los sistemas de comunicación definidos en el artículo 41, como mínimo una vez al año.

2. Cada GRD y USR identificado con arreglo al artículo 23, apartado 4, cada GRT y cada proveedor de servicios de reposición efectuará pruebas de la fuente de suministro de energía de reserva de sus sistemas de comunicación, como mínimo una vez cada cinco años.

3. A más tardar el 18 de diciembre de 2024, cada GRT, en consulta con los demás GRT, definirá un plan de pruebas del sistema de comunicación entre GRT.

Artículo 49

Pruebas de las herramientas y equipos

1. Cada GRT efectuará pruebas de la capacidad de las fuentes de energía principal y de reserva para alimentar sus salas de control principal y de reserva, con arreglo al artículo 42, como mínimo una vez al año.

2. Cada GRT efectuará pruebas de la funcionalidad de las herramientas y dispositivos críticos principales y de reserva a que hace referencia el artículo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485, como mínimo cada tres años. Cuando estas herramientas y dispositivos impliquen a GRD o a USR, estas partes participarán en la prueba.

3. Cada GRT efectuará pruebas de la capacidad de las fuentes de energía de reserva para suministrar servicios esenciales de las subestaciones determinadas prioritarias para los procedimientos del plan de reposición con arreglo al artículo 23, apartado 4, como mínimo cada cinco años. Cuando estas subestaciones estén situadas en redes de distribución, efectuará la prueba el GRD.

4. Cada GRT efectuará pruebas del procedimiento de transferencia de la sala de control principal a la sala de control de reserva, de acuerdo con lo previsto en el artículo 42, apartado 4, como mínimo una vez al año.

SECCIÓN 2

Pruebas de conformidad y revisión de los planes de emergencia y de reposición del sistema

Artículo 50

Evaluación de la conformidad y revisión periódica del plan de emergencia del sistema

1. Cada GRD afectado por la implementación del deslastre de cargas por subfrecuencia en sus instalaciones actualizará una vez al año la comunicación al operador del sistema emisor de la notificación prevista en el artículo 12, apartado 6, letra b). Esta comunicación indicará los valores de frecuencia en los que se inicia la desconexión de demanda neta y el porcentaje de demanda neta desconectada en cada valor.

2. Cada GRT supervisará la correcta implementación del deslastre de cargas por subfrecuencia sobre la base de la comunicación escrita anual a que hace referencia el apartado 1 y, llegado el caso, atendiendo a los detalles de implementación de las instalaciones de los GRT.

3. Cada GRT revisará, como mínimo cada cinco años, su plan completo de emergencia del sistema a fin de evaluar su eficacia. En su evaluación, el GRT tendrá en cuenta como mínimo:

a)	el desarrollo y la evolución de su red desde la última evaluación o el primer diseño;

b)	las capacidades de los nuevos equipos instalados en las redes de transporte y distribución desde la última evaluación o el primer diseño;

c)	los USR que hayan iniciado actividades desde la última evaluación o el primer diseño, sus capacidades y los servicios relevantes prestados;

d)	las pruebas efectuadas y el análisis de los incidentes del sistema con arreglo al artículo 56, apartado 5, del Reglamento (UE) 2017/1485, y

e)	los datos operativos recogidos durante el funcionamiento normal y después de la perturbación.

4. Cada GRT revisará las medidas pertinentes de su plan de emergencia del sistema con arreglo al apartado 3 antes de cualquier cambio sustancial de la configuración de la red.

5. Cuando el GRT determine la necesidad de adaptar el plan de emergencia del sistema, modificará su plan e implementará estas modificaciones de conformidad con el artículo 4, apartado 2, letras c) y d), y con los artículos 11 y 12.

Artículo 51

Evaluación de la conformidad y revisión periódica del plan de reposición del sistema

1. Cada GRT revisará las medidas de su plan de reposición sobre la base de simulaciones informáticas de prueba, a través de los datos de los GRD identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y de los proveedores de servicios de reposición, como mínimo cada cinco años. El GRT definirá estas pruebas de simulación en un procedimiento específico de pruebas que comprenda como mínimo:

a)	los caminos de reposición desde de los proveedores de servicios de reposición con capacidades de arranque autónomo o de funcionamiento en isla;

b)	la alimentación de los auxiliares principales de los módulos de generación de electricidad;

c)	el proceso de reconexión de la demanda, y

d)	el proceso de resincronización de las redes que funcionen en isla.

2. Además, cuando el GRT lo considere necesario para la eficacia del plan de reposición, cada GRT efectuará pruebas de funcionamiento de partes del plan de reposición, en coordinación con los GRD identificados con arreglo al artículo 23, apartado 4, y con los proveedores de servicios de reposición. El GRT definirá, en consulta con los GRD y los proveedores de servicios de reposición, esas pruebas de funcionamiento en un procedimiento específico de prueba.

3. Cada GRT evaluará la eficacia de su plan de reposición, como mínimo cada cinco años.

4. Cada GRT revisará las medidas pertinentes de su plan de reposición del sistema con arreglo al apartado 1 y revisará su eficacia antes de cualquier cambio sustancial de la configuración de la red.

5. Cuando el GRT determine la necesidad de adaptar el plan de reposición del sistema, modificará su plan e implementará estas modificaciones de conformidad con el artículo 4, apartado 2, letras c) y d), y con los artículos 23 y 24.

CAPÍTULO VII

APLICACIÓN

Artículo 52

Supervisión

1. La REGRT de Electricidad supervisará la aplicación del presente Reglamento de conformidad con el artículo 8, apartado 8, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La supervisión abarcará los siguientes aspectos concretos:

a)	la determinación de divergencias en la aplicación del presente Reglamento al nivel nacional en lo relativo a los elementos enumerados en el artículo 4, apartado 2;

b)	la evaluación de la coherencia de los planes de emergencia del sistema y de los planes de reposición ejecutados por los GRT, de conformidad con el artículo 6;

c)	los umbrales por encima de los cuales el impacto de las actuaciones de uno o varios GRT en los estados de emergencia, apagón o reposición se considerará significativo para otros GRT dentro de la región de cálculo de la capacidad, de conformidad con el artículo 6;

d)	el nivel de armonización de las reglas de suspensión y restablecimiento de las actividades de mercado establecidas por los GRT de conformidad con el artículo 36, apartado 1, y a los efectos del informe previsto en el artículo 36, apartado 7;

e)	el nivel de armonización de las reglas de liquidación de los desvíos y de liquidación de la energía de balance en caso de suspensión de las actividades de mercado a que se refiere el artículo 39.

2. A más tardar el 18 de diciembre de 2018, la Agencia, en cooperación con la REGRT de Electricidad, elaborará una lista de la información pertinente que deberá comunicar la REGRT de Electricidad a la Agencia de conformidad con el artículo 8, apartado 9, y con el artículo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La lista de la información pertinente podrá ser objeto de actualizaciones. La REGRT de Electricidad mantendrá un archivo digital de datos exhaustivo, en un formato normalizado, que recogerá la información solicitada por la Agencia.

3. Los GRT relevantes deberán enviar a la REGRT de Electricidad la información necesaria para que esta pueda desempeñar las tareas mencionadas en los apartados 1 y 2.

4. Previa solicitud de la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el artículo 37 de la Directiva 2009/72/CE, los GRD y las entidades previstas en el artículo 39, apartado 1, facilitarán a los GRT la información contemplada en el apartado 2, a menos que dicha información ya haya sido puesta a disposición de las autoridades reguladoras, los GRT, la Agencia o la REGRT de Electricidad en el desempeño de sus respectivas funciones de supervisión de la aplicación, con el objetivo de evitar la duplicación de información.

Artículo 53

Participación de las partes interesadas

La Agencia, en estrecha cooperación con la REGRT de Electricidad, organizará la participación de las partes interesadas en lo relativo a la gestión segura de la red y otros aspectos de la aplicación del presente Reglamento. Dicha participación implicará reuniones periódicas con las partes interesadas con vistas a definir problemas y proponer mejoras respecto a la gestión segura de la red.

CAPÍTULO VIII

DISPOSICIONES FINALES

Artículo 54

Modificaciones de contratos y condiciones generales

Todas las cláusulas pertinentes en los contratos y condiciones generales de los GRT, los GRD y los USR en relación con la gestión del sistema se ajustarán a los requisitos establecidos en el presente Reglamento. A tal efecto, dichos contratos y condiciones generales se modificarán en consecuencia.

Artículo 55

Entrada en vigor

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

El artículo 15, apartados 5 a 8, el artículo 41 y el artículo 42, apartados 1, 2 y 5, se aplicarán a partir del 18 de diciembre de 2022.

El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

Hecho en Bruselas, el 24 de noviembre de 2017.

Por la Comisión

El Presidente

Jean-Claude JUNCKER

(1) DO L 211 de 14.8.2009, p. 15.

(2) Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (DO L 220 de 25.8.2017, p. 1).

(3) Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (DO L 197 de 25.7.2015, p. 24).

(4) Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión, de 26 de septiembre de 2016, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo (DO L 259 de 27.9.2016, p. 42).

(5) Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red (DO L 112 de 27.4.2016, p. 1).

(6) Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión, de 26 de agosto de 2016, por el que establece un código de red sobre requisitos de conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua y módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua (DO L 241 de 8.9.2016, p. 1).

(7) Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

(8) Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión, de 14 de junio de 2013, sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 163 de 15.6.2013, p. 1).

(9) Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda (DO L 223 de 18.8.2016, p. 10).

ANEXO

Características del esquema de deslastre automático de cargas por subfrecuencia:

Parámetro	Valores para la ZS Europa Continental	Valores para la ZS Países Nórdicos	Valores para la ZS Gran Bretaña	Valores para la ZS Irlanda	Unidad de medida
Nivel inicial obligatorio para el deslastre de cargas: Frecuencia	49	48,7 – 48,8	48,8	48,85	Hz
Nivel inicial obligatorio para el deslastre de cargas: Cantidad de carga a desconectar	5	5	5	6	% de la carga total nacional
Nivel final obligatorio para el deslastre de cargas: Frecuencia	48	48	48	48,5	Hz
Nivel final obligatorio para el deslastre de cargas: Cantidad acumulada de carga a desconectar	45	30	50	60	% de la carga total nacional
Rango de implementación	± 7	± 10	± 10	± 7	% de la carga total nacional para una frecuencia determinada
Número mínimo de escalones para alcanzar el nivel final obligatorio	6	2	4	6	Número de escalones:
Deslastre máximo de cargas para cada escalón	10	15	10	12	% de la carga total nacional para un escalón determinado

		ISSN 1977-0685
Diario Oficial de la Unión Europea		L 312

Edición en lengua española	Legislación	60.° año 28 de noviembre de 2017

Sumario		II Actos no legislativos	Página
		REGLAMENTOS
	*	Reglamento Delegado (UE) 2017/2194 de la Comisión, de 14 de agosto de 2017, por el que se completa el Reglamento (UE) n.o 600/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a los mercados de instrumentos financieros, en lo que respecta a los paquetes de órdenes ( 1 )	1
	*	Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico ( 1 )	6
	*	Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio ( 1 )	54
	*	Reglamento de Ejecución (UE) 2017/2197 de la Comisión, de 27 de noviembre de 2017, relativo al reembolso, con arreglo al artículo 26, apartado 5, del Reglamento (UE) n.o 1306/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de los créditos prorrogados del ejercicio de 2017	86
		DECISIONES
	*	Decisión de Ejecución (UE) 2017/2198 de la Comisión, de 27 de noviembre de 2017, relativa a determinadas medidas provisionales de protección por lo que respecta a la peste porcina africana en Polonia [notificada con el número C(2017) 8039] ( 1 )	89
	*	Decisión (UE) 2017/2199 del Banco Central Europeo, de 20 de noviembre de 2017, por la que se modifica la Decisión BCE/2014/40 sobre la ejecución del tercer programa de adquisiciones de bonos garantizados (BCE/2017/37)	92

(Importes en EUR)
Bélgica	6 129 769
Bulgaria	7 720 511
República Checa	10 764 025
Dinamarca	10 476 968
Alemania	58 035 302
Estonia	1 288 878
Irlanda	13 229 176
Grecia	16 182 344
España	54 860 187
Francia	89 884 134
Italia	37 765 185
Chipre	355 813
Letonia	1 952 848
Lituania	3 923 157
Luxemburgo	406 406
Hungría	14 828 231
Malta	33 643
Países Bajos	8 821 818
Austria	6 908 717
Polonia	24 870 087
Portugal	6 699 290
Eslovenia	931 120
Eslovaquia	5 554 196
Finlandia	5 885 783
Suecia	7 897 927
Reino Unido	37 930 754

Zonas establecidas como zona infectada en Polonia con arreglo al artículo 1	Aplicable hasta
Gminy de Brochow, Kampinos, Leoncin, Leszno, Stare Babice, Izabelin, Czosnow, Lomianki (obszar wiejski) y Lomianki (miasto)	15 de diciembre de 2017