ISSN 1977-0685

Diario Oficial

de la Unión Europea

L 158

European flag  

Edición en lengua española

Legislación

62.° año
14 de junio de 2019


Sumario

 

I   Actos legislativos

Página

 

 

REGLAMENTOS

 

*

Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE ( 1 )

1

 

*

Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía ( 1 )

22

 

*

Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad ( 1 )

54

 

 

DIRECTIVAS

 

*

Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE ( 1 )

125

 


 

(1)   Texto pertinente a efectos del EEE.

ES

Los actos cuyos títulos van impresos en caracteres finos son actos de gestión corriente, adoptados en el marco de la política agraria, y que tienen generalmente un período de validez limitado.

Los actos cuyos títulos van impresos en caracteres gruesos y precedidos de un asterisco son todos los demás actos.


I Actos legislativos

REGLAMENTOS

14.6.2019   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 158/1


REGLAMENTO (UE) 2019/941 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

de 5 de junio de 2019

sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE

(Texto pertinente a efectos del EEE)

EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 194, apartado 2,

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

Previa transmisión del proyecto de acto legislativo a los Parlamentos nacionales,

Visto el dictamen del Comité Económico y Social Europeo (1),

Visto el dictamen del Comité de las Regiones (2),

De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario (3),

Considerando lo siguiente:

(1)

El sector de la electricidad de la Unión está experimentando una profunda transformación, caracterizada por unos mercados más descentralizados en los que interviene un mayor número de agentes, una proporción más elevada de energía procedente de fuentes renovables y unos sistemas mejor interconectados. Para responder a ella, el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo (4) y la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo (5) persiguen la actualización del marco jurídico que regula el mercado interior de la electricidad de la Unión, a fin de que los mercados y redes funcionen de manera óptima en beneficio de las empresas y los ciudadanos de la Unión. El presente Reglamento pretende contribuir a la consecución de los objetivos de la Unión de la Energía, de los que forman parte integrante la seguridad energética, la solidaridad, la confianza y una política climática ambiciosa.

(2)

La mejor garantía para la seguridad del suministro eléctrico es el buen funcionamiento de los mercados y sistemas, con unas interconexiones eléctricas adecuadas. No obstante, incluso cuando los mercados y sistemas funcionan correctamente y están interconectados, nunca queda descartado el riesgo de que se produzca una crisis de electricidad como resultado de desastres naturales tales como condiciones meteorológicas extremas, ataques malintencionados o escasez de combustible. Con frecuencia, las consecuencias de las crisis de electricidad se extienden más allá de las fronteras nacionales. Incluso cuando dichas crisis se declaran a nivel local, sus efectos pueden propagarse rápidamente a través de las fronteras. Algunas circunstancias extremas, como una ola de frío o de calor o un ciberataque, pueden afectar simultáneamente a muchas regiones.

(3)

Dado que los mercados y sistemas eléctricos están interconectados, la prevención y la gestión de las crisis de electricidad no pueden considerarse una tarea exclusivamente nacional. Convendría aprovechar mejor la posibilidad de adoptar medidas más eficientes y menos costosas en el marco de la cooperación regional. Es necesario disponer de un marco común de normas y de procedimientos mejor coordinados para garantizar que los Estados miembros y otros agentes puedan cooperar eficazmente a través de las fronteras en un espíritu de mayor transparencia, confianza y solidaridad entre los Estados miembros.

(4)

La Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (6) estableció las medidas necesarias que los Estados miembros deben adoptar para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en general. Las disposiciones de dicha Directiva han quedado en gran medida superadas por actos legislativos ulteriores, en particular en lo referente al modo en que deben organizarse los mercados de la electricidad para garantizar la disponibilidad de una capacidad suficiente y en que deben cooperar los gestores de redes de transporte para asegurar la estabilidad del sistema, así como en cuanto a la necesidad de asegurar que estén establecidas las infraestructuras adecuadas. El presente Reglamento se ocupa de la cuestión específica de la prevención y la gestión de las crisis de electricidad.

(5)

Los Reglamentos (UE) 2017/1485 (7) y (UE) 2017/2196 (8) de la Comisión constituyen un conjunto detallado de normas que regula de qué modo deben actuar y cooperar los gestores de redes de transporte y otras partes interesadas pertinentes para velar por la seguridad del sistema. Dichas normas técnicas deben garantizar que la mayor parte de los incidentes eléctricos se resuelvan con eficacia a nivel operativo. El presente Reglamento se ocupa de las crisis que tienen una escala e impacto de mayor magnitud. Establece la manera en que deben actuar los Estados miembros para prevenir tales crisis y las medidas que pueden adoptar cuando las normas de gestión de la red no sean suficientes por si solas. Incluso en las crisis de electricidad, deben seguir respetándose plenamente las normas de gestión de la red, y el presente Reglamento debe ser coherente con el Reglamento (UE) 2017/2196.

(6)

El presente Reglamento establece un marco común de normas para prevenir las crisis de electricidad, prepararse para ellas y gestionarlas, dotando de mayor transparencia a la fase de preparación y a la actuación durante una crisis de electricidad y garantizando que se adopten medidas de forma coordinada y eficaz. Insta a los Estados miembros a cooperar a nivel regional, y, en su caso, bilateral, en un espíritu de solidaridad. Establece, asimismo, un marco para la supervisión eficaz de la seguridad del suministro eléctrico en la Unión a través del Grupo de Coordinación de la Electricidad (GCE), creado mediante Decisión de la Comisión de 15 de noviembre de 2012 (9) como un foro para el intercambio de información y el fomento de la cooperación entre los Estados miembros, en particular en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico. Con la cooperación de los Estados miembros y el marco de supervisión se pretende mejorar la preparación frente a los riesgos a un menor coste. El presente Reglamento también debe contribuir a reforzar el mercado interior de la electricidad, reforzando la confianza en los Estados miembros y excluyendo las intervenciones estatales inadecuadas en las crisis de electricidad, en particular evitando las reducciones indebidas de los flujos transfronterizos y las capacidades de transmisión interzonal, reduciendo así el riesgo de efectos colaterales negativos en los Estados miembros vecinos.

(7)

La Directiva (UE) 2016/1148 del Parlamento Europeo y del Consejo (10) establece normas generales en materia de seguridad de las redes y sistemas de información, mientras que las normas específicas sobre ciberseguridad se desarrollarán mediante un código de red, tal como se establece en el Reglamento (UE) 2019/943. El presente Reglamento complementa la Directiva (UE) 2016/1148 asegurando que los ciberincidentes estén adecuadamente considerados como un riesgo y que las medidas adoptadas para abordarlos queden reflejadas de manera apropiada en los planes de preparación frente a los riesgos.

(8)

La Directiva 2008/114/CE del Consejo (11) establece un proceso con vistas a incrementar la seguridad de las infraestructuras críticas europeas designadas, entre las que figuran determinadas infraestructuras de electricidad. La Directiva 2008/114/CE contribuye, junto con el presente Reglamento, a establecer un planteamiento global en materia de seguridad energética de la Unión.

(9)

La Decisión n.o 1313/2013/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (12) establece los requisitos para que los Estados miembros elaboren cada tres años evaluaciones de riesgos a nivel nacional o en el nivel subnacional adecuado, y para que elaboren y perfeccionen su planificación de la gestión de riesgos de catástrofe a nivel nacional o en el nivel subnacional adecuado. Las medidas específicas de prevención de riesgos, preparación y planificación establecidas en el presente Reglamento deben ser coherentes con las evaluaciones de riesgos nacionales, de ámbito más general y de enfoque multirriesgos, que contempla la citada Decisión.

(10)

Los Estados miembros tienen la responsabilidad de garantizar la seguridad del suministro eléctrico en sus territorios, al tiempo que la seguridad de dicho suministro también es una responsabilidad compartida entre la Comisión y otros agentes de la Unión, dentro de sus respectivos ámbitos de actividad y competencia. La seguridad del suministro eléctrico implica la existencia de una cooperación efectiva entre Estados miembros, instituciones de la Unión, organismos, oficinas y agencias, y partes interesadas pertinentes. Los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte desempeñan un papel clave a la hora de garantizar un sistema eléctrico seguro, fiable y eficiente de conformidad con los artículos 31 y 40 de la Directiva (UE) 2019/944. Las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales pertinentes desempeñan también un papel importante a la hora de garantizar y controlar la seguridad del suministro eléctrico, como parte de sus cometidos de conformidad con el artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944. Los Estados miembros deben designar una entidad existente o nueva como su única autoridad nacional gubernamental o reguladora competente con el fin de garantizar la participación transparente e inclusiva de todos los agentes implicados, la preparación eficiente y la ejecución adecuada de los planes de preparación frente a los riesgos, así como para facilitar la prevención y la evaluación ex post de las crisis de electricidad y los intercambios de información conexos.

(11)

Un planteamiento común de la prevención y la gestión de las crisis de electricidad requiere de un entendimiento común entre Estados miembros de lo que constituye una crisis de electricidad. En particular, el presente Reglamento debe facilitar la coordinación entre los Estados miembros a la hora de identificar una situación en la que existe un riesgo potencial, presente o inminente, de penuria significativa de electricidad o de imposibilidad de suministrar electricidad a los clientes. La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («REGRT de Electricidad») y los Estados miembros deben determinar, respectivamente, escenarios concretos de crisis de electricidad regionales y nacionales. Ese enfoque debe garantizar que estén cubiertas todas las crisis de electricidad pertinentes, teniendo en cuenta las particularidades regionales y nacionales, como la topología de la red, la combinación de fuentes de producción de energía eléctrica, el volumen de la producción y el consumo, y la densidad de población.

(12)

Un enfoque común para la prevención y la gestión de las crisis de electricidad también requiere que los Estados miembros utilicen los mismos métodos y definiciones para identificar los riesgos relativos a la seguridad del suministro eléctrico y estén en condiciones de comparar de manera efectiva el nivel de competencia propio y de sus vecinos en este ámbito. El presente Reglamento establece dos indicadores para efectuar el seguimiento de la seguridad del suministro eléctrico en la Unión: el «valor esperado de energía no suministrada», expresado en GWh/año, y la «pérdida de carga prevista», expresada en horas por año. Estos indicadores forman parte del análisis europeo de cobertura realizado por la REGRT de Electricidad de conformidad con el artículo 23 del Reglamento (UE) 2019/943. El GCE debe llevar a cabo un seguimiento periódico de la seguridad del suministro eléctrico, atendiendo a los resultados de dichos indicadores. La Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) también debe utilizar estos indicadores cuando informe sobre los resultados de los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico en sus informes anuales de supervisión del mercado de la electricidad, de conformidad con el artículo 15 del Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo (13)

(13)

A fin de garantizar la coherencia de las evaluaciones de riesgo, de un modo que contribuya a la confianza entre los Estados miembros en una crisis de electricidad, es necesario establecer un enfoque común para identificar los escenarios de riesgo. Por consiguiente, la REGRT de Electricidad, tras consultar a las partes interesadas pertinentes, debe elaborar y actualizar una metodología común para la identificación de los riesgos en colaboración con la ACER y el GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros. La REGRT de Electricidad debe proponer la metodología y la ACER aprobarla. Al consultar al GCE, la ACER ha de tener en cuenta en la mayor medida posible los puntos de vista expresados por el GCE. La REGRT de Electricidad debe actualizar la metodología común para la identificación de los riesgos cuando se disponga de nueva información importante.

(14)

Sobre la base de la metodología común para la identificación de los riesgos, la REGRT de Electricidad debe elaborar y actualizar periódicamente los escenarios de crisis de electricidad regionales e identificar los principales riesgos para cada región, tales como condiciones climáticas extremas, catástrofes naturales, escasez de combustible o ataques malintencionados. Cuando se estudie un escenario de crisis de escasez de combustible de gas, el riesgo de perturbación del suministro de gas debe evaluarse sobre la base de los escenarios de perturbaciones en el suministro y las infraestructuras de gas elaborados por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas («REGRT de Gas») según lo dispuesto en el artículo 7 del Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo (14). La REGRT de Electricidad debe poder delegar tareas relativas a la identificación de escenarios regionales de crisis de electricidad en los centros de coordinación regionales establecidos de conformidad con el artículo 35 del Reglamento (UE) 2019/943. Dichas tareas delegadas deben desempeñarse bajo la supervisión de la REGRT de Electricidad. Los Estados miembros deben elaborar y actualizar sus escenarios de crisis de electricidad nacionales sobre la base de los escenarios de crisis de electricidad regionales, en principio cada cuatro años. Dichos escenarios deben constituir el fundamento de los planes de preparación frente a los riesgos. Al identificar los riesgos a nivel nacional, los Estados miembros también deben describir todos los riesgos que identifiquen en relación con la propiedad de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro eléctrico, así como todas las medidas adoptadas, en su caso, en relación con tales riesgos, por ejemplo, una normativa general o específica del sector en materia de estudios previos de inversión, derechos especiales de algunos accionistas, indicando las razones por las que consideran que dichas medidas son necesarias y proporcionadas.

(15)

La adopción de un enfoque regional para identificar los escenarios de riesgo y elaborar medidas de prevención, preparación y atenuación aporta importantes beneficios en términos de eficacia de dichas medidas y de optimización de los recursos. Por otra parte, en una crisis simultánea de electricidad, un enfoque coordinado y previamente acordado garantizaría una respuesta coherente y reduciría el riesgo de que las medidas exclusivamente nacionales pudieran tener efectos indirectos negativos en los Estados miembros vecinos. Por lo tanto, el presente Reglamento dispone que los Estados miembros cooperen en un contexto regional.

(16)

Los centros de coordinación regionales deben llevar a cabo las tareas de alcance regional que se les hayan asignado de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943. Para poder desempeñar eficazmente sus tareas y actuar en estrecha colaboración con las autoridades nacionales pertinentes con vistas a prevenir y atenuar los efectos de los incidentes eléctricos a gran escala, la cooperación regional que exige el presente Reglamento debe fundamentarse en las estructuras regionales de colaboración utilizadas a nivel técnico, a saber, los grupos de Estados miembros que comparten el mismo centro de coordinación regional. Por consiguiente, las regiones geográficas de los centros de coordinación regionales son pertinentes para la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales y las evaluaciones de riesgo. Sin embargo, los Estados miembros deben tener la posibilidad de formar subgrupos dentro de las regiones con fines de cooperación en relación con medidas regionales concretas, o de cooperar en foros de cooperación regional existentes a tal fin, ya que la capacidad técnica de prestarse asistencia mutua en caso de crisis de electricidad resulta fundamental. Esto se debe a que no todos los Estados miembros de una región más amplia tendrán necesariamente la posibilidad de suministrar electricidad a otro Estado miembro en caso de crisis de electricidad. Por consiguiente, no es necesario que todos los Estados miembros de una región celebren acuerdos regionales sobre medidas regionales concretas. En cambio, los Estados miembros con capacidad técnica para prestarse asistencia mutua deben celebrar tales acuerdos.

(17)

El Reglamento (UE) 2019/943 establece la utilización de una metodología común para el análisis europeo de cobertura a medio y largo plazo (de diez años a un año de antelación), con el fin de garantizar que las decisiones de los Estados miembros en lo que se refiere a posibles necesidades de inversión se adopten sobre una base común y transparente. El análisis europeo de cobertura tiene un fin distinto del de las evaluaciones de la cobertura a corto plazo, que se utilizan para detectar posibles problemas relacionados con la cobertura en períodos cortos de tiempo, a saber, los análisis de cobertura estacional (seis meses de antelación) y los análisis de cobertura desde una semana hasta como mínimo un día de antelación. En lo que respecta a los análisis a corto plazo, es necesario un enfoque común sobre la manera de detectar posibles problemas de cobertura. La REGRT de Electricidad debe llevar a cabo análisis de cobertura para verano e invierno, a fin de alertar a los Estados miembros y a los gestores de redes de transporte sobre los riesgos para la seguridad del suministro eléctrico que puedan producirse en los seis meses siguientes. A fin de mejorar los análisis de cobertura, la REGRT de Electricidad debe elaborar una metodología probabilística común para dichos análisis, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, y en colaboración con la ACER y el GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros. La REGRT de Electricidad debe proponer dicha metodología y sus actualizaciones a la ACER, y la ACER debe aprobar la propuesta y las actualizaciones. Al consultar al GCE, la ACER ha de tener en cuenta en la mayor medida posible los puntos de vista expresados por el GCE. La REGRT de Electricidad debe actualizar la metodología en caso de se disponga de nueva información importante. La REGRT de Electricidad debe poder delegar las tareas relacionadas con los análisis de cobertura estacional en los centros de coordinación regionales, mientras que las tareas delegadas deben desempeñarse bajo la supervisión de la REGRT de Electricidad.

(18)

Los gestores de redes de transporte deben aplicar la metodología utilizada para preparar los análisis de cobertura estacional cuando efectúen cualquier otro tipo de evaluación de riesgos a corto plazo, a saber, las previsiones de cobertura de la generación desde una semana hasta como mínimo un día de antelación contempladas en el Reglamento (UE) 2017/1485.

(19)

A fin de garantizar un enfoque común con respecto a la prevención y gestión de las crisis de electricidad, la autoridad competente de cada Estado miembro debe elaborar un plan de preparación frente a los riesgos sobre la base de los escenarios de crisis de electricidad regionales y nacionales. Las autoridades competentes deben consultar a las partes interesadas o a los representantes de los grupos de partes interesadas, como representantes de productores o sus asociaciones o de gestores de redes de distribución, que sean pertinentes a efectos de la prevención y la gestión de una crisis de electricidad. A tal fin, las autoridades competentes deben decidir las medidas necesarias para llevar a cabo la consulta. Los planes de preparación frente a los riesgos deben contemplar medidas efectivas, proporcionadas y no discriminatorias para hacer frente a todos los escenarios de crisis de electricidad identificados. Debe tenerse en cuenta el impacto medioambiental de las medidas propuestas del lado de la oferta y de la demanda. Los planes deben asimismo aportar transparencia, especialmente respecto de las condiciones en las que pueden tomarse medidas no basadas en el mercado para atenuar las situaciones de crisis de electricidad. Todas las medidas no basadas en el mercado previstas deben cumplir las normas establecidas en el presente Reglamento. Los planes de preparación frente a los riesgos deben hacerse públicos, preservando al mismo tiempo la confidencialidad de la información sensible.

(20)

Los planes de preparación frente a los riesgos deben establecer medidas nacionales, regionales y, en su caso, bilaterales. Las medidas regionales y, en su caso, bilaterales son necesarias, en particular en caso de una crisis simultánea de electricidad, cuando se requiera un planteamiento coordinado y previamente acordado para garantizar una respuesta coherente y reducir el riesgo de efectos indirectos negativos. A tal fin, antes de adoptar los planes de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes deben consultar a las autoridades competentes de los Estados miembros pertinentes. Los Estados miembros pertinentes son aquellos en los que podrían darse efectos indirectos negativos u otros efectos en el sistema eléctrico de la otra parte, tanto si esos Estados miembros pertenecen a la misma región como si están directamente conectados. Los planes deben tomar en consideración las diversas circunstancias nacionales pertinentes, entre ellas la situación de las regiones ultraperiféricas en el sentido del artículo 349 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y de algunas microrredes aisladas que no estén conectadas a las redes de transporte nacionales. A este respecto, los Estados miembros deben extraer las conclusiones adecuadas en relación, entre otros, con las disposiciones del presente Reglamento en materia de determinación de escenarios de crisis de electricidad regionales y las medidas regionales y bilaterales establecidas en los planes de preparación frente a los riesgos, así como las disposiciones en materia de prestación de asistencia. Los citados planes deben indicar claramente las funciones y responsabilidades de las autoridades competentes. Las medidas nacionales han de tener plenamente en cuenta las medidas regionales y bilaterales acordadas y aprovechar al máximo las oportunidades que brinda la cooperación regional. Los planes deben tener carácter técnico y operativo, pues su función es contribuir a prevenir la declaración o el agravamiento de una crisis de electricidad y atenuar sus efectos.

(21)

Los planes de preparación frente a los riesgos deben actualizarse periódicamente. A fin de que los planes estén actualizados y sean eficaces, las autoridades competentes de los Estados miembros de cada región de que se trate deben organizar simulacros bienales de crisis de electricidad en colaboración con los gestores de redes de transporte y otras partes interesadas pertinentes a fin de comprobar su idoneidad.

(22)

El modelo previsto en el presente Reglamento tiene por objeto facilitar la preparación de los planes, permitiendo la inclusión de información adicional específica de cada Estado miembro. El modelo también pretende facilitar las consultas con otros Estados miembros de la región de que se trate y el GCE. Las consultas dentro de la región y en el seno del GCE deben garantizar que las medidas adoptadas en un Estado miembro o región no pongan en peligro la seguridad del suministro eléctrico en otros Estados miembros o regiones.

(23)

Es importante facilitar la comunicación y la transparencia entre los Estados miembros en caso de que dispongan de información concreta, seria y fiable sobre la posibilidad de que se produzca una crisis de electricidad. En tales circunstancias, los Estados miembros de que se trate deben informar sin demora injustificada a la Comisión, a los Estados miembros vecinos y al GCE, proporcionando, en particular, datos sobre las causas del deterioro de la situación del suministro de electricidad, las medidas previstas para prevenir la crisis de electricidad y la posible necesidad de asistencia de otros Estados miembros.

(24)

Si se produce una crisis de electricidad, el intercambio de información resulta esencial para posibilitar una acción coordinada y una asistencia específicamente orientada. Por esta razón, el presente Reglamento obliga a las autoridades competentes a informar sin demora injustificada a los Estados miembros de la región, a los Estados miembros vecinos y a la Comisión en caso de situación de crisis de electricidad. Las autoridades competentes también deben facilitar información sobre las causas de la crisis y las medidas previstas o adoptadas para su atenuación, así como sobre la posibilidad de que necesiten asistencia de otros Estados miembros. Si dicha asistencia no se limita a la seguridad del suministro eléctrico, el marco jurídico aplicable debe seguir siendo el Mecanismo de Protección Civil de la Unión.

(25)

De producirse una crisis de electricidad, los Estados miembros deben cooperar en un espíritu de solidaridad. Además de esta norma general, deben establecerse disposiciones adecuadas para que los Estados miembros se presten mutuamente asistencia durante una crisis de electricidad. Dicha asistencia debe basarse en medidas coordinadas acordadas, establecidas en los planes de preparación frente a los riesgos. El presente Reglamento concede a los Estados miembros un amplio margen de maniobra para acordar el contenido de tales medidas coordinadas y, por lo tanto, el contenido de la asistencia que presten. Corresponde a los Estados miembros decidir y acordar tales medidas coordinadas, teniendo en cuenta la oferta y la demanda. Al mismo tiempo, el presente Reglamento garantiza que, a efectos de la asistencia acordada, la electricidad se suministra de manera coordinada. Los Estados miembros deben acordar las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras necesarias para la aplicación de las medidas regionales y bilaterales acordadas. En virtud de estas disposiciones técnicas, los Estados miembros deben indicar las cantidades máximas de electricidad que se suministrarán, que deben evaluarse de nuevo sobre la base de la viabilidad técnica de suministrar electricidad en cuanto se requiera la asistencia durante una crisis de electricidad. A continuación, los Estados miembros deben adoptar todas las medidas necesarias para la aplicación de las medidas regionales y bilaterales acordadas y de las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras.

(26)

Al acordar las medidas coordinadas, las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras y otras disposiciones de aplicación relativas a la asistencia, los Estados miembros deben tener en cuenta los factores sociales y económicos, como la seguridad de los ciudadanos de la Unión, y la proporcionalidad. A tal efecto, se alienta a los Estados miembros a intercambiar las mejores prácticas y hacer uso del GCE como plataforma de debate que permita identificar las opciones disponibles para la asistencia, en particular en lo que se refiere a las medidas coordinadas y a los acuerdos técnicos, jurídicos y financieros necesarios, en particular sobre compensación justa. La Comisión podrá facilitar la preparación de las medidas regionales y bilaterales.

(27)

La asistencia entre Estados miembros en el marco del presente Reglamento debe estar sujeta a una compensación justa acordada entre los Estados miembros. El presente Reglamento no armoniza todos los aspectos de dicha compensación justa entre Estados miembros. Por consiguiente, los Estados miembros deben alcanzar un acuerdo sobre las disposiciones relativas a una compensación justa antes de la prestación de asistencia. El Estado miembro que solicite asistencia debe pagar rápidamente dicha compensación justa, o garantizar su rápido pago, al Estado miembro que la proporcione. La Comisión debe proporcionar orientaciones no vinculantes sobre los elementos fundamentales de la compensación justa y otros elementos de las disposiciones técnicas, legales y financieras.

(28)

Al prestar asistencia en el marco del presente Reglamento, los Estados miembros aplican el Derecho de la Unión y están por tanto obligados a respetar los derechos fundamentales que garantiza el Derecho de la Unión. Por consiguiente, esta asistencia puede, en función de las medidas acordadas entre Estados miembros, dar lugar a la obligación por parte de un Estado miembro de pagar una compensación a aquellas personas a las que hayan afectado sus medidas. Por consiguiente, los Estados miembros deben asegurarse, cuando proceda, de que existan normas de compensación nacionales que se adecúen al Derecho de la Unión, y en particular a los derechos fundamentales. Asimismo, el Estado miembro que recibe asistencia debe asumir en última instancia todos los costes razonables en que incurra otro Estado miembro como consecuencia de prestar asistencia con arreglo a las citadas normas de compensación nacionales.

(29)

De producirse una crisis de electricidad, debe prestarse asistencia aunque los Estados miembros no hayan alcanzado todavía un acuerdo sobre las medidas coordinadas y las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras con arreglo a las disposiciones relativas a la asistencia del presente Reglamento. A fin de poder prestar asistencia en dicha situación de conformidad con lo dispuesto en el presente Reglamento, los Estados miembros deben acordar las medidas y disposiciones ad hoc para sustituir las medidas coordinadas y las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras que falten.

(30)

El presente Reglamento introduce un mecanismo de asistencia de estas características entre Estados miembros a modo de herramienta para prevenir o atenuar una crisis de electricidad en la Unión. Así pues, la Comisión debe evaluar el mecanismo de asistencia teniendo en cuenta la experiencia futura en lo que respecta a su funcionamiento y proponer, en su caso, modificaciones a este.

(31)

El presente Reglamento debe permitir que las empresas eléctricas y los clientes se basen en los mecanismos de mercado establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 y la Directiva (UE) 2019/944 durante el máximo tiempo posible cuando se enfrenten a situaciones de crisis de electricidad. Las normas que rigen el mercado interior y las normas de gestión de la red deben respetarse incluso en situaciones de crisis de electricidad. Dichas normas incluyen el artículo 22, apartado 1, letra i), del Reglamento (UE) 2017/1485 y el artículo 35 del Reglamento (UE) 2017/2196, que regulan la reducción de las transacciones, la limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad o la limitación de la provisión de programas. Ello significa que a las medidas no basadas en el mercado, como la desconexión forzada de la demanda o la provisión de suministros complementarios fuera del funcionamiento normal del mercado, solo puede recurrirse en última instancia, cuando se hayan agotado todas las posibilidades que ofrece el mercado. Por consiguiente, la desconexión forzada de la demanda únicamente podrá llevarse a cabo después de que se hayan agotado todas las posibilidades de desconexión voluntaria de la demanda. Además, cualesquiera medidas no basadas en el mercado deben ser necesarias, proporcionadas, no discriminatorias y de carácter temporal.

(32)

Con el fin de garantizar la transparencia tras una crisis de electricidad, la autoridad competente que haya declarado la situación de crisis debe realizar una evaluación ex post de la crisis y de sus consecuencias. Dicha evaluación debe tener en cuenta, entre otras cosas, la eficacia y la proporcionalidad de las medidas adoptadas, así como su coste económico. Debe incluir, asimismo, consideraciones transfronterizas, tales como el impacto de las medidas en otros Estados miembros y el nivel de asistencia recibida de ellos por el Estado miembro que haya declarado la situación de crisis.

(33)

Las obligaciones de transparencia deben garantizar que todas las medidas tomadas para prevenir o gestionar las crisis de electricidad se atengan a las normas del mercado interior y estén en consonancia con los principios de cooperación y solidaridad que constituyen la base de la Unión de la Energía.

(34)

El presente Reglamento refuerza el papel del GCE. Debe realizar tareas específicas, en particular en relación con el desarrollo de una metodología para la identificación de escenarios de crisis de electricidad regionales y una metodología para los análisis de cobertura a corto plazo y la cobertura estacional y en relación con la elaboración de los planes de preparación frente a los riesgos, y debe tener un papel destacado en el seguimiento de los resultados logrados por los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico y el consiguiente desarrollo de buenas prácticas.

(35)

Una crisis de electricidad puede extenderse más allá de las fronteras de la Unión y afectar también a las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía Como Parte en el Tratado por el que se establece la Comunidad de la Energía, la Unión debe esforzarse por que se modifique el Tratado con el fin de crear un mercado integrado y un único espacio reglamentario mediante el establecimiento de un marco reglamentario estable y adecuado. Con vistas a garantizar una gestión eficiente de las crisis, la Unión debe cooperar estrechamente con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía en lo tocante a la prevención de las crisis de electricidad, la preparación frente a ellas y su gestión.

(36)

La Comisión, la ACER, el Grupo de Coordinación de la Electricidad, la REGRT de Electricidad, los Estados miembros y sus autoridades competentes y reguladoras nacionales, o cualesquiera otros organismos, entidades y personas que reciban la información confidencial en virtud del presente Reglamento deben garantizar la confidencialidad de la misma. A tal efecto, la información confidencial debe estar sujeta a las normas nacionales y de la Unión vigentes relativas al tratamiento de información y procesos confidenciales.

(37)

Dado que el objetivo del presente Reglamento, a saber, garantizar dentro de la Unión la preparación más efectiva y eficaz frente a los riesgos, no puede ser alcanzado de manera suficiente por los Estados miembros, sino que, debido a sus dimensiones y efectos, puede lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas, de acuerdo con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del Tratado de la Unión Europea. De conformidad con el principio de proporcionalidad enunciado en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo.

(38)

Actualmente, Chipre es el único Estado miembro que no está conectado directamente con otro Estado miembro. En lo que respecta a ciertas disposiciones del presente Reglamento, debe aclararse que, mientras dure esta situación, estas disposiciones, a saber, las disposiciones relativas a la determinación de situaciones de crisis de electricidad a escala regional, a la inclusión de medidas regionales y bilaterales establecidas en los planes de preparación frente a los riesgos, así como a la prestación de asistencia, no son de aplicación a Chipre. Se anima a Chipre y a otros Estados miembros pertinentes a desarrollar, con el apoyo de la Comisión, medidas y procedimientos alternativos en los ámbitos regulados por estas disposiciones, siempre que dichos procedimientos y medidas alternativos no afecten a la aplicación efectiva del presente Reglamento entre los demás Estados miembros.

(39)

Procede derogar la Directiva 2005/89/CE.

HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece normas relativas a la cooperación entre los Estados miembros con vistas a prevenir las crisis de electricidad, prepararse para ellas y gestionarlas en un espíritu de solidaridad y de transparencia y teniendo plenamente en cuenta las exigencias de un mercado interior de la electricidad competitivo.

Artículo 2

Definiciones

A los efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones siguientes:

1)   «seguridad del suministro eléctrico»: la capacidad de un sistema eléctrico para garantizar el suministro de electricidad a los clientes con un nivel de calidad claramente establecido, según determinen los Estados miembros de que se trate;

2)   «gestor de la red de transporte»: el gestor de la red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 35, de la Directiva (UE) 2019/944;

3)   «distribución»: la distribución tal como se define en el artículo 2, punto 28, de la Directiva (UE) 2019/944;

4)   «flujo transfronterizo»: el flujo transfronterizo tal como se define en el artículo 2, punto 3, del Reglamento (UE) 2019/943;

5)   «capacidad interzonal»: la capacidad del sistema interconectado para asimilar la transferencia de energía entre zonas de ofertas;

6)   «cliente»: el cliente tal como se define en el artículo 2, punto 1, de la Directiva (UE) 2019/944;

7)   «gestor de la red de distribución»: el gestor de la red de distribución tal como se define en artículo 2, punto 29, de la Directiva (UE) 2019/944;

8)   «generación»: la generación tal como se define en el artículo 2, punto 37, de la Directiva (UE) 2019/944;

9)   «crisis de electricidad»: una situación existente o inminente de escasez significativa de electricidad, determinada por los Estados miembros y descrita en sus planes de preparación frente a los riesgos, o en la que es imposible suministrar electricidad a los clientes;

10)   «crisis simultánea de electricidad»: una crisis de electricidad que afecta a más de un Estado miembro al mismo tiempo;

11)   «autoridad competente»: la autoridad gubernamental nacional o la autoridad reguladora designada por un Estado miembro de conformidad con el artículo 3;

12)   «autoridad reguladora»: la autoridad reguladora nacional única designada en virtud del artículo 57, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944;

13)   «coordinador de crisis»: la persona, grupo de personas, equipo compuesto por los gestores pertinentes de crisis de electricidad nacionales o institución encargada de actuar como punto de contacto y de coordinar la transmisión de la información durante una crisis de electricidad;

14)   «medida no basada en el mercado»: cualquier medida del lado de la oferta o de la demanda que, con la finalidad de atenuar una crisis de electricidad, se aparta de las normas del mercado o de los acuerdos comerciales;

15)   «productor»: el productor tal como se define en el artículo 2, punto 38, de la Directiva (UE) 2019/944;

16)   «región»: un grupo de Estados miembros cuyos gestores de redes de transporte comparten el mismo centro de coordinación regional al que se refiere el artículo 36 del Reglamento (UE) 2019/943;

17)   «subgrupo»: un grupo de Estados miembros, dentro de una región, que disponen de la capacidad técnica para prestarse mutuamente asistencia de conformidad con el artículo 15;

18)   «alerta temprana»: situación en que exista información concreta, seria y fidedigna de que puede producirse un suceso susceptible de provocar un importante deterioro de la situación del suministro de electricidad y de desencadenar una crisis de electricidad;

19)   «transporte»: el transporte tal como se define en el artículo 2, punto 34, de la Directiva (UE) 2019/944;

20)   «empresa eléctrica»: la empresa eléctrica tal como se define en el artículo 2, punto 57, de la Directiva (UE) 2019/944;

21)   «asignación de capacidad»: la asignación de capacidad interzonal;

22)   «energía procedente de fuentes renovables»: la energía procedente de fuentes renovables o la energía renovable tal como se definen en el artículo 2, punto 31, de la Directiva (UE) 2019/944.

Artículo 3

Autoridad competente

1.   Tan pronto como sea posible y en cualquier caso a más tardar el 5 de enero de 2020, cada Estado miembro designará a una autoridad nacional gubernamental o a una autoridad reguladora como autoridad competente. Las autoridades competentes serán responsables de llevar a cabo las tareas previstas en el presente Reglamento y cooperarán entre sí a tal efecto. Hasta que se designe la autoridad competente, las entidades nacionales responsables de la seguridad del suministro eléctrico llevarán a cabo, si procede, las tareas de la autoridad competente de conformidad con el presente Reglamento.

2.   Los Estados miembros notificarán sin demora a la Comisión y al GCE y publicarán el nombre y los datos de contacto de sus autoridades competentes designadas en virtud de lo dispuesto en el apartado 1 así como cualquier cambio en su nombre o datos de contacto.

3.   Los Estados miembros podrán autorizar a las autoridades competentes a delegar en otros organismos las tareas operativas relativas a la planificación de la preparación frente a los riesgos y a la gestión de los riesgos recogidas en el presente Reglamento. Las tareas delegadas se desempeñarán bajo la supervisión de la autoridad competente y se especificarán en el plan de preparación frente a los riesgos de conformidad con el artículo 11, apartado 1, letra b).

CAPÍTULO II

Evaluación de riesgos

Artículo 4

Evaluación de riesgos para la seguridad del suministro eléctrico

Cada autoridad competente garantizará que todos los riesgos correspondientes relativos a la seguridad del suministro eléctrico se evalúen de conformidad con las normas establecidas en el presente Reglamento y en el capítulo IV del Reglamento (UE) 2019/943. A tal fin, deberá colaborar con los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución, las autoridades reguladoras, la REGRT de Electricidad, los centros de coordinación regionales y otras partes interesadas pertinentes según sea necesario.

Artículo 5

Metodología para identificar los escenarios de crisis de electricidad regionales

1.   A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER una propuesta de metodología para identificar los escenarios de crisis de electricidad más pertinentes en un contexto regional.

2.   La metodología propuesta identificará los escenarios de crisis de electricidad en relación con la cobertura del sistema, la seguridad del sistema y la seguridad de combustible sobre la base de al menos los siguientes riesgos:

a)

peligros naturales extremos y raros;

b)

riesgos de accidente en que se supere el criterio de seguridad N-1 y contingencias excepcionales;

c)

peligros derivados, incluidas las consecuencias de ataques malintencionados y de la escasez de combustible.

3.   La metodología propuesta deberá constar al menos de los elementos siguientes:

a)

valoración de todas las circunstancias nacionales y regionales pertinentes, incluidos los posibles subgrupos;

b)

interacción y correlación de riesgos transfronterizos;

c)

simulacros de escenarios de crisis simultáneas de electricidad;

d)

clasificación de los riesgos según su impacto y probabilidad;

e)

principios sobre el modo de tratar información sensible de manera que se garantice la transparencia de cara al público.

4.   Cuando se estudien los riesgos de interrupción del suministro de gas en el contexto de la identificación de los riesgos con arreglo al apartado 2, letra c), del presente artículo, la REGRT de Electricidad hará uso de los supuestos de interrupción del suministro de gas natural y de indisponibilidad las infraestructuras elaborados por la REGRT de Gas, según lo dispuesto en el artículo 7 del Reglamento (UE) 2017/1938.

5.   Antes de presentar la metodología propuesta a la ACER, la REGRT de Electricidad llevará a cabo una consulta a la que se asocie, como mínimo, a los centros de coordinación regionales, las organizaciones del sector eléctrico y de consumidores, los productores o sus asociaciones, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución pertinentes, las autoridades competentes, las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales pertinentes. La REGRT de Electricidad tendrá debidamente en cuenta los resultados de la consulta y los presentará, junto con la metodología propuesta, en una reunión del GCE.

6.   En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la metodología propuesta, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar la propuesta o modificarla. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología en sus sitios web.

7.   Si se dispone de nueva información relevante, la REGRT de Electricidad actualizará y mejorará la metodología de conformidad con los apartados 1 a 6. El GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros podrá recomendar, y la ACER o la Comisión solicitar, dichas actualizaciones y mejoras de manera debidamente motivada. En un plazo de seis meses a partir de la recepción de la solicitud, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER el proyecto de las modificaciones propuestas. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de dicho proyecto, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar los cambios propuestos o modificarlos. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología actualizada en sus sitios web.

Artículo 6

Identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales

1.   En un plazo de seis meses después de la aprobación de una metodología en virtud de lo dispuesto en el artículo 5, apartado 6, la REGRT de Electricidad, con arreglo a dicha metodología y en estrecha cooperación con el GCE, los centros de coordinación regionales, las autoridades competentes y las autoridades reguladoras, identificará los escenarios de crisis de electricidad más pertinentes para cada región. Podrá delegar en los centros de coordinación regionales las tareas relativas a la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales.

2.   La REGRT de Electricidad presentará los escenarios de crisis de electricidad regionales a los gestores de redes de transporte pertinentes, a los centros de coordinación regionales, a las autoridades competentes y las autoridades reguladoras y al GCE. El GCE podrá recomendar modificaciones.

3.   La REGRT de Electricidad actualizará los escenarios de crisis de electricidad regionales cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigieran una actualización más frecuente.

Artículo 7

Identificación de los escenarios de crisis de electricidad nacionales

1.   A más tardar cuatro meses después de la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales de conformidad con el artículo 6, apartado 1, la autoridad competente identificará los escenarios de crisis de electricidad nacionales más pertinentes.

2.   A la hora de identificar los escenarios de crisis de electricidad nacionales, la autoridad competente consultará a los gestores de redes de transporte, a los gestores de redes de distribución que considere pertinentes, a los productores pertinentes o sus asociaciones, y a la autoridad reguladora, cuando no sea la autoridad competente.

3.   Los escenarios de crisis de electricidad nacionales se identificarán al menos sobre la base de los riesgos contemplados en el artículo 5, apartado 2, y serán coherentes con los escenarios de crisis de electricidad regionales identificados con arreglo al artículo 6, apartado 1. Los Estados miembros actualizarán dichos escenarios de crisis de electricidad nacionales cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigieran una actualización más frecuente.

4.   A más tardar cuatro meses después de la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales con arreglo al artículo 6, apartado 1, los Estados miembros informarán al GCE y a la Comisión de sus evaluaciones sobre los riesgos en relación con la propiedad de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro eléctrico, así como sobre cualesquiera medidas adoptadas para prevenir o atenuar esos riesgos, indicando las razones por las que tales medidas se consideran necesarias y proporcionadas.

Artículo 8

Metodología para los análisis de cobertura a corto plazo y estacional

1.   A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER una propuesta de metodología para analizar la cobertura estacional y a corto plazo, es decir mensual, desde una semana hasta como mínimo un día de antelación, que cubrirá al menos los aspectos siguientes:

a)

la incertidumbre en relación con el sistema eléctrico asociada a factores como la probabilidad de una indisponibilidad de las instalaciones de la red de transporte, la probabilidad de una indisponibilidad no programada de las centrales eléctricas, condiciones meteorológicas extremas, la variabilidad de la demanda, en especial los picos que dependen de las condiciones meteorológicas, y la variabilidad de la producción de energía procedente de fuentes renovables;

b)

la probabilidad de que se produzca una crisis de electricidad;

c)

la probabilidad de que se produzca una situación de crisis de electricidad simultánea.

2.   La metodología a la que se refiere el apartado 1 deberá proporcionar un enfoque probabilístico que incluya múltiples escenarios, y tener en cuenta el contexto regional, nacional y de la Unión, incluyendo el nivel de interconexión entre Estados miembros y, en la medida de lo posible, a los países terceros dentro de zonas síncronas de esta. La metodología tendrá en cuenta las especificidades del sector energético de cada Estado miembro, incluidas las condiciones meteorológicas concretas y las circunstancias externas.

3.   Antes de presentar la metodología propuesta, la REGRT de Electricidad llevará a cabo una consulta a la que se asocie como mínimo, a los centros de coordinación regionales, las organizaciones del sector eléctrico y de consumidores, los productores o sus asociaciones, los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución pertinentes, las autoridades competentes, las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales pertinentes. La REGRT de Electricidad tendrá debidamente en cuenta los resultados de la consulta y los presentará, junto con la metodología propuesta, en una reunión del GCE.

4.   En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la metodología propuesta, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar la propuesta o modificarla. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología en sus sitios web.

5.   Si se dispone de nueva información importante, la REGRT de Electricidad actualizará y mejorará la metodología de conformidad con los apartados 1 a 4. El GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros podrá recomendar, y la ACER o la Comisión solicitar, dichas actualizaciones y mejoras de manera debidamente motivada. En un plazo de seis meses a partir de la recepción de la solicitud, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER el proyecto de las modificaciones propuestas. En un plazo dos meses a partir de la recepción de dicho proyecto, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar los cambios propuestos o modificarlos. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología actualizada en sus sitios web.

Artículo 9

Análisis de cobertura a corto plazo y estacional

1.   Todos los análisis de cobertura a corto plazo, sean estos a nivel nacional, regional o de la Unión, deberán llevarse a cabo con arreglo a la metodología elaborada de conformidad con el artículo 8.

2.   La REGRT de Electricidad elaborará los análisis de cobertura estacional con arreglo a la metodología desarrollada de conformidad con el artículo 8. Publicará los resultados a más tardar el 1 de diciembre de cada año para la evaluación de invierno y a más tardar el 1 de junio de cada año para la de verano. Podrá delegar las tareas referidas a los análisis de cobertura en los centros de coordinación regionales. Presentará el análisis de cobertura en una reunión del GCE, que podrá formular las recomendaciones cuando proceda.

3.   Los centros de coordinación regionales llevarán a cabo análisis de cobertura desde una semana hasta como mínimo un día de antelación de conformidad con el Reglamento (UE) 2017/1485, con arreglo a la metodología adoptada de conformidad con el artículo 8 del presente Reglamento.

CAPÍTULO III

Planes de preparación frente a los riesgos

Artículo 10

Elaboración de los planes de preparación frente a los riesgos

1.   Sobre la base de los escenarios de crisis de electricidad regionales y nacionales identificados conforme a los artículos 6 y 7, la autoridad competente de cada Estado miembro elaborará un plan de preparación frente a los riesgos, previa consulta a los gestores de redes de distribución considerados pertinentes por la autoridad competente, los gestores de redes de transporte, los productores pertinentes o sus asociaciones, las empresas eléctricas y de gas natural, las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los consumidores de electricidad, tanto industriales como no industriales, y la autoridad reguladora, cuando no sea la autoridad competente.

2.   El plan de preparación frente a los riesgos comprenderá medidas nacionales regionales y, en su caso, bilaterales, según lo establecido en los artículos 11 y 12. De conformidad con el artículo 16, todas las medidas previstas o adoptadas para prevenir las crisis de electricidad, prepararse para ellas o atenuarlas deberán cumplir plenamente las normas que regulan el mercado interior de la electricidad y la gestión de la red. Dichas medidas deberán estar claramente definidas y ser transparentes, proporcionadas y no discriminatorias.

3.   El plan de preparación frente a los riesgos se elaborará de conformidad con los artículos 11 y 12 y con el modelo que figura en el anexo. En caso necesario, los Estados miembros podrán incluir información adicional en el plan.

4.   Para garantizar la coherencia de los planes de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes, antes de adoptarlos, presentarán los proyectos de planes, para su consulta, a las autoridades competentes de los Estados miembros pertinentes de la misma región y, si no pertenecen a esta, a las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados, y al GCE.

5.   En un plazo de seis meses a partir de la recepción de los proyectos de planes de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes a que se refiere el apartado 4, así como el GCE, podrán formular recomendaciones relativas a los proyectos de planes presentados con arreglo al apartado 4.

6.   En un plazo de nueve meses a partir de la presentación de los proyectos de planes, las autoridades competentes de que se trate adoptarán sus planes de preparación frente a los riesgos, teniendo debidamente en cuenta los resultados de la consulta de conformidad con el apartado 4 y todas las recomendaciones formuladas, en su caso, en virtud del apartado 5. Las autoridades notificarán sin demora sus planes de preparación frente a los riesgos a la Comisión.

7.   Las autoridades competentes de los Estados miembros y la Comisión publicarán los planes de preparación frente a los riesgos en sus sitios web, garantizando al mismo tiempo la confidencialidad de la información sensible, en particular la información sobre medidas relativas a la prevención o atenuación de las consecuencias de los ataques malintencionados. La protección de la confidencialidad de la información sensible se basará en los principios establecidos con arreglo al artículo 19.

8.   Las autoridades competentes aprobarán y publicarán sus primeros planes de preparación frente a los riesgos a más tardar el 5 de enero de 2022. Seguidamente los actualizarán cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigieran una actualización más frecuente.

Artículo 11

Contenido de los planes de preparación frente a los riesgos en lo concerniente a las medidas nacionales

1.   El plan de preparación frente a los riesgos de cada uno de los Estados miembros indicará todas las medidas nacionales previstas o adoptadas para prevenir las crisis de electricidad identificadas conforme a los artículos 6 y 7, prepararse para ellas y atenuarlas. Deberá, como mínimo:

a)

contener un resumen de los escenarios de crisis de electricidad definidos para el Estado miembro y región de que se trate, de conformidad con los procedimientos establecidos en los artículos 6 y 7;

b)

definir la función y responsabilidades de la autoridad competente y describir qué tareas, si las hay, se han delegado en otros organismos;

c)

describir las medidas nacionales establecidas para prepararse frente a los riesgos identificados con arreglo a los artículos 6 y 7 y prevenirlos;

d)

designar a un coordinador nacional de crisis y definir sus tareas;

e)

establecer los procedimientos detallados que han de seguirse en las crisis de electricidad, incluidos los correspondientes mecanismos para la transmisión de información;

f)

identificar la contribución de las medidas basadas en el mercado a la resolución de las crisis de electricidad, en particular las medidas del lado de la oferta y de la demanda;

g)

identificar las posibles medidas no basadas en el mercado que deben aplicarse en las crisis de electricidad, especificando las circunstancias desencadenantes y las condiciones y procedimientos para su aplicación, e indicando de qué manera cumplen los requisitos establecidos en el artículo 16 y las medidas regionales y bilaterales;

h)

proporcionar un marco para el deslastre de carga manual que precise las circunstancias en que debe procederse al deslastre y especifique, por lo que respecta a la seguridad tanto pública como de las personas, las categorías de usuarios de electricidad que, de conformidad con la legislación nacional, tienen derecho a recibir una protección especial respecto de la desconexión, justificando la necesidad de dicha protección y especificando el modo en que los gestores de redes de transporte y de distribución de los Estados miembros de que se trate hayan de disminuir el consumo;

i)

describir los mecanismos utilizados para informar al público de las crisis de electricidad;

j)

describir las medidas nacionales necesarias para ejecutar y aplicar las medidas regionales y, en su caso, bilaterales acordadas en virtud del artículo 12;

k)

incluir información sobre los planes conexos y necesarios para desarrollar la futura red que ayudará a hacer frente a las consecuencias de los escenarios de crisis de electricidad identificados.

2.   Las medidas nacionales tendrán plenamente en cuenta las medidas regionales y, en su caso, bilaterales acordadas en virtud dl artículo 12 y no deberán poner en peligro ni la protección o seguridad operativa de la red de transporte ni la seguridad del suministro eléctrico de otros Estados miembros.

Artículo 12

Contenido de los planes de preparación frente a los riesgos en lo concerniente a las medidas regionales y bilaterales

1.   Además de las medidas nacionales mencionadas en el artículo 11, el plan de preparación frente a los riesgos de cada Estado miembro incluirá medidas regionales y, en su caso, bilaterales, con objeto de que las crisis de electricidad con un impacto transfronterizo se prevengan y se gestionen adecuadamente. Las medidas regionales se acordarán entre los Estados miembros de la región de que se trate que dispongan de la capacidad técnica para prestarse mutuamente asistencia de conformidad con el artículo 15. Los Estados miembros pueden asimismo a tal efecto formar subgrupos dentro de una región. Las medidas bilaterales se acordarán entre los Estados miembros que estén directamente conectados pero no pertenezcan a la misma región. Los Estados miembros garantizarán la coherencia entre las medidas regionales y las bilaterales. Las medidas regionales y bilaterales incluirán, como mínimo:

a)

la designación de un coordinador de crisis;

b)

los mecanismos para compartir información y cooperar;

c)

las medidas coordinadas para atenuar el impacto de una crisis de electricidad, incluida una crisis simultánea de electricidad, a efectos de asistencia de conformidad con el artículo 15;

d)

los procedimientos para llevar a cabo las pruebas anuales o bienales de los planes de preparación frente a los riesgos;

e)

los mecanismos de activación de las medidas no basadas en el mercado que hayan de activarse de conformidad con el artículo 16, apartado 2.

2.   Los Estados miembros de que se trate acordarán las medidas regionales y bilaterales que se deban incluir en el plan de preparación frente a los riesgos, previa consulta a los centros de coordinación regionales de que se trate. La Comisión podrá desempeñar un papel facilitador en la preparación del acuerdo sobre medidas regionales y bilaterales. La Comisión podrá solicitar a la ACER y a la REGRT de Electricidad que presten asistencia técnica a los Estados miembros con miras a facilitar dicho acuerdo. Al menos ocho meses antes de que finalice el plazo para la adopción o la actualización del plan de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes informarán de los acuerdos alcanzados al GCE. Si los Estados miembros no logran alcanzar un acuerdo, las autoridades competentes en cuestión informarán a la Comisión de las razones de dicho desacuerdo. En tal caso, la Comisión propondrá medidas que incluyan un mecanismo de cooperación para la celebración de un acuerdo sobre medidas regionales y bilaterales.

3.   Con la participación de las partes interesadas pertinentes, las autoridades competentes de los Estados miembros de cada región probarán periódicamente la eficacia de los procedimientos desarrollados en los planes de preparación frente a los riesgos para prevenir crisis de electricidad, en particular los mecanismos a que se refiere el apartado 1, letra b), y realizarán bienalmente simulacros de crisis de electricidad, especialmente para comprobar el funcionamiento de dichos mecanismos.

Artículo 13

Evaluación por la Comisión de los planes de preparación frente a los riesgos

1.   En un plazo de cuatro meses a partir de la notificación, por parte de la autoridad competente, del plan de preparación frente a los riesgos que se haya adoptado, la Comisión evaluará dicho plan teniendo debidamente en cuenta las opiniones manifestadas por el GCE.

2.   La Comisión, previa consulta al GCE, emitirá un dictamen no vinculante exponiendo un razonamiento detallado y lo presentará a la autoridad competente con la recomendación de que revise su plan de preparación frente a los riesgos en caso de que este:

a)

no resulte eficaz para atenuar los riesgos detectados en los escenarios de crisis de electricidad;

b)

no guarde coherencia con los escenarios de crisis de electricidad detectados o con el plan de preparación frente a los riesgos de otro Estado miembro;

c)

no cumpla con los requisitos fijados en el artículo 10, apartado 2;

d)

disponga medidas que vayan probablemente a poner en peligro la seguridad del suministro eléctrico en otros Estados miembros;

e)

falsee indebidamente la competencia o el funcionamiento efectivo del mercado interior, o

f)

no cumpla con las disposiciones del presente Reglamento u otras disposiciones del Derecho de la Unión.

3.   En un plazo de tres meses a partir de la recepción del dictamen de la Comisión mencionado en el apartado 2, la autoridad competente en cuestión tendrá plenamente en cuenta la recomendación de la Comisión y, o bien le notificará a esta el plan de preparación frente a los riesgos modificado, o le notificará los motivos por los que no está de acuerdo con dicha recomendación.

4.   En caso de que la autoridad competente no esté de acuerdo con la recomendación de la Comisión, esta última, en un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de la notificación de los motivos de la objeción por parte de la autoridad competente, podrá retirar su recomendación o convocar una reunión con la autoridad competente y, de considerarlo necesario, el GCE, al objeto de evaluar la cuestión. La Comisión expondrá el razonamiento detallado por el que solicite cualquier modificación del plan de preparación frente a los riesgos. Cuando la posición definitiva de la autoridad competente en cuestión difiera del razonamiento detallado de la Comisión, la autoridad competente presentará a la Comisión los motivos para dicha posición en un plazo de dos meses a partir de la recepción del razonamiento detallado de la Comisión.

CAPÍTULO IV

Gestión de las crisis de electricidad

Artículo 14

Alerta temprana y declaración de crisis

1.   Cuando el análisis de cobertura estacional u otra fuente cualificada proporcionen información concreta, seria y fiable sobre la posibilidad de que se produzca una crisis de electricidad en un Estado miembro, la autoridad competente de ese Estado miembro emitirá sin demora injustificada una alerta temprana a la Comisión, a las autoridades competentes de los Estados miembros de la misma región y, si no pertenecen a esta, a las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados. La autoridad competente en cuestión también deberá facilitar información sobre las causas de la posible crisis de electricidad, las medidas adoptadas o previstas para prevenir una crisis de electricidad y la posibilidad de que necesite asistencia de otros Estados miembros. La información incluirá las posibles repercusiones de las medidas en el mercado interior de la electricidad. La Comisión facilitará también esta información al GCE.

2.   Cuando se enfrente a una crisis de electricidad, la autoridad competente, previa consulta al gestor de la red de transporte en cuestión, declarará una crisis de electricidad e informará al respecto, sin demora injustificada, a las autoridades competentes de los Estados miembros de la misma región y, si no pertenecen a esta, a las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados, así como a la Comisión. En esta información se expondrán las causas del deterioro de la situación del suministro de electricidad, los motivos por los que ha declarado una crisis de electricidad, las medidas adoptadas y previstas para atenuarla, y cualquier asistencia que necesite de otros Estados miembros.

3.   Cuando consideren que la información facilitada en virtud del apartado 1 o 2 sea insuficiente, la Comisión, el GCE o las autoridades competentes de los Estados miembros de la misma región y, si no pertenecen a esta, las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados podrán solicitar al Estado miembro afectado que proporcione información adicional.

4.   Cuando una autoridad competente emita una alerta temprana o declare una crisis de electricidad, se llevarán a cabo, en la mayor medida posible, las medidas previstas en el plan de preparación frente a los riesgos.

Artículo 15

Cooperación y asistencia

1.   Los Estados miembros actuarán y colaborarán en un espíritu de solidaridad para prevenir o gestionar las crisis de electricidad.

2.   Cuando gocen de la capacidad técnica necesaria, los Estados miembros se prestarán mutuamente asistencia, mediante medidas regionales o bilaterales acordadas de conformidad con el presente artículo y con el artículo 12 antes de la prestación de dicha asistencia. A tal efecto, y con vistas a proteger la seguridad tanto pública como de las personas, los Estados miembros acordarán medidas regionales o bilaterales de su elección al objeto de suministrar electricidad de manera coordinada.

3.   Los Estados miembros acordarán las disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias para la aplicación de las medidas regionales o bilaterales antes de la prestación de la asistencia. Dichas disposiciones especificarán, entre otros elementos, la cantidad máxima de electricidad que se suministrará a nivel regional o bilateral, la circunstancia desencadenante de la asistencia y de su suspensión, la forma en que se suministrará la electricidad, y las disposiciones relativas a una compensación justa entre Estados miembros de conformidad con los apartados 4, 5 y 6.

4.   La asistencia estará supeditada a un acuerdo previo entre los Estados miembros de que se trate relativo a una compensación justa, que comprenderá como mínimo:

a)

el coste de la electricidad suministrada al territorio del Estado miembro que solicite asistencia, así como los costes de transporte asociados, y

b)

cualquier otro coste razonable en que haya incurrido el Estado miembro que presta la asistencia, incluidos los referentes al reembolso de la asistencia preparada sin activación efectiva, así como cualquier coste derivado de procedimientos judiciales, procedimientos de arbitraje, o procedimientos o acuerdos similares.

5.   La compensación justa a que hace referencia el apartado 4 incluirá, entre otros, todos los costes razonables derivados de la obligación de pagar una compensación en virtud de los derechos fundamentales garantizados por el Derecho de la Unión y en virtud de las obligaciones internacionales aplicables al aplicar las disposiciones del presente Reglamento en que incurra el Estado miembro que preste asistencia, así como los costes razonables adicionales en que incurra a raíz del pago de compensaciones de conformidad con las normas de compensación nacionales.

6.   El Estado miembro que solicite asistencia deberá pagar rápidamente una compensación justa, o garantizar su rápido pago, al Estado miembro que la proporcione.

7.   La Comisión proporcionará a más tardar el 5 de enero de 2020, previa consulta al GCE y a la ACER, orientaciones no vinculantes para los elementos fundamentales de la compensación justa a que se refieren los apartados 3 a 6 y otros elementos fundamentales de las disposiciones técnicas, legales y financieras a que se refiere el apartado 3, así como principios generales en relación con la asistencia mutua contemplada en el apartado 2.

8.   En caso de que se produzca una crisis de electricidad para la que los Estados miembros no hayan acordado aún medidas regionales o bilaterales y disposiciones técnicas, legales y financieras de conformidad con el presente artículo, los Estados miembros acordarán medidas y disposiciones ad hoc para aplicar este artículo, en particular en lo que se refiere a la compensación justa de conformidad con los apartados 4, 5 y 6. Cuando un Estado miembro solicite asistencia antes de que se hayan acordado dichas medidas y disposiciones ad hoc, deberá, antes de recibir la asistencia, comprometerse a pagar una compensación justa de conformidad con los apartados 4, 5 y 6.

9.   Los Estados miembros garantizarán que las disposiciones del presente Reglamento sobre asistencia se apliquen de conformidad con los Tratados, la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea y otras obligaciones internacionales aplicables. Tomarán las medidas necesarias a tal efecto.

Artículo 16

Cumplimiento de las normas de mercado

1.   Las medidas adoptadas para prevenir o atenuar las crisis de electricidad deberán cumplir las normas que regulan el mercado interior de la electricidad y la gestión de la red.

2.   En una crisis de electricidad, se activarán medidas no basadas en el mercado únicamente como último recurso, si se han agotado todas las opciones que proporciona este o cuando sea patente que no basta solo con las medidas basadas en el mercado para evitar un mayor deterioro de la situación del suministro de electricidad. Las medidas no basadas en el mercado no deberán falsear indebidamente la competencia ni el funcionamiento efectivo del mercado interior de la electricidad. Deberán ser necesarias, proporcionadas, no discriminatorias y de carácter temporal. La autoridad competente informará a las partes interesadas pertinentes de su Estado miembro de toda aplicación de medidas no basadas en el mercado.

3.   La reducción de las transacciones, incluida la reducción de capacidad interzonal ya asignada, la limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad o la limitación de la provisión de programas, solo se iniciará de conformidad con el artículo 16, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/943 y con las normas adoptadas en su aplicación.

CAPÍTULO V

Evaluación y seguimiento

Artículo 17

Evaluación ex post

1.   A la mayor brevedad, y a más tardar en todo caso tres meses después de que haya concluido la crisis de electricidad, la autoridad competente del Estado miembro que declaró dicha crisis presentará un informe de evaluación ex post al GCE y a la Comisión, previa consulta a la autoridad reguladora, cuando no sea la autoridad competente.

2.   Dicho informe deberá incluir, como mínimo, lo siguiente:

a)

una descripción del suceso que haya desencadenado la crisis;

b)

una descripción de todas las medidas de prevención, preparación y atenuación adoptadas y una evaluación de su proporcionalidad y efectividad;

c)

una valoración del impacto transfronterizo de las medidas adoptadas;

d)

una descripción de la asistencia preparada, con o sin activación efectiva, prestada a Estados miembros vecinos y terceros países, o recibida de ellos;

e)

el impacto económico de la crisis de electricidad y el impacto en el sector de la electricidad de las medidas adoptadas en la medida en que así lo permitan los datos de que se disponga en el momento de la evaluación, en particular los volúmenes de energía no suministrada y el nivel de desconexión de demanda manual (incluida una comparación entre el nivel de desconexión de demanda voluntaria y forzada);

f)

los motivos que justifiquen la aplicación de medidas no basadas en el mercado;

g)

cualquier mejora posible o propuesta de mejora del plan de preparación frente a los riesgos;

h)

una visión de conjunto de las posibles mejoras en el desarrollo de la red en aquellos casos en los que las insuficiencias en este sentido hayan provocado la crisis de electricidad o contribuido a que se produzca.

3.   Cuando consideren que la información facilitada en el informe de evaluación ex post sea insuficiente, el GCE y la Comisión podrán solicitar a la autoridad competente de que se trate que proporcione información adicional.

4.   La autoridad competente correspondiente presentará los resultados de la evaluación ex post en una reunión del GCE. Dichos resultados se reflejarán en el plan actualizado de preparación frente a los riesgos.

Artículo 18

Seguimiento

1.   Además de llevar a cabo otras tareas dispuestas en el presente Reglamento, el GCE debatirá:

a)

los resultados del plan decenal de desarrollo de la red eléctrica, elaborado por la REGRT de Electricidad;

b)

la coherencia de los planes de preparación frente a los riesgos adoptados por las autoridades competentes con arreglo al procedimiento a que se refiere el artículo 10;

c)

los resultados de los análisis europeos de cobertura llevados a cabo por la REGRT de Electricidad, tal como se contempla en el artículo 23, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943;

d)

la actuación de los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico, teniendo en cuenta al menos los indicadores calculados en análisis europeo de cobertura por, a saber, el valor esperado de energía no suministrada y la pérdida de carga prevista;

e)

los resultados de los análisis de cobertura estacional a que se refiere el artículo 9, apartado 2;

f)

la información recibida de los Estados miembros de conformidad con el artículo 7, apartado 4;

g)

los resultados de la evaluación ex post a que se refiere el artículo 17, apartado 4;

h)

la metodología para el análisis de cobertura a corto plazo a que se refiere el artículo 8;

i)

la metodología para identificar los escenarios de crisis de electricidad regionales a que se refiere el artículo 5.

2.   El GCE podrá formular recomendaciones a los Estados miembros, así como a la REGRT de Electricidad, en relación con los asuntos mencionados en el apartado 1.

3.   La ACER supervisará de manera permanente la seguridad de las medidas de suministro eléctrico e informará periódicamente al GCE.

4.   A más tardar el 1 de septiembre de 2025, la Comisión evaluará, sobre la base de la experiencia adquirida a lo largo de la aplicación del presente Reglamento, las posibles maneras de incrementar la seguridad del suministro eléctrico a escala de la Unión y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la aplicación del presente Reglamento, incluyendo, si procede, propuestas legislativas para su modificación.

Artículo 19

Tratamiento de la información confidencial

1.   Los Estados miembros y las autoridades competentes deberán aplicar los procedimientos a que se refiere el presente Reglamento de conformidad con la normativa aplicable, incluida la normativa nacional relacionada con el tratamiento de información y procesos confidenciales. Si la aplicación de dichas normativas tiene como consecuencia que no se pueda divulgar alguna información, el Estado miembro o la autoridad de que se trate podrá facilitar un resumen no confidencial, lo cual deberá hacer de manera obligatoria de mediar solicitud previa en tal sentido.

2.   La Comisión, la ACER, el GCE, la REGRT de Electricidad, los Estados miembros, las autoridades competentes y las autoridades reguladoras, así como el resto de organismos, entidades y personas pertinentes, que reciban información confidencial en virtud del presente Reglamento garantizarán la confidencialidad de la información delicada.

CAPÍTULO VI

Disposiciones finales

Artículo 20

Cooperación con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía

Cuando los Estados miembros y las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía cooperen en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico, tal cooperación podrá incluir la definición de una crisis de electricidad, así como el proceso de identificación de los escenarios de crisis de electricidad y de elaboración de los planes de preparación frente a los riesgos, con vistas a que no se adopte ninguna medida que ponga en peligro la seguridad del suministro eléctrico de los Estados miembros, las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía o la Unión. A este respecto, las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía podrán participar, previa invitación de la Comisión, en el GCE en relación con todas las cuestiones que les afecten.

Artículo 21

Excepción

Hasta que Chipre esté conectada directamente con otro Estado miembro, los artículos 6 y 12 y el artículo 15, apartados 2 a 9, no serán de aplicación entre Chipre y otros Estados miembros, o a la REGRT de Electricidad en lo que se refiere a Chipre. Chipre y otros Estados miembros pertinentes podrán, con el apoyo de la Comisión, establecer medidas y procedimientos distintos de los previstos en los artículos 6 y 12 y el artículo 15, apartados 2 a 9, siempre y cuando dichas medidas y procedimientos no afecten a la aplicación efectiva del presente Reglamento entre los demás Estados miembros.

Artículo 22

Disposición transitoria en espera de la creación de los centros de coordinación regionales

Hasta la fecha de creación de los centros de coordinación regionales de conformidad con el artículo 35 del Reglamento (UE) 2019/943, se entenderá por «región» un Estado miembro o un grupo de Estados miembros situados en la misma zona síncrona.

Artículo 23

Derogación

Queda derogada la Directiva 2005/89/CE.

Artículo 24

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

Hecho en Bruselas, el 5 de junio de 2019.

Por el Parlamento Europeo

El Presidente

A. TAJANI

Por el Consejo

El Presidente

G. CIAMBA


(1)  DO C 288 de 31.8.2017, p. 91.

(2)  DO C 342 de 12.10.2017, p. 79.

(3)  Posición del Parlamento Europeo de 26 de marzo de 2019 (pendiente de publicación en el Diario Oficial) y Decisión del Consejo de 22 de mayo de 2019.

(4)  Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (véase la página 54 del presente Diario Oficial).

(5)  Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (véase la página 125 del presente Diario Oficial).

(6)  Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de enero de 2006, sobre las medidas de salvaguarda de la seguridad del abastecimiento de electricidad y la inversión en infraestructura (DO L 33 de 4.2.2006, p. 22).

(7)  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).

(8)  Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda (DO L 312 de 28.11.2017, p. 54).

(9)  Decisión de la Comisión, de 15 de noviembre de 2012, por la que se crea el Grupo de Coordinación de la Electricidad (DO C 353 de 17.11.2012, p. 2).

(10)  Directiva (UE) 2016/1148 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 6 de julio de 2016, relativa a las medidas destinadas a garantizar un elevado nivel común de seguridad de las redes y sistemas de información en la Unión (DO L 194 de 19.7.2016, p. 1).

(11)  Directiva 2008/114/CE del Consejo, de 8 de diciembre de 2008, sobre la identificación y designación de infraestructuras críticas europeas y la evaluación de la necesidad de mejorar su protección (DO L 345 de 23.12.2008, p. 75).

(12)  Decisión n.o 1313/2013/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de diciembre de 2013, relativa a un Mecanismo de Protección Civil de la Unión (DO L 347 de 20.12.2013, p. 924).

(13)  Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (véase la página 22 del presente Diario Oficial).

(14)  Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2017, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n.o 994/2010 (DO L 280 de 28.10.2017, p. 1).


ANEXO

MODELO DE PLAN DE PREPARACIÓN FRENTE A LOS RIESGOS

El siguiente modelo se rellenará en inglés.

Información general

Nombre de la autoridad competente responsable de la preparación del presente plan.

Estados miembros de la región.

1.   RESUMEN DE LOS ESCENARIOS DE CRISIS DE ELECTRICIDAD

Describir brevemente los escenarios de crisis de electricidad identificados a nivel regional y nacional con arreglo al procedimiento establecido en los artículos 6 y 7, incluida una descripción de las hipótesis aplicadas.

2.   FUNCIONES Y RESPONSABILIDADES DE LA AUTORIDAD COMPETENTE

Definir la función y las responsabilidades de la autoridad competente y de los organismos en los que se hayan delegado tareas.

Describir qué tareas, si las hay, se han delegado en otros organismos.

3.   PROCEDIMIENTOS Y MEDIDAS EN LA CRISIS DE ELECTRICIDAD

3.1.   Procedimientos y medidas nacionales

a)

Describir los procedimientos que han de seguirse en los casos de crisis de electricidad, incluidos los correspondientes mecanismos para la transmisión de información.

b)

Describir las medidas en materia de prevención y preparación.

c)

Describir las medidas para atenuar las crisis de electricidad, en particular las medidas del lado de la oferta y de la demanda, indicando las circunstancias en que pueden aplicarse, especialmente la circunstancia desencadenante de cada medida. Si se contemplan medidas no basadas en el mercado, deberán justificarse debidamente a la luz de los requisitos establecidos en el artículo 16 y, en su caso, cumplir las medidas regionales y bilaterales.

d)

Proporcionar un marco para el deslastre de carga manual que precise las circunstancias en que debe procederse al deslastre. Especificar, por lo que respecta a la seguridad tanto pública como de las personas, las categorías de usuarios de electricidad que tienen derecho a recibir una protección especial respecto de la desconexión y justificar la necesidad de dicha protección. Especificar el modo en que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución deben actuar para disminuir el consumo.

e)

Describir los mecanismos utilizados para informar al público de la crisis de electricidad.

3.2.   Procedimientos y medidas regionales y bilaterales

a)

Describir los mecanismos acordados para la cooperación dentro de la región y para garantizar una coordinación adecuada antes y durante la crisis de electricidad, incluidos los procedimientos de toma de decisiones para hacer posible una reacción apropiada a escala regional.

b)

Describir todas las medidas regionales y bilaterales acordadas, incluidas cualesquiera disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias para la aplicación de dichas medidas. Facilitar, en la descripción de estas disposiciones, información relativa a, entre otros elementos, las cantidades máximas de electricidad que se suministrarán a nivel regional o bilateral, la circunstancia desencadenante de la asistencia y la posibilidad de solicitar su suspensión, la forma en que se suministrará la electricidad, y las disposiciones relativas a la compensación justa entre Estados miembros. Describir las medidas nacionales necesarias para ejecutar y aplicar las medidas regionales y bilaterales acordadas.

c)

Describir los mecanismos existentes para la cooperación y para la coordinación de las actuaciones antes y durante la crisis de electricidad con otros Estados miembros de fuera de la región, así como con terceros países de la zona síncrona correspondiente.

4.   COORDINADOR DE CRISIS

Indicar el coordinador de crisis y definir su función. Especificar los datos de contacto.

5.   CONSULTAS DE LAS PARTES INTERESADAS

De conformidad con el artículo 10, apartado 1, describir el mecanismo utilizado para la elaboración de este plan, así como los resultados de las consultas con:

a)

las empresas eléctricas y de gas natural pertinentes, incluidos los productores pertinentes o sus asociaciones;

b)

las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los consumidores de electricidad no industriales;

c)

las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los consumidores de electricidad industriales;

d)

las autoridades reguladoras;

e)

los gestores de redes de transporte;

f)

los gestores pertinentes de redes de distribución.

6.   PRUEBAS DE EMERGENCIA

a)

Indicar el calendario para los simulacros bienales de crisis de electricidad regionales (y, si procede, también nacionales) con respuesta en tiempo real.

b)

De conformidad con el artículo 12, apartado 1, letra d), indicar los procedimientos acordados y los agentes implicados.

A efectos de las actualizaciones del plan: describir brevemente las pruebas efectuadas desde la adopción del último plan y sus principales resultados. Indicar las medidas adoptadas a raíz de esas pruebas.


14.6.2019   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 158/22


REGLAMENTO (UE) 2019/942 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

de 5 de junio de 2019

por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía

(versión refundida)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 194, apartado 2,

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

Previa transmisión del proyecto de acto legislativo a los Parlamentos nacionales,

Visto el dictamen del Comité Económico y Social Europeo (1),

Visto el dictamen del Comité de las Regiones (2),

De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario (3),

Considerando lo siguiente:

(1)

El Reglamento (CE) n.o 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (4) por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) ha sido modificado de forma sustancial (5). Dado que es preciso introducir nuevas modificaciones, conviene, en aras de la claridad, proceder a la refundición de dicho Reglamento.

(2)

La creación de la ACER ha mejorado de forma manifiesta la coordinación entre autoridades reguladoras en cuestiones transfronterizas. Desde su instauración, se han asignado a la ACER importantes funciones relacionadas con la supervisión de los mercados mayoristas en virtud del Reglamento (UE) n.o 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (6) y relacionadas con las infraestructuras energéticas transfronterizas en virtud del Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (7), así como con la seguridad del suministro de gas en virtud del Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo (8).

(3)

Es de prever que la necesidad de coordinación de las acciones nacionales reguladoras siga aumentando en los próximos años. El sistema energético de la Unión está sufriendo su transformación más profunda desde hace varias décadas. Para alcanzar una mayor integración de los mercados y avanzar hacia una producción de electricidad más variable es necesario hacer un esfuerzo por coordinar las políticas energéticas nacionales con las de los países vecinos y para aprovechar las oportunidades que ofrecen los intercambios transfronterizos de electricidad.

(4)

La experiencia adquirida con la aplicación del mercado interior ha puesto de manifiesto que las intervenciones nacionales no coordinadas pueden provocar problemas serios al mercado, en particular en zonas interconectadas en las que las decisiones de un Estado miembro a menudo tienen repercusiones reales en sus países vecinos. Para que los efectos positivos del mercado interior de la electricidad redunden en el bienestar de los consumidores, la seguridad de suministro y la descarbonización, los Estados miembros y, en particular, sus autoridades reguladoras independientes, han de cooperar en las medidas reguladoras que tengan efectos transfronterizos.

(5)

Las intervenciones estatales aisladas constituyen, en los mercados de la energía, un riesgo creciente para el buen funcionamiento de los mercados transfronterizos de electricidad. Es preciso, por lo tanto, dar a la ACER competencias para el desarrollo de un análisis europeo de cobertura coordinado, en estrecha cooperación con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (en lo sucesivo, «REGRT de Electricidad») con el fin de evitar los problemas planteados por evaluaciones aisladas que obedecen a métodos dispares y no coordinados y no tienen suficientemente en cuenta la situación de los países vecinos. La ACER debe también supervisar los parámetros técnicos desarrollados por la REGRT de Electricidad para garantizar la participación eficiente de las capacidades transfronterizas y otros aspectos técnicos de los mecanismos de capacidad.

(6)

A pesar de los significativos avances realizados en la integración y la interconexión del mercado interior de la electricidad, algunos Estados miembros o regiones siguen estando aislados o no suficientemente interconectados, en particular, los Estados miembros insulares y aquellos situados en la periferia de la Unión. Al realizar su labor, la ACER debe tener en cuenta la situación específica de esos Estados miembros o regiones.

(7)

La seguridad del suministro eléctrico requiere que se adopte un enfoque coordinado para hacer frente a crisis inesperadas en esta materia. La ACER debe, por lo tanto, coordinar las acciones en el ámbito de la preparación frente a los riesgos, de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo (9).

(8)

Debido a la estrecha interconexión de la red eléctrica de la Unión y debido a que, para mantener la estabilidad de la red de electricidad de la Unión e integrar grandes cantidades de energías renovables, es cada vez más necesario cooperar con los países vecinos, los centros de coordinación regionales desempeñarán un papel muy importante para coordinar a los gestores de redes de transporte. La ACER debe garantizar la supervisión reguladora de los centros de coordinación regionales cuando sea conveniente.

(9)

Como una gran parte de la nueva capacidad de generación de electricidad estará interconectada a nivel local, los gestores de redes de distribución desempeñarán un papel importante a la hora de gestionar el sistema eléctrico de la Unión en condiciones de alta flexibilidad y eficiencia.

(10)

Los Estados miembros deben cooperar estrechamente y suprimir los obstáculos a los intercambios transfronterizos de electricidad y gas natural, con el fin de alcanzar los objetivos de la política energética de la Unión. La ACER se estableció para ocupar el vacío regulador que existía a escala de la Unión y contribuir al funcionamiento efectivo de los mercados interiores de la electricidad y del gas natural. La ACER permite a las autoridades reguladoras incrementar su cooperación a nivel de la Unión y participar sobre bases comunes en el ejercicio de sus funciones a dicho nivel.

(11)

La ACER debe asegurar que las funciones reguladoras que desempeñan las autoridades reguladoras de conformidad con la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo (10) y la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (11) se coordinen adecuadamente y, en caso de necesidad, se completen a nivel de la Unión. Con este fin, es necesario garantizar la independencia de la ACER respecto de los productores de gas y electricidad, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución, ya sean públicos o privados, y los consumidores, y asegurar la conformidad de sus actos con el Derecho de la Unión, su capacidad técnica y normativa y su transparencia, sometimiento a un control democrático, incluida la rendición de cuentas ante el Parlamento Europeo, y eficiencia.

(12)

La ACER debe efectuar un seguimiento de la cooperación regional entre los gestores de redes de transporte en los sectores del gas y la electricidad, así como del cumplimiento de las tareas de la REGRT de Electricidad y de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (en lo sucesivo, «REGRT de Gas»). La ACER también debe supervisar el cumplimiento de las tareas de otras entidades con funciones reguladas a nivel de la Unión, tales como los intercambios de energía. La participación de la ACER es esencial para asegurar que la cooperación entre gestores de redes de transporte y el funcionamiento de otras entidades con funciones a escala de la Unión se desarrolla de manera eficiente y transparente en beneficio del mercado interior de la electricidad y del gas natural.

(13)

Las autoridades reguladoras deben coordinarse entre ellas cuando desempeñen sus tareas para garantizar el cumplimiento por parte de la REGRT de Electricidad, la entidad europea de los gestores de redes de distribución (en lo sucesivo, «entidad de los GRD UE») y los centros de coordinación regionales, de sus obligaciones en el marco de la regulación del mercado interior de la energía y de las decisiones de la ACER. Teniendo en cuenta la ampliación de las responsabilidades operativas de la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD UE y los centros de coordinación regionales, resulta necesario reforzar la supervisión de esas entidades que operan a nivel regional o de toda la Unión. El procedimiento establecido en el presente Reglamento garantiza el respaldo de la ACER a las autoridades reguladoras en el desempeño de estas funciones de conformidad con la Directiva (UE) 2019/944.

(14)

Para garantizar que la ACER disponga de la información necesaria para llevar a cabo sus tareas, la ACER debe poder obtener dicha información previa solicitud a la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, los centros de coordinación regionales, la entidad de los GRD UE, los gestores de redes de transporte y los operadores designados del mercado de la electricidad.

(15)

La ACER debe supervisar, en cooperación con la Comisión, los Estados miembros y las autoridades nacionales pertinentes, los mercados interiores de la electricidad y del gas natural, y, cuando proceda, informar de sus resultados al Parlamento Europeo, a la Comisión y a las autoridades nacionales. Las tareas de supervisión de la ACER no deben duplicar ni obstaculizar las realizadas por la Comisión o por las autoridades nacionales, en particular las autoridades nacionales de la competencia.

(16)

La ACER establece un marco integrado que permite a las autoridades reguladoras participar y cooperar. Este marco facilita la aplicación uniforme de la legislación del mercado interior del gas natural y la electricidad en toda la Unión. En relación con las situaciones que afecten a más de un Estado miembro, se ha facultado a la ACER para adoptar decisiones individuales. Estas competencias deben incluir, sujetas a condiciones claramente especificadas, cuestiones técnicas y reguladoras que requieran coordinación regional, en particular en relación con la aplicación de códigos de red y directrices, la cooperación en el marco de los centros de coordinación regionales, las decisiones reguladoras necesarias para supervisar de forma efectiva la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía, las decisiones sobre la infraestructura para la electricidad y el gas natural que conecte o pueda conectar al menos dos Estados miembros, y, en última instancia, las exenciones de las normas que regulan el mercado interior aplicables a los nuevos interconectores de electricidad y las nuevas infraestructuras de gas ubicadas en más de un Estado miembro.

(17)

Las revisiones de los códigos de red y las directrices incluyen modificaciones que son necesarias para tener en cuenta la evolución del mercado sin modificar sustancialmente dichos códigos de red y directrices ni crear nuevas competencias para la ACER.

(18)

La ACER desempeña un importante papel en la elaboración de directrices marco que no tienen carácter vinculante. Los códigos de red deben ajustarse a dichas directrices marco. Se considera también conveniente, y coherente con su finalidad, que la ACER intervenga en la revisión y modificación de los proyectos de códigos técnicos para asegurarse de que son conformes a las directrices marco y conferirles el grado de armonización necesario, antes de presentarlos para su adopción a la Comisión.

(19)

Con la adopción de un conjunto de códigos de red y de directrices que promueven una aplicación gradual y un perfeccionamiento creciente de las normas comunes y regionales a escala de la Unión, el papel de la ACER en lo que respecta al seguimiento de la aplicación de los códigos de red y las directrices, y su contribución al respecto, se ha reforzado. El seguimiento de los códigos de red y directrices es una función clave de la ACER, que resulta fundamental para la aplicación de las normas del mercado interior.

(20)

Durante la aplicación de los códigos de red y directrices se ha deducido que sería conveniente agilizar el procedimiento de aprobación reguladora de condiciones o metodologías aplicables a nivel tanto regional como de la Unión, desarrolladas con arreglo a dichos códigos de red y directrices, presentándoles directamente a la ACER para permitir que las autoridades reguladoras representadas en el Consejo de Reguladores puedan tomar una decisión sobre dichas condiciones o metodologías.

(21)

Puesto que la armonización gradual de los mercados energéticos de la Unión habitualmente hace necesario, como paso intermedio, encontrar soluciones a nivel regional y que muchos términos y condiciones y metodologías deben ser aprobados por un número limitado de autoridades reguladoras de una región específica, es conveniente reflejar en el presente Reglamento la dimensión regional del mercado interior y establecer los mecanismos de gobernanza apropiados. Por consiguiente, las decisiones sobre propuestas de condiciones o metodologías regionales conjuntas deben ser adoptadas por las autoridades reguladoras competentes de la región considerada, salvo si tales decisiones tienen repercusiones tangibles en el mercado interior de la energía.

(22)

Dado que la ACER posee información de las autoridades reguladoras, debe desempeñar un papel consultivo con respecto a la Comisión, otras instituciones de la Unión y las autoridades reguladoras para todas las cuestiones relacionadas con la finalidad para la que se ha creado. También debe pedírsele que informe a la Comisión cuando considere que la cooperación entre los gestores de redes de transporte no produce los resultados necesarios, o entienda que una autoridad reguladora cuya decisión infrinja los códigos de red y las directrices no se ha sometido adecuadamente al dictamen, a la recomendación o a la decisión de la ACER.

(23)

La ACER también debe estar facultada para formular recomendaciones con el fin de ayudar a las autoridades reguladoras y a los agentes del mercado a compartir buenas prácticas.

(24)

La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, la entidad de los GRD UE, los gestores de redes de transporte, los centros de coordinación regionales y los operadores designados del mercado de la electricidad deben tomar plenamente en consideración los dictámenes y las recomendaciones de la ACER de los que sean destinatarios en virtud del presente Reglamento.

(25)

La ACER debe consultar a las partes interesadas, cuando proceda, y ofrecerles una oportunidad razonable de pronunciarse sobre las medidas propuestas, tales como normas y códigos de redes.

(26)

La ACER debe contribuir a la puesta en práctica de las directrices sobre redes transeuropeas de energía según lo dispuesto en el Reglamento (UE) n.o 347/2013, particularmente cuando emita su dictamen sobre los planes decenales de desarrollo de la red no vinculantes de la Unión (planes de desarrollo de la red de ámbito de la Unión).

(27)

La ACER debe contribuir a los esfuerzos destinados a incrementar la seguridad energética.

(28)

Las actividades de la ACER deben ser coherentes con los objetivos generales y los objetivos específicos de la Unión de la Energía que tiene cinco dimensiones estrechamente relacionadas y que se refuerzan mutuamente, incluida la descarbonización, tal como se establece en el artículo 1 del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo (12).

(29)

De conformidad con el principio de subsidiariedad, la ACER solo debe adoptar decisiones individuales en circunstancias claramente definidas, sobre cuestiones estrictamente relacionadas con la finalidad para la que la ACER se ha creado.

(30)

Con el fin de garantizar que el marco de la ACER sea eficaz y coherente con el de otras agencias descentralizadas, las normas por las que se rige deben concordar con el enfoque común acordado entre el Parlamento Europeo, el Consejo de la UE y la Comisión Europea sobre las agencias descentralizadas (13) (en lo sucesivo, «enfoque común»). No obstante, en la medida en que sea necesario, la estructura de la ACER debe adaptarse para responder a las necesidades específicas de la regulación del sector de la energía. En particular, hay que tener muy en cuenta la función específica de las autoridades reguladoras y se ha de garantizar su independencia.

(31)

En el futuro podrían preverse cambios adicionales en el presente Reglamento para acomodarlo íntegramente al enfoque común. Habida cuenta de los imperativos actuales de la regulación de la energía, son necesarias desviaciones respecto al enfoque común. La Comisión debe llevar a cabo una evaluación del funcionamiento de la ACER a la luz de sus objetivos, su mandato y sus tareas, y, una vez efectuada dicha evaluación, debe poder proponer modificaciones al presente Reglamento.

(32)

El Consejo de Administración ha de disponer de las competencias necesarias para elaborar el presupuesto, controlar su ejecución, establecer su reglamento interno, adoptar reglamentos financieros y nombrar a un director. A fin de garantizar una participación equilibrada de los Estados miembros a lo largo del tiempo, para la renovación de los miembros del Consejo de Administración nombrados por el Consejo se aplicará un sistema de rotación. El Consejo de Administración debe actuar con independencia y objetividad en aras del interés público y no debe pedir ni seguir instrucciones de carácter político.

(33)

La ACER ha de disponer de las competencias necesarias para desempeñar las funciones reguladoras de manera eficiente, transparente, fundamentada y, sobre todo, independiente. La independencia de la ACER respecto de los productores de electricidad y de gas y los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución, así como de otros intereses privados y empresariales, no solo es un principio clave de la buena gobernanza, sino también una condición fundamental para lograr la confianza del mercado. Sin perjuicio de que sus miembros actúen en nombre de sus respectivas autoridades nacionales, el Consejo de Reguladores debe actuar, por tanto, con total independencia de cualquier interés comercial, evitar conflictos de intereses y no pedir ni seguir instrucción alguna de ningún Gobierno de un Estado miembro, de instituciones de la Unión ni de ninguna otra entidad o persona pública o privada, ni aceptar ninguna recomendación por su parte. Las decisiones del Consejo de Reguladores deben, al mismo tiempo, ser conformes con el Derecho de la Unión en materia de energía, como el mercado interior de la energía, el medio ambiente y la competencia. El Consejo de Reguladores debe informar de sus dictámenes, recomendaciones y decisiones a las instituciones de la Unión.

(34)

En los casos en que la ACER disponga de competencias en materia de toma de decisiones, las partes interesadas, por motivos de economía procesal, deben disfrutar del derecho a recurrir ante una Sala de Recurso, que debe formar parte de la ACER, pero ser independiente de su estructura tanto administrativa como reguladora. Con el fin de garantizar su funcionamiento y su plena independencia, la Sala de Recurso debe disponer de una línea presupuestaria independiente en el presupuesto de la ACER. En aras de la continuidad, el nombramiento o la renovación de los miembros de la Sala de Recurso debe permitir una sustitución parcial de dichos miembros. Las resoluciones de la Sala de Recurso pueden ser objeto de recurso ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (en lo sucesivo, «Tribunal de Justicia»).

(35)

La ACER debe ejercer sus facultades de decisión de conformidad con los principios de toma de decisiones justas, transparentes y razonables. Todos los procedimientos de la ACER deben quedar fijados en su reglamento interno.

(36)

El director debe ser responsable de la elaboración y adopción de documentos que contengan dictámenes, recomendaciones y decisiones. Para la adopción de determinados dictámenes, recomendaciones y decisiones que se mencionan en el artículo 22, apartado 5, letra a), y el artículo 24, apartado 2, se requiere un dictamen favorable previo del Consejo de Reguladores. El Consejo de Reguladores debe poder presentar dictámenes y, en su caso, observaciones y enmiendas a las propuestas de texto del director, que éste debe tener en cuenta. Cuando el director se aparte de las observaciones y enmiendas presentadas por el Consejo de Reguladores o las rechace, debe aportar una motivación escrita debidamente justificada con el fin de facilitar un diálogo constructivo. Si el Consejo de Reguladores no emite un dictamen favorable sobre un texto presentado por segunda vez, el director debe poder revisar una vez más el texto en consonancia con las enmiendas y observaciones propuestas por el Consejo de Reguladores con el fin de obtener un dictamen favorable de este. El director debe poder retirar los proyectos de dictámenes, recomendaciones y decisiones presentados en caso de desacuerdo con las enmiendas presentadas por el Consejo de Reguladores y presentar un nuevo texto con arreglo a un procedimiento específico a que se refiere el artículo 22, apartado 5, letra a), y el artículo 24, apartado 2. El director debe poder recabar un dictamen favorable del Consejo de Reguladores sobre un proyecto de texto nuevo o revisado en cualquier fase del procedimiento.

(37)

Se debe dotar a la ACER de los recursos adecuados para el desempeño de sus funciones. La ACER debe financiarse principalmente con cargo al presupuesto general de la Unión. Las tasas refuerzan la financiación de la ACER y deben cubrir sus costes correspondientes a los servicios prestados a agentes del mercado o a entidades que actúen en su nombre que les permiten comunicar los datos a que se refiere el artículo 8 del Reglamento (UE) n.o 1227/2011 de manera eficiente, eficaz y segura. Los recursos que actualmente aportan las autoridades reguladoras para su cooperación a nivel de la Unión deben continuar a disposición de la ACER. Debe seguir aplicándose el procedimiento presupuestario de la Unión mientras haya subvenciones a cargo del presupuesto general de la Unión. Además, la auditoría de la contabilidad debe correr a cargo de un auditor externo independiente con arreglo a lo dispuesto en el artículo 107 del Reglamento Delegado (UE) n.o 1271/2013 de la Comisión (14).

(38)

El presupuesto de la ACER debe someterse a una evaluación continua por parte de la autoridad presupuestaria sobre la base de la carga de trabajo de la ACER, su rendimiento y los objetivos de trabajar por un mercado interior de la energía y de contribuir a la seguridad energética en beneficio de los consumidores de la Unión. La autoridad presupuestaria debe garantizar que se alcanzan los mejores niveles de eficiencia.

(39)

El Centro de Traducción de los Órganos de la Unión Europea (en lo sucesivo, «Centro de Traducción») debe proporcionar servicios de traducción a todas las agencias de la Unión. Si la ACER tiene dificultades concretas con respecto a los servicios del Centro de Traducción, debe tener la posibilidad de invocar el mecanismo de recurso establecido en el Reglamento (CE) n.o 2965/94 del Consejo (15), que, en última instancia, puede conducir a recurrir a otros proveedores de servicios bajo los auspicios del Centro de Traducción.

(40)

La ACER debe contar con personal de gran profesionalidad. En particular, tiene que aprovechar la competencia y la experiencia del personal cedido en comisión de servicio por las autoridades reguladoras, la Comisión y los Estados miembros. Deben aplicarse al personal de la ACER el Estatuto de los funcionarios de las Comunidades Europeas (en lo sucesivo, «Estatuto de los funcionarios»), y el régimen aplicable a los otros agentes de las Comunidades Europeas (en lo sucesivo, «régimen aplicable a los otros agentes») establecidos por el Reglamento (CEE, Euratom, CECA) n.o 259/68 del Consejo (16) y la normativa adoptada de común acuerdo por las instituciones de la Unión a efectos de la aplicación de estas normas. El Consejo de Administración, de acuerdo con la Comisión, debe adoptar las normas de aplicación necesarias.

(41)

El trabajo regulador del director del Consejo de Reguladores contemplado en el presente Reglamento debe poder ser respaldado por grupos de trabajo.

(42)

La ACER debe aplicar las normas generales sobre el acceso público a los documentos en poder de los organismos de la Unión. El Consejo de Administración debe establecer las medidas prácticas destinadas a proteger la información sensible a efectos comerciales y los datos personales.

(43)

No cabe duda de que, a través de la cooperación de las autoridades reguladoras en el marco de la ACER, las decisiones por mayoría son condición imprescindible para progresar en asuntos de interés para el mercado interior de la energía y con efectos económicos significativos en varios Estados miembros. Las autoridades reguladoras deben, por lo tanto, seguir votando en base a la mayoría de dos tercios en el Consejo de Reguladores. La ACER debe responder ante el Parlamento Europeo, el Consejo y la Comisión, cuando proceda.

(44)

Los países que no sean miembros de la Unión deben poder participar en los trabajos de la ACER de conformidad con los acuerdos pertinentes que celebre la Unión.

(45)

Dado que los objetivos del presente Reglamento, a saber, la cooperación de las autoridades reguladoras a escala de la Unión y su participación en el ejercicio de funciones relacionadas con la Unión, no pueden ser alcanzados de manera suficiente por los Estados miembros, sino que pueden lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas, de acuerdo con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del Tratado de la Unión Europea (TUE). De conformidad con el principio de proporcionalidad establecido en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dichos objetivos.

(46)

La ACER tiene su sede en Liubliana conforme a lo dispuesto en la Decisión 2009/913/UE (17). La sede de la ACER es el centro de sus actividades y de sus funciones estatutarias.

(47)

El Estado miembro de acogida de la ACER debe garantizar las mejores condiciones posibles para un funcionamiento ágil y eficiente de esta, incluida una escolarización multilingüe y de vocación europea y unas conexiones de transporte adecuadas. El Acuerdo de Sede entre el Gobierno de la República de Eslovenia y la ACER, que contempla estos requisitos así como sus disposiciones de aplicación, se celebró el 26 de noviembre de 2010 y entró en vigor el 10 de enero de 2011.

HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

Capítulo I

Objetivos y funciones

Artículo 1

Constitución y objetivos

1.   El presente Reglamento crea una Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).

2.   La ACER tendrá como objetivo asistir a las autoridades reguladoras mencionadas en el artículo 57 de la Directiva (UE) 2019/944 y en el artículo 39 de la Directiva 2009/73/CE en el ejercicio a nivel de la Unión de las tareas reguladoras desempeñadas en los Estados miembros y, de ser necesario, coordinar su actuación y mediar en los desacuerdos entre ellos y solucionarlos, conforme a lo dispuesto en el artículo 6, apartado 10, del presente Reglamento. Asimismo, la ACER contribuirá al establecimiento de unas prácticas comunes de regulación y de supervisión de alta calidad que garanticen la aplicación coherente, eficiente y eficaz del Derecho de la Unión con el fin de alcanzar los objetivos de la Unión en materia de clima y energía.

3.   En el desempeño de sus funciones, la ACER actuará con independencia y objetividad y únicamente en interés de la Unión. La ACER tomará decisiones autónomas, con independencia de cualquier interés privado o empresarial.

Artículo 2

Tipos de actos de la ACER

La ACER deberá:

a)

emitir dictámenes y recomendaciones dirigidos a los gestores de redes de transporte, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, la entidad de los GRD UE, los centros de coordinación regionales y los operadores designados del mercado de la electricidad;

b)

emitir dictámenes y recomendaciones dirigidos a las autoridades reguladoras;

c)

emitir dictámenes y recomendaciones dirigidos al Parlamento Europeo, al Consejo o a la Comisión;

d)

adoptar decisiones individuales relativas a la información facilitada de conformidad con el artículo 3, apartado 2, artículo 7, apartado 2, letra b), y artículo 8, letra c); relativas a la aprobación de las condiciones, términos y metodologías de conformidad con el artículo 4, apartado 4, artículo 5, apartados 2, 3 y 4; relativas a la revisión de las zonas de oferta a que se refiere el artículo 5, apartado 7; relativas a cuestiones técnicas a que se refiere el artículo 6, apartado 1; relativas a arbitraje entre reguladores de conformidad con el artículo 6, apartado 10; relativas a los centros de coordinación regionales a que se refiere el artículo 7, apartado 2, letra a); relativas a la aprobación y modificación de metodologías y cálculos y especificaciones técnicas a que se refiere el artículo 9, apartado 1; relativas a la aprobación y modificación de las metodologías a que se refiere el artículo 9, apartado 3; relativas a las exenciones a que se refiere el artículo 10; relativas a las infraestructuras a que se refiere el artículo 11, letra d); relativas a las cuestiones relacionadas con la integridad y transparencia de los mercados mayoristas en virtud del artículo 12;

e)

transmitir a la Comisión directrices marco no vinculantes de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo (18) y el artículo 6 del Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (19).

Artículo 3

Tareas generales

1.   La ACER podrá, a solicitud del Parlamento Europeo, del Consejo, de la Comisión o por iniciativa propia, presentar un dictamen o una recomendación al Parlamento Europeo, al Consejo y a la Comisión sobre cualquier cuestión relacionada con la finalidad para la que se ha creado.

2.   A instancia de la ACER, las autoridades reguladoras, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, los centros de coordinación regionales, la entidad de los GRD UE, los gestores de redes de transporte y los operadores designados del mercado de la electricidad le facilitarán la información necesaria para llevar a cabo sus tareas en virtud del presente Reglamento, a menos que la ACER ya haya solicitado y obtenido dicha información.

A efectos de los requerimientos de información a que se refiere el párrafo primero, la ACER estará facultada para emitir decisiones. En sus decisiones, la ACER mencionará la finalidad de su solicitud y la base jurídica en la que fundamenta la solicitud de información y fijará un plazo para la presentación de la información. Dicho plazo será proporcionado con respecto a la solicitud.

La ACER utilizará la información confidencial obtenida en virtud del presente Reglamento exclusivamente para llevar a cabo los cometidos que le atribuye el presente Reglamento. La ACER garantizará una protección adecuada de los datos contenidos en la información facilitada con arreglo al artículo 41.

Artículo 4

Tareas de la ACER respecto a la cooperación de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución

1.   La ACER emitirá un dictamen dirigido a la Comisión sobre el proyecto de estatutos, la lista de miembros y el proyecto de reglamento interno de la REGRT de Electricidad, de conformidad con el artículo 29, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/943 y sobre los de la REGRT de Gas, de conformidad con el artículo 5, apartado 2, del Reglamento (CE) n.o 715/2009 y los de la entidad de los GRD UE, de conformidad con el artículo 53, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943.

2.   La ACER controlará la ejecución de las tareas de la REGRT de Electricidad, de conformidad con el artículo 32 del Reglamento (UE) 2019/943 y de la REGRT de Gas, de conformidad con el artículo 9 del Reglamento (CE) n.o 715/2009 y de la entidad de los GRD UE, establecida en el artículo 55 del Reglamento (UE) 2019/943.

3.   La ACER podrá emitir un dictamen dirigido:

a)

a la REGRT de Electricidad, de conformidad con el artículo 30, apartado 1, letra a), del Reglamento (UE) 2019/943, y a la REGRT de Gas, de conformidad con el artículo 8, apartado 2, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, sobre los códigos de red;

b)

a la REGRT de Electricidad, de conformidad con el artículo 32, apartado 2, párrafo primero, del Reglamento (UE) 2019/943, y a la REGRT de Gas, de conformidad con el artículo 9, apartado 2, párrafo primero, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, sobre el proyecto de programa de trabajo anual, el proyecto de plan de desarrollo de redes de ámbito de la Unión y otros documentos pertinentes a que se refieren el artículo 30, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 8, apartado 3, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, teniendo en cuenta los objetivos de no discriminación, competencia efectiva y funcionamiento eficiente y seguro de los mercados interiores de la electricidad y del gas natural;

c)

a la entidad de los GRD UE sobre el proyecto de programa anual de trabajo y otros documentos pertinentes a que se refiere el artículo 55, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/943, teniendo en cuenta los objetivos de no discriminación, competencia efectiva y funcionamiento eficiente y seguro del mercado interior de la electricidad.

4.   En su caso, la ACER, previa solicitud de actualización de los proyectos presentados por los gestores de redes de transporte, aprobará la metodología relativa al uso de las rentas de congestión de conformidad con el artículo 19, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943.

5.   Basándose en elementos de hecho, la ACER presentará un dictamen debidamente motivado y recomendaciones a la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, el Parlamento Europeo, el Consejo y la Comisión cuando considere que el proyecto de programa de trabajo anual o el proyecto de plan de desarrollo de la red de ámbito de la Unión, presentados de conformidad con el artículo 32, apartado 2, párrafo segundo, del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 9, apartado 2, párrafo segundo, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, no contribuyen a la no discriminación, la competencia efectiva y el funcionamiento eficiente del mercado o a un nivel suficiente de interconexión transfronteriza abierta al acceso de terceros, o no cumplen las disposiciones pertinentes del Reglamento (UE) 2019/943 y de la Directiva (UE) 2019/944 o del Reglamento (CE) n.o 715/2009 y de la Directiva 2009/73/CE.

6.   Las autoridades reguladoras pertinentes coordinarán y determinarán conjuntamente si la entidad de los GRD UE, la REGRT de Electricidad y los centros de coordinación regionales incumplen sus obligaciones en virtud del Derecho de la Unión y adoptarán las medidas oportunas de conformidad con el artículo 59, apartado 1, letra c), y el artículo 62, apartado 1, letra f), de la Directiva (UE) 2019/944.

A instancia de una o varias autoridades reguladoras o por propia iniciativa, la ACER emitirá un dictamen motivado así como una recomendación a la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD UE o los centros de coordinación regionales en lo que respecta al cumplimiento de sus obligaciones.

7.   Cuando en un dictamen motivado de la ACER se constate un caso de posible incumplimiento por la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD UE o un centro de coordinación regional de sus obligaciones respectivas, las autoridades reguladoras afectadas adoptarán por unanimidad decisiones coordinadas que determinen si existe un incumplimiento de las obligaciones pertinentes y, en su caso, determinarán las medidas que han de adoptar la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD UE o el centro de coordinación regional para subsanar dicho incumplimiento. Si las autoridades reguladoras no llegan a un acuerdo para adoptar por unanimidad dichas decisiones coordinadas en un plazo de cuatro meses a partir de la fecha de recepción del dictamen motivado de la ACER, se remitirá el asunto a la ACER para que adopte una decisión, de conformidad con el artículo 6, apartado 10.

8.   Si el incumplimiento por parte de la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD UE o el centro de coordinación regional, determinado en virtud de los apartados 6 o 7 del presente artículo, no se ha subsanado en un plazo de tres meses, o si la autoridad reguladora del Estado miembro en el que tiene su sede la entidad no ha adoptado medidas para garantizar el cumplimiento, la ACER formulará una recomendación dirigida a la autoridad reguladora para que adopte medidas, de conformidad con el artículo 59, apartado 1, letra c), y el artículo 62, apartado 1, letra f), de la Directiva (UE) 2019/944, con el fin de garantizar que la REGRT de Electricidad, la entidad de los GRD UE o los centros de coordinación regionales cumplen sus obligaciones, e informará a la Comisión al respecto.

Artículo 5

Tareas de la ACER en relación con el desarrollo y la aplicación de códigos de red y directrices

1.   La ACER participará en el desarrollo de los códigos de red, de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 6 del Reglamento (CE) n.o 715/2009, y de las directrices, de conformidad con el artículo 61, apartado 6, del Reglamento (UE) 2019/943. En particular:

a)

presentará a la Comisión directrices marco no vinculantes cuando así se le solicite de conformidad con el artículo 59, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 6, apartado 2, del Reglamento (CE) n.o 715/2009. La ACER revisará las directrices marco y volverá a presentarlas a la Comisión cuando así se le solicite, de conformidad con el artículo 59, apartado 7, del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 6, apartado 4, del Reglamento (CE) n.o 715/2009;

b)

presentará un dictamen motivado a la REGRT de Gas sobre el código de red, de conformidad con el artículo 6, apartado 7, del Reglamento (CE) n.o 715/2009;

c)

revisará el código de red de conformidad con el artículo 59, apartado 11, del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 6, apartado 9, del Reglamento (CE) n.o 715/2009. En su revisión, la ACER tendrá en cuenta las opiniones manifestadas por todas las partes implicadas durante la elaboración de los códigos de red revisados bajo la dirección de la REGRT de Electricidad, de la REGRT de Gas o de la entidad de los GRD UE, y consultará oficialmente a las partes interesadas pertinentes sobre la versión que deba presentarse a la Comisión. Para ello, la ACER podrá recurrir al comité establecido con arreglo a los códigos de red, cuando convenga; posteriormente, presentará el código de red revisado a la Comisión e informará del resultado de las consultas. Posteriormente, la ACER presentará el código de red revisado a la Comisión de conformidad con el artículo 59, apartado 11, del Reglamento (UE) 2019/943 y con el artículo 6, apartado 9, del Reglamento (CE) n.o 715/2009. Si la REGRT de Electricidad o la REGRT de Gas o la entidad de los GRD UE no han desarrollado un código de red, la ACER elaborará y presentará un proyecto de código de red a la Comisión cuando así se le solicite, de conformidad con el artículo 59, apartado 12, del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 6, apartado 10, del Reglamento (CE) n.o 715/2009;

d)

presentará a la Comisión un dictamen debidamente motivado, de conformidad con el artículo 32, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, cuando la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas o la entidad de los GRD UE no hayan aplicado un código de red elaborado de conformidad con el artículo 30, apartado 1, letra a), del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 8, apartado 2, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, o un código de red que se haya establecido de conformidad con el artículo 59, apartados 3 a 12, del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 6, apartados 1 a 10, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, pero que no haya sido adoptado por la Comisión de conformidad con el artículo 59, apartado 13, del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 715/2009;

e)

vigilará y analizará la aplicación de los códigos de red adoptados por la Comisión de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 6 del Reglamento (CE) n.o 715/2009 y de las directrices adoptadas de conformidad con el artículo 61 del Reglamento (UE) 2019/943, y sus efectos en la armonización de las normas aplicables destinadas a facilitar la integración del mercado, así como sobre la no discriminación, la competencia efectiva y el correcto funcionamiento del mercado, e informará a la Comisión.

2.   Cuando uno de los siguientes actos legislativos contemple la elaboración de propuestas de condiciones o metodologías comunes para la aplicación de códigos de red y directrices que requieran la aprobación de todas las autoridades reguladoras, tales propuestas de condiciones o metodologías comunes se someterán a la revisión y aprobación de la ACER:

a)

un acto legislativo de la Unión adoptado por el procedimiento legislativo ordinario, o

b)

los códigos de red y las directrices adoptados antes del 4 de julio de 2019, y posteriores revisiones de esos códigos de red y directrices, o

c)

los códigos de red y las directrices adoptados como actos de ejecución en virtud del artículo 5 del Reglamento (UE) n.o 182/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (20).

3.   Cuando uno de los siguientes actos jurídicos contemple la elaboración de propuestas de condiciones o metodologías para la aplicación de códigos de red y directrices que requieran la aprobación de todas las autoridades reguladoras de la región considerada, dichas autoridades reguladoras llegarán a un acuerdo por unanimidad sobre las condiciones o metodologías comunes, debiendo ser aprobadas por cada una de dichas autoridades:

a)

un acto legislativo de la Unión adoptado por el procedimiento legislativo ordinario;

b)

los códigos de red y directrices adoptados antes del 4 de julio de 2019, incluidas posteriores revisiones de esos códigos de red y directrices, o

c)

los códigos de red y directrices adoptados como actos de ejecución en virtud del artículo 5 del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

Las propuestas a que se refiere el párrafo primero se notificarán a la ACER en un plazo de una semana a partir de la presentación de la propuesta a esas autoridades reguladoras. Las autoridades reguladoras podrán remitir la propuesta a la ACER para su aprobación de conformidad con el artículo 6, apartado 10, párrafo segundo, letra b), y, en caso de que no pueda alcanzarse una decisión por unanimidad como previsto en el párrafo primero, de conformidad con el artículo 6, apartado 10, párrafo segundo, letra a).

El director del Consejo de Reguladores, a iniciativa propia o a propuesta de uno o varios de sus miembros, podrá solicitar a las autoridades reguladoras de la región considerada que remitan la propuesta a la ACER para su aprobación. Esa solicitud debe limitarse a aquellos casos en que una propuesta acordada a nivel regional vaya a tener repercusiones tangibles sobre el mercado interior de la energía o la seguridad del suministro de energía fuera de la región.

4.   Sin perjuicio de lo dispuesto en los apartados 2 y 3, la ACER tendrá competencias para adoptar una decisión de conformidad con el artículo 6, apartado 10, cuando las autoridades reguladoras competentes no lleguen a un acuerdo sobre las condiciones o metodologías para la aplicación de nuevos códigos de red y directrices adoptados después del 4 de julio de 2019 como actos delegados, cuando esas condiciones o metodologías requieran la aprobación por todas las autoridades reguladoras o el conjunto de las autoridades reguladoras de la región considerada.

5.   A más tardar el 31 de octubre de 2023, y posteriormente cada tres años, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe sobre la posible necesidad de ampliar la participación de la ACER en la elaboración y adopción de condiciones o metodologías para la aplicación de códigos de red y directrices adoptados como actos delegados después del 4 de julio de 2019. En su caso, el informe irá acompañado de una propuesta legislativa destinada a transferir las competencias necesarias a la ACER o modificarlas.

6.   Antes de proceder a la aprobación de las condiciones o metodologías a que se refieren los apartados 2 y 3, las autoridades reguladoras o, en caso de que sea competente, la ACER las revisarán y modificarán, si fuera necesario tras consultar con la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas o la entidad de los GRD UE, con el fin de garantizar que concuerdan con el objetivo del código de red o las directrices y contribuyen a la integración del mercado, a la no discriminación, a la competencia efectiva y al correcto funcionamiento del mercado. La ACER adoptará una decisión sobre la aprobación en el plazo especificado en los códigos de red y las directrices pertinentes. Este plazo comenzará a contar a partir del día siguiente al de la notificación de la propuesta a la ACER.

7.   La ACER desempeñará sus tareas en lo que respecta a la revisión de las zonas de oferta según lo dispuesto en el artículo 14, apartado 5, del Reglamento (UE) 2019/943.

8.   La ACER supervisará la cooperación regional de los gestores de redes de transporte a que se refieren el artículo 34 del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 12 del Reglamento (CE) n.o 715/2009, y tomará debidamente en consideración el resultado de dicha cooperación al formular sus dictámenes, recomendaciones y decisiones.

Artículo 6

Tareas de la ACER en relación con las autoridades reguladoras

1.   La ACER adoptará decisiones individuales sobre cuestiones técnicas cuando estas decisiones estén previstas en el Reglamento (UE) 2019/943, el Reglamento (CE) n.o 715/2009, la Directiva (UE) 2019/944 o la Directiva 2009/73/CE.

2.   La ACER, de acuerdo con su programa de trabajo, a instancia de la Comisión o por propia iniciativa, formulará recomendaciones para ayudar a las autoridades reguladoras y a los agentes del mercado a compartir buenas prácticas.

3.   A más tardar el 5 de julio de 2022, y posteriormente cada cuatro años, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe sobre la independencia de las autoridades reguladoras de conformidad con el artículo 57, apartado 7 de la Directiva (UE) 2019/944.

4.   La ACER creará un marco que permita la cooperación de las autoridades reguladoras a fin de garantizar la eficiencia de la toma de decisiones sobre cuestiones de importancia transfronteriza. Fomentará la cooperación entre las autoridades reguladoras y entre las autoridades reguladoras a nivel regional y de la Unión, y tomará en consideración el resultado de dicha cooperación al formular sus dictámenes, recomendaciones y decisiones. Cuando la ACER considere que se requieren normas vinculantes respecto a dicha cooperación, hará las recomendaciones adecuadas a la Comisión.

5.   A instancia de una o varias autoridades reguladoras o de la Comisión, la ACER emitirá un dictamen, basado en hechos, respecto a la conformidad de cualquier decisión tomada por una autoridad reguladora con los códigos de red y las directrices mencionadas en el Reglamento (UE) 2019/943, el Reglamento (CE) n.o 715/2009, la Directiva (UE) 2019/944, o la Directiva 2009/73/CE, o con otras disposiciones pertinentes de dichas directivas o reglamentos.

6.   Cuando una autoridad reguladora nacional no dé cumplimiento al dictamen de la ACER a que se refiere el apartado 5 en un plazo de cuatro meses a partir de la fecha de recepción, la ACER informará de ello a la Comisión y al Estado miembro de que se trate.

7.   Cuando, en un caso específico, una autoridad reguladora tenga dificultades, respecto a la aplicación de los códigos de red y de las directrices mencionadas en el Reglamento (UE) 2019/943, el Reglamento (CE) n.o 715/2009, la Directiva (UE) 2019/944 o la Directiva 2009/73/CE, podrá solicitar un dictamen a la ACER. Esta emitirá su dictamen, previa consulta a la Comisión, en un plazo de tres meses desde la fecha de recepción de dicha solicitud.

8.   A instancia de una autoridad reguladora nacional, la ACER podrá prestar asistencia operativa a dicha autoridad reguladora nacional en relación con las investigaciones, de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento (UE) n.o 1227/2011.

9.   La ACER presentará dictámenes dirigidos a la autoridad reguladora pertinente y a la Comisión en virtud del artículo 16, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943.

10.   La ACER tendrá competencias para adoptar decisiones individuales sobre cuestiones de regulación que tengan repercusiones en el comercio transfronterizo o en la seguridad de los sistemas transfronterizos y que requieran una decisión conjunta de al menos dos autoridades reguladoras, cuando tales competencias hayan sido atribuidas a las autoridades reguladoras en virtud de uno de los siguientes actos jurídicos:

a)

un acto legislativo de la Unión adoptado por el procedimiento legislativo ordinario;

b)

códigos de red o directrices adoptados antes del 4 de julio de 2019, incluidas posteriores revisiones de dichos códigos de red y directrices, o

c)

códigos de red o directrices adoptados como actos de ejecución en virtud del artículo 5 del Reglamento (UE) n.o 182/2011.

La ACER será competente para adoptar decisiones individuales especificadas en el párrafo primero en los siguientes casos:

a)

cuando las autoridades reguladoras competentes no hayan conseguido llegar a un acuerdo sobre el régimen regulador adecuado dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que el caso se haya sometido a la última de dichas autoridades reguladoras, o en un plazo de cuatro meses en los casos contemplados en el artículo 4, apartado 7, del presente Reglamento o en el artículo 59, apartado 1, letra c), o el artículo 62, apartado 1, letra f), de la Directiva (UE) 2019/944, o

b)

sobre la base de una petición conjunta de las autoridades reguladoras competentes.

Las autoridades reguladoras competentes podrán solicitar conjuntamente que el plazo a que se refiere la letra a) del párrafo segundo del presente apartado se prorrogue seis meses como máximo, excepto en los casos contemplados en el artículo 4, apartado 7, del presente Reglamento o en el artículo 59, apartado 1, letra c), o el artículo 62, apartado 1, letra f), de la Directiva (UE) 2019/944.

Cuando se hayan atribuido a las autoridades reguladoras, en nuevos códigos de red y directrices adoptados como actos delegados después del 4 de julio de 2019, las competencias para adoptar decisiones sobre cuestiones transfronterizas contempladas en el párrafo primero del presente apartado, la ACER solo será competente de forma voluntaria, de conformidad con el párrafo segundo, letra b), del presente apartado, previa petición, por parte de al menos el 60 % de las autoridades reguladoras competentes. Cuando solo estén involucradas dos autoridades reguladoras, cualquiera de ellas podrá remitir el caso a la ACER.

A más tardar el 31 de octubre de 2023, y posteriormente cada tres años, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe sobre la posible necesidad de ampliar la participación de la ACER en la resolución de los casos de desacuerdo entre las autoridades reguladoras con respecto a decisiones conjuntas sobre asuntos para los que se les hayan atribuido competencias mediante un acto delegado después del 4 de julio de 2019. En su caso, el informe irá acompañado de una propuesta legislativa destinada a modificar dichas competencias o a transferir las competencias necesarias a la ACER.

11.   Al elaborar su decisión de conformidad con el apartado 10, la ACER consultará a las autoridades reguladoras y a los gestores de redes de transporte interesados y será informada de las propuestas y observaciones de todos los gestores de redes de transporte interesados.

12.   Cuando se haya remitido un caso a la ACER en virtud de lo dispuesto en el apartado 10, la ACER:

a)

emitirá una decisión al respecto en un plazo máximo de seis meses a partir de la fecha de remisión, o en un plazo de cinco meses en los casos contemplados en el artículo 4, apartado 7, del presente Reglamento o en el artículo 59, apartado 1, letra c), o el artículo 62, apartado 1, letra f), de la Directiva (UE) 2019/944, y

b)

podrá presentar, de ser necesario, una decisión provisional con el fin de velar por que la seguridad de abastecimiento o la seguridad operativa esté garantizada.

13.   Cuando las cuestiones de regulación mencionadas en el apartado 10 se refieran a exenciones en el sentido del artículo 63 del Reglamento (UE) 2019/943 o del artículo 36 de la Directiva 2009/73/CE, los plazos establecidos en el presente Reglamento no se acumularán con los previstos en las citadas disposiciones.

Artículo 7

Tareas de la ACER en relación con los centros de coordinación regionales

1.   La ACER, en estrecha colaboración con las autoridades reguladoras y la REGRT de Electricidad, supervisará y analizará la actuación de los centros de coordinación regionales, teniendo en cuenta los informes contemplados en el artículo 46, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943.

2.   Para llevar a cabo las tareas a que se refiere el apartado 1 de manera eficiente y rápida, la ACER deberá, en particular:

a)

decidir sobre la configuración de las regiones de operación del sistema de conformidad con el artículo 36, apartados 3 y 4, y expedir aprobaciones en virtud del artículo 37, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/943;

b)

solicitar información de los centros de coordinación regionales, si procede, de conformidad con el artículo 46 del Reglamento (UE) 2019/943;

c)

emitir dictámenes y recomendaciones dirigidos al Parlamento Europeo, al Consejo y a la Comisión;

d)

emitir dictámenes y recomendaciones dirigidos a los centros de coordinación regionales.

Artículo 8

Tareas de la ACER en relación con los operadores designados del mercado de la electricidad

Con el fin de garantizar que los operadores designados del mercado de la electricidad lleven a cabo sus funciones con arreglo al Reglamento (UE) 2019/943 y al Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (21), la ACER deberá:

a)

llevar un seguimiento del progreso de los operadores designados del mercado de la electricidad en la fijación de las funciones contempladas en el Reglamento (UE) 2015/1222;

b)

emitir recomendaciones dirigidas a la Comisión con arreglo al artículo 7, apartado 5, del Reglamento (UE) 2015/1222;

c)

recabar, si procede, información de los operadores designados del mercado de la electricidad.

Artículo 9

Tareas de la ACER en relación con la cobertura de la generación y la preparación frente a los riesgos

1.   La ACER aprobará y modificará, en caso necesario,

a)

las propuestas de metodologías y cálculos relativos al análisis europeo de cobertura de conformidad con el artículo 23, apartados 3, 4, 6, y 7 del Reglamento (UE) 2019/943;

b)

las propuestas de especificaciones técnicas para la participación transfronteriza en mecanismos de capacidad de conformidad con el artículo 26, apartado 11, del Reglamento (UE) 2019/943.

2.   La ACER emitirá un dictamen, en virtud del artículo 24, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/941 sobre la cuestión de saber si las diferencias entre el análisis nacional de cobertura y análisis europeo de cobertura están justificadas.

3.   La ACER aprobará y modificará, en caso necesario, las metodologías para:

a)

la identificación de escenarios de crisis de la electricidad a nivel regional en virtud del artículo 5 del Reglamento (UE) 2019/941;

b)

los análisis de cobertura a corto plazo y estacional en virtud del artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/941.

4.   En relación con la seguridad de suministro de gas, la ACER estará representada en el Grupo de Coordinación del Gas de conformidad con el artículo 4 del Reglamento (UE) 2017/1938 y cumplirá las obligaciones en materia de capacidad bidireccional permanente de las interconexiones para el gas con arreglo al anexo III del Reglamento (UE) 2017/1938.

Artículo 10

Tareas de la ACER en relación con las exención

La ACER podrá decidir sobre las exenciones, según lo dispuesto en el artículo 63, apartado 5, del Reglamento (UE) 2019/943. La ACER también podrá decidir sobre las exenciones, según lo dispuesto en el artículo 36, apartado 4, de la Directiva 2009/73/CE, cuando la infraestructura en cuestión esté situada en el territorio de más de un Estado miembro.

Artículo 11

Tareas de la ACER en relación con la infraestructura

En relación con las infraestructuras energéticas transeuropeas, la ACER, en estrecha cooperación con las autoridades reguladoras y la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas, deberá:

a)

controlar los progresos realizados en la ejecución de los proyectos para crear nueva capacidad de interconexión;

b)

controlar la ejecución de los planes de desarrollo de la red de ámbito de la Unión; si la ACER descubre incoherencias entre los planes y su ejecución, investigará las razones de dichas incoherencias y formulará recomendaciones dirigidas a los gestores de redes de transporte y a las autoridades reguladoras u otros órganos competentes de que se trate con objeto de ejecutar las inversiones con arreglo a los planes decenales de desarrollo de la red de la Unión;

c)

cumplir las obligaciones a que hacen referencia los artículos 5, 11 y 13 del Reglamento (UE) n.o 347/2013;

d)

adoptar decisiones sobre solicitudes de inversión de conformidad con el artículo 12, apartado 6, del Reglamento (UE) n.o 347/2013.

Artículo 12

Tareas de la ACER en relación con la integridad y la transparencia del mercado mayorista

Con el fin de controlar eficazmente la integridad y la transparencia del mercado mayorista, la ACER, en estrecha cooperación con las autoridades reguladoras y otras autoridades, deberá:

a)

supervisar los mercados mayoristas, recoger y compartir datos y establecer un registro europeo de participantes en el mercado de conformidad con los artículos 7 a 12 del Reglamento (UE) n.o 1227/2011;

b)

emitir recomendaciones a la Comisión con arreglo al artículo 7 del Reglamento (UE) n.o 1227/2011;

c)

coordinar las investigaciones contempladas en el artículo 16, apartado 4, del Reglamento (UE) n.o 1227/2011.

Artículo 13

Asignación de nuevas tareas a la ACER

En circunstancias claramente definidas por la Comisión en los códigos de red adoptados de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 y en las directrices adoptadas de conformidad con el artículo 61 de dicho Reglamento o el artículo 23 del Reglamento (CE) n.o 715/2009 y respecto de cuestiones relacionadas con la finalidad para la que ha sido creada, la ACER podrá recibir el encargo de ocuparse de tareas adicionales que no requieran competencias en materia de toma de decisiones.

Artículo 14

Consultas, transparencia y garantías procesales

1.   Al ejecutar sus tareas, en particular durante el proceso de desarrollo de las directrices marco, de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 6 del Reglamento (CE) n.o 715/2009, así como durante el proceso de propuestas de modificación de los códigos de red, con arreglo al artículo 60 del Reglamento (UE) 2019/943 o al artículo 7 del Reglamento (CE) n.o 715/2009, la ACER consultará de forma exhaustiva y en una fase temprana a los participantes en el mercado, los gestores de redes de transporte, los consumidores, los usuarios finales y, cuando proceda, las autoridades de la competencia, sin perjuicio de sus atribuciones respectivas, de forma abierta y transparente, especialmente cuando sus tareas afecten a los gestores de redes de transporte.

2.   La ACER velará por que el público y las partes interesadas reciban información objetiva, fiable y fácilmente accesible, en particular en lo que respecta a los resultados de su trabajo, si procede.

Se harán públicos todos los documentos y actas de las reuniones de consulta mantenidas durante el desarrollo de las directrices marco, de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 o el artículo 6 del Reglamento (CE) n.o 715/2009, o durante la modificación de los códigos de red a que se refiere el apartado 1.

3.   Antes de adoptar las directrices marco o de proponer modificaciones a los códigos de red de conformidad con el apartado 1, la ACER indicará la consideración dada a las observaciones recibidas durante la consulta y señalará los motivos por los que no se siguieron dichas observaciones.

4.   La ACER publicará en su propio sitio de internet al menos el orden del día, los documentos de referencia y, en su caso, el acta de todas las reuniones del Consejo de Administración, del Consejo de Reguladores y de la Sala de Recurso.

5.   La ACER adoptará y publicará un reglamento interno adecuado y proporcionado de conformidad con el procedimiento establecido en el artículo 19, apartado 1, letra t). Dicho reglamento interno incluirá como mínimo disposiciones que aseguren un proceso decisorio transparente y razonable con el que queden garantizados los derechos procesales fundamentales sobre la base del Estado de Derecho, en particular el derecho a ser oído, las reglas de acceso a los expedientes y las normas especificadas en los apartados 6,7 y 8.

6.   Antes de adoptar las decisiones individuales previstas en el presente Reglamento, la ACER informará a las partes afectadas de su intención de adoptar una decisión y fijará un plazo durante el cual la parte afectada podrá expresar sus opiniones sobre el asunto, teniendo plenamente en cuenta la urgencia, la complejidad y las posibles consecuencias del mismo.

7.   Las decisiones individuales de la ACER expondrán los motivos en que están basadas con el fin de que sea posible interponer un recurso contra su legalidad.

8.   Se informará a las partes afectadas por decisiones individuales de la ACER de las vías de recurso a su disposición en virtud del presente Reglamento.

Artículo 15

Supervisión e información sobre los sectores de la electricidad y el gas natural

1.   La ACER, en estrecha colaboración con la Comisión, los Estados miembros y las autoridades nacionales pertinentes, incluidas las autoridades reguladoras, y sin perjuicio de las competencias de las autoridades responsables de la competencia, supervisará los mercados mayoristas y minoristas de la electricidad y el gas natural, en particular los precios al por menor de la electricidad y el gas natural, el respeto de los derechos del consumidor reconocidos en la Directiva (UE) 2019/944 y la Directiva 2009/73/CE, el impacto de la evolución del mercado en los clientes domésticos, el acceso a las redes, incluido el acceso a la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables, los avances en materia de interconexiones, las barreras potenciales al comercio transfronterizo, las barreras reglamentarias a los nuevos participantes en el mercado o los actores de menor tamaño, incluidas las comunidades de energía de ciudadanos, las intervenciones estatales que impidan que los precios reflejen la escasez real, tal y como se establecen en el artículo 10, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943, la eficacia de los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro de electricidad, con base en los resultados del análisis europeo de cobertura, contemplado en el artículo 23 de dicho Reglamento, teniendo en cuenta en particular, la evaluación ex post a que se refiere el artículo 17 del Reglamento (UE) 2019/941.

2.   La ACER publicará un informe anual sobre los resultados de sus actividades de supervisión mencionadas en el apartado 1. En dicho informe, identificará cualquier posible obstáculo a la realización de los mercados interiores de la electricidad y del gas natural.

3.   Al publicar su informe anual, la ACER presentará al Parlamento Europeo y a la Comisión un dictamen sobre las posibles medidas para eliminar los obstáculos a que se refiere el apartado 2.

4.   La ACER emitirá un informe de buenas prácticas sobre las metodologías relativas a las tarifas de transporte y distribución de conformidad con el artículo 18, apartado 9, del Reglamento (UE) 2019/943.

Capítulo II

Organización de la ACER

Artículo 16

Estatuto jurídico

1.   La ACER será un organismo de la Unión con personalidad jurídica.

2.   En cada Estado miembro, la ACER disfrutará de la capacidad jurídica más amplia que se conceda a las personas jurídicas en el Derecho interno. En particular, podrá adquirir y enajenar bienes muebles e inmuebles y emprender acciones judiciales.

3.   La ACER estará representada por su director.

4.   La sede de la ACER estará situada en Liubliana (Eslovenia).

Artículo 17

Estructura administrativa y de gestión

La ACER estará compuesta por:

a)

un Consejo de Administración, que ejercerá las competencias establecidas en el artículo 19;

b)

un Consejo de Reguladores, que ejercerá las competencias establecidas en el artículo 22;

c)

un director, que ejercerá las competencias establecidas en el artículo 24, y

d)

una Sala de Recurso, que ejercerá las competencias establecidas en el artículo 28.

Artículo 18

Composición del Consejo de Administración

1.   El Consejo de Administración estará compuesto por nueve miembros. Cada miembro tendrá un suplente. Dos miembros y sus correspondientes suplentes serán nombrados por la Comisión, dos miembros y sus correspondientes suplentes por el Parlamento Europeo, y cinco miembros y sus correspondientes suplentes por el Consejo. Ningún miembro del Consejo de Administración podrá ser también diputado al Parlamento Europeo. Un miembro del Consejo de Administración no podrá ser miembro del Consejo de Reguladores.

2.   El mandato de los miembros del Consejo de Administración y de sus suplentes será de cuatro años, renovable una vez. No obstante, para la mitad de los miembros del Consejo de Administración y sus suplentes, el primer mandato tendrá una duración de seis años.

3.   El Consejo de Administración elegirá de entre sus miembros a un presidente y un vicepresidente por mayoría de dos tercios. El vicepresidente sustituirá automáticamente al presidente cuando este no esté en condiciones de desempeñar sus funciones. El mandato del presidente y el vicepresidente tendrá una duración de dos años y será renovable una vez. El mandato del presidente y del vicepresidente expirará cuando cesen como miembros del Consejo de Administración.

4.   Las reuniones del Consejo de Administración serán convocadas por su presidente. El presidente del Consejo de Reguladores, o la persona designada por dicho Consejo, y el director participarán, sin derecho a voto, en las deliberaciones, a no ser que el Consejo de Administración decida otra cosa respecto del director. El Consejo de Administración se reunirá al menos dos veces al año en sesión ordinaria. También se reunirá por iniciativa de su presidente, a instancia de la Comisión o a instancia de, como mínimo, un tercio de sus miembros. El Consejo de Administración podrá invitar a asistir a sus reuniones en calidad de observador a cualquier persona cuya opinión pueda resultar pertinente. Los miembros del Consejo de Administración podrán estar asistidos por asesores o expertos, sometidos a su reglamento interno. Los servicios de secretaría del Consejo de Administración estarán a cargo de la ACER.

5.   Las decisiones del Consejo de Administración se adoptarán por mayoría de dos tercios de los miembros presentes, salvo disposición en contrario del presente Reglamento. Cada miembro del Consejo de Administración o su suplente dispondrá de un voto.

6.   El reglamento interno establecerá de manera más detallada:

a)

las normas en materia de votación, especialmente las condiciones sobre la base de las cuales un miembro puede representar a otro, y también, en su caso, las normas sobre el cuórum necesario, y

b)

las normas en materia de rotación aplicables a la renovación de los miembros del Consejo de Administración nombrados por el Consejo para garantizar una participación equilibrada de los Estados miembros a lo largo del tiempo.

7.   Sin perjuicio del papel de los miembros nombrados por la Comisión, los miembros del Consejo de Administración se comprometerán a actuar con independencia y objetividad en aras del interés de la Unión en su conjunto, y no pedirán ni aceptarán instrucción alguna de las instituciones, órganos u organismos de la Unión, de ningún Gobierno de un Estado miembro ni de ninguna otra entidad pública o privada. A tal fin, cada miembro hará una declaración de compromiso y una declaración de intereses por escrito en la que deberá indicar, o bien que no tiene ningún interés que pueda considerarse perjudicial para su independencia, o bien los intereses directos o indirectos que tenga y que puedan considerarse perjudiciales para su independencia. La ACER hará públicas estas declaraciones cada año.

Artículo 19

Funciones del Consejo de Administración

1.   El Consejo de Administración:

a)

una vez consultado el Consejo de Reguladores y obtenido su dictamen favorable de conformidad con el artículo 22, apartado 5, letra c), nombrará al director, de conformidad con el artículo 23, apartado 2, y, cuando proceda, prorrogará su mandato o pondrá fin al mismo;

b)

nombrará oficialmente a los miembros del Consejo de Reguladores, designados de conformidad con el artículo 21, apartado 1;

c)

nombrará oficialmente a los miembros de la Sala de Recurso, de conformidad con el artículo 25, apartado 2;

d)

se asegurará de que la ACER cumple su cometido y lleva a cabo las tareas que le son asignadas de conformidad con lo dispuesto en el presente Reglamento;

e)

aprobará el documento de programación a que se refiere el artículo 20, apartado 1, por mayoría de dos tercios de sus miembros y, si procede, lo modificará de conformidad con el artículo 20, apartado 3;

f)

aprobará por mayoría de dos tercios el presupuesto anual de la ACER y ejercerá las demás funciones presupuestarias de conformidad con los artículos 31 a 35;

g)

previo acuerdo de la Comisión, decidirá si acepta cualquier legado, donación o subvención de otras fuentes de financiación de la Unión o cualquier contribución voluntaria de los Estados miembros o de sus autoridades reguladoras. El dictamen que el Consejo de Administración emita de conformidad con el artículo 35, apartado 4, se referirá de forma explícita a las fuentes de financiación enumeradas en el presente apartado;

h)

en consulta con el Consejo de Reguladores, tendrá autoridad disciplinaria sobre el director. Además, en relación con el personal de la ACER y de conformidad con el apartado 2, ejercerá las competencias atribuidas por el Estatuto de los funcionarios a la autoridad facultada para proceder a los nombramientos y por el régimen aplicable a los otros agentes a la autoridad facultada para proceder a las contrataciones;

i)

establecerá las normas de desarrollo de la ACER para hacer efectivo el Estatuto de los funcionarios y el régimen aplicable a los otros agentes con arreglo al artículo 110 del Estatuto de los funcionarios y de conformidad con el artículo 39, apartado 2;

j)

adoptará las medidas necesarias sobre el derecho de acceso a los documentos de la ACER, de conformidad con el artículo 41;

k)

aprobará y publicará el informe anual sobre las actividades de la ACER, basándose en el proyecto de informe anual mencionado en el artículo 24, apartado 1, letra i), y lo transmitirá al Parlamento Europeo, al Consejo, a la Comisión y al Tribunal de Cuentas, a más tardar el 1 de julio de cada año. El informe anual sobre las actividades de la ACER incluirá una sección independiente, aprobada por el Consejo de Reguladores, acerca de las actividades reguladoras de la ACER durante ese año;

l)

adoptará y publicará su reglamento interno;

m)

adoptará las normas financieras aplicables a la ACER, de conformidad con el artículo 36;

n)

adoptará una estrategia de lucha contra el fraude proporcional al riesgo de fraude, teniendo en cuenta los costes y beneficios de las medidas que vayan a aplicarse;

o)

adoptará normas para la prevención y gestión de conflictos de interés entre sus miembros y entre los miembros de la Sala de Recurso;

p)

adoptará y actualizará periódicamente los planes de comunicación y difusión a que se refiere el artículo 41;

q)

nombrará a un contable, sujeto al Estatuto de los funcionarios y al régimen aplicable a los otros agentes, que gozará de plena independencia en el ejercicio de sus funciones;

r)

asegurará un seguimiento adecuado de las conclusiones y recomendaciones resultantes de los informes de auditorías y evaluaciones internas o externas, así como de las investigaciones de la Oficina Europea de Lucha contra el Fraude (OLAF);

s)

autorizará la celebración de convenios de trabajo, de conformidad con el artículo 43;

t)

sobre la base de una propuesta del director de conformidad con el artículo 24, apartado 1, letra b), y tras haber consultado al Consejo de Reguladores y obtenido su dictamen favorable con arreglo al artículo 22, apartado 5, letra f), adoptará y publicará el reglamento interno a que se refiere el artículo 14, apartado 5.

2.   El Consejo de Administración adoptará, de conformidad con el artículo 110 del Estatuto de los funcionarios, una decisión basada en el artículo 2, apartado 1, de dicho Estatuto y en el artículo 6 del régimen aplicable a los otros agentes, por la que se deleguen en el director las competencias correspondientes de la autoridad facultada para proceder a los nombramientos y se determinen las condiciones de suspensión de dicha delegación. El director estará autorizado a subdelegar las citadas competencias.

3.   Cuando así lo exijan circunstancias excepcionales, el Consejo de Administración podrá, mediante resolución, suspender temporalmente la delegación de las competencias de la autoridad facultada para proceder a los nombramientos en el director y la subdelegación de competencias por parte de este último, y ejercer él mismo las competencias o delegarlas en uno de sus miembros o en un miembro del personal distinto del director. Las circunstancias excepcionales se limitarán estrictamente a cuestiones administrativas, presupuestarias o de gestión, sin perjuicio de la plena independencia del director respecto de sus funciones con arreglo a lo dispuesto en el artículo 24, apartado 1, letra c).

Artículo 20

Programación anual y plurianual

1.   Cada año, el director preparará un proyecto de documento de programación que contendrá la programación anual y plurianual, y presentará el proyecto de documento de programación al Consejo de Administración y al Consejo de Reguladores.

El Consejo de Administración adoptará el proyecto de documento de programación tras recibir el dictamen favorable del Consejo de Reguladores y presentará el proyecto de documento de programación al Parlamento Europeo, al Consejo y a la Comisión, a más tardar el 31 de enero.

El proyecto de documento de programación estará en consonancia con el proyecto de estimación provisional establecido de conformidad con el artículo 33, apartados 1, 2 y 3.

El Consejo de Administración adoptará el documento de programación teniendo en cuenta el dictamen de la Comisión, tras obtener el dictamen favorable del Consejo de Reguladores, y una vez que el director haya presentado el documento de programación ante el Parlamento Europeo. El Consejo de Administración presentará el documento de programación al Parlamento Europeo, al Consejo y a la Comisión, a más tardar el 31 de diciembre.

El documento de programación se adoptará sin perjuicio del procedimiento presupuestario anual y se hará público.

El documento de programación será definitivo tras la adopción final del presupuesto general y, en su caso, se adaptará en consecuencia.

2.   La programación anual del documento de programación incluirá objetivos detallados, así como los resultados esperados, incluidos los indicadores de rendimiento. Contendrá asimismo una descripción de las acciones que vayan a financiarse y una indicación de los recursos humanos y financieros asignados a cada acción, incluida una referencia a los grupos de trabajo de la ACER encargados de contribuir a la redacción de los documentos respectivos, de conformidad con los principios de presupuestación y gestión por actividades. La programación anual será coherente con la programación plurianual a que se refiere el apartado 4. Indicará claramente qué tareas se han añadido, modificado o suprimido en relación con el ejercicio presupuestario anterior.

3.   El Consejo de Administración modificará el documento de programación adoptado cuando se encomiende una nueva tarea a la ACER.

Cualquier modificación sustancial del documento de programación se adoptará con arreglo al mismo procedimiento que el documento de programación inicial. El Consejo de Administración podrá delegar en el director la competencia de adoptar modificaciones no sustanciales del documento de programación.

4.   La programación plurianual del documento de programación fijará la programación estratégica general, incluidos los objetivos, los resultados esperados y los indicadores de rendimiento. Definirá asimismo la programación de los recursos, incluidos el presupuesto plurianual y el personal.

La programación de los recursos se actualizará todos los años. La programación estratégica se actualizará cuando proceda y, en particular, para estudiar los resultados de la evaluación a que se hace referencia en el artículo 45.

Artículo 21

Composición del Consejo de Reguladores

1.   El Consejo de Reguladores estará integrado por:

a)

representantes de alto rango de las autoridades reguladoras mencionadas en el artículo 57, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944 y en el artículo 39, apartado 1, de la Directiva 2009/73/CE, y un sustituto por Estado miembro perteneciente al personal directivo actual de dichas autoridades, nombrados en ambos casos por la autoridad reguladora;

b)

un representante de la Comisión sin derecho a voto.

Solo se admitirá a un representante de la autoridad reguladora de cada Estado miembro en el Consejo de Reguladores.

2.   El Consejo de Reguladores elegirá de entre sus miembros a un presidente y un vicepresidente. El vicepresidente sustituirá al presidente cuando este no esté en condiciones de desempeñar sus funciones. El mandato del presidente y el vicepresidente tendrá una duración de dos años y medio y será renovable. Sin embargo, en cualquier caso, el mandato del presidente y del vicepresidente finalizará cuando cesen como miembros del Consejo de Reguladores.

Artículo 22

Funciones del Consejo de Reguladores

1.   El Consejo de Reguladores se pronunciará por mayoría de dos tercios de sus miembros presentes, disponiendo cada miembro de un voto.

2.   El Consejo de Reguladores adoptará y publicará su reglamento interno, que establecerá de manera más detallada posible las normas sobre las votaciones, especialmente las condiciones para que un miembro pueda representar a otro, y también, en su caso, las normas sobre el cuórum necesario. El Reglamento interno podrá contemplar métodos de trabajo específicos para tratar las cuestiones que surjan en el marco de las iniciativas de cooperación regional.

3.   Cuando lleve a cabo las tareas que le confiere el presente Reglamento y sin perjuicio de que sus miembros actúen en nombre de sus respectivas autoridades reguladoras, el Consejo de Reguladores actuará con total independencia y no pedirá ni seguirá instrucción alguna de ningún Gobierno de un Estado miembro, de la Comisión, ni de ninguna otra entidad pública o privada.

4.   Los servicios de secretaría del Consejo de Reguladores estarán a cargo de la ACER.

5.   El Consejo de Reguladores:

a)

emitirá dictámenes, así como, en su caso, observaciones y enmiendas al texto de las propuestas del director sobre los proyectos de dictamen, recomendación o decisión a que se refieren el artículo 3, apartado 1, los artículos 4 a 8, el artículo 9, apartados 1 y 3, el artículo 10, el artículo 11, letra c), el artículo 13, el artículo 15, apartado 4, y los artículos 30 y 43, que esté previsto adoptar;

b)

en su ámbito de competencia, proporcionará orientaciones al director en relación con el desempeño de sus tareas, con excepción de las actividades de la ACER contempladas en el Reglamento (UE) n.o 1227/2011 y proporcionará orientaciones a los grupos de trabajo de la ACER creados en virtud del artículo 30;

c)

emitirá un dictamen dirigido al Consejo de Administración sobre el candidato a director, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 19, apartado 1, letra a), y el artículo 23, apartado 2;

d)

aprobará el documento de programación de conformidad con el artículo 20, apartado 1;

e)

aprobará la sección independiente del informe anual referente a las actividades reguladoras, de conformidad con el artículo 19, apartado 1, letra k), y el artículo 24, apartado 1, letra i);

f)

emitirá un dictamen dirigido al Consejo de Administración sobre el reglamento interno conforme a lo previsto en el artículo 14, apartado 5, y el artículo 30, apartado 3;

g)

emitirá un dictamen dirigido al Consejo de Administración sobre los planes de comunicación y difusión a que se refiere el artículo 41;

h)

emitirá un dictamen dirigido al Consejo de Administración sobre el reglamento interno para las relaciones con terceros países u organizaciones internacionales a que se refiere el artículo 43.

6.   Se informará al Parlamento Europeo del proyecto de orden del día de las reuniones venideras del Consejo de Reguladores al menos dos semanas antes de la reunión en cuestión. El proyecto de acta de las reuniones del Consejo de Reguladores se enviará al Parlamento Europeo dentro de las dos semanas siguientes a la celebración de la reunión en cuestión. El Parlamento Europeo podrá invitar, con pleno respeto de su independencia, al presidente del Consejo de Administración o al vicepresidente a declarar ante su comisión competente y a responder a preguntas formuladas por los miembros de dicha comisión.

Artículo 23

Director

1.   La ACER estará gestionada por su director, que actuará siguiendo las orientaciones mencionadas en el artículo 22, apartado 5, letra b), y, en la medida en que lo prevea el presente Reglamento, siguiendo los dictámenes del Consejo de Reguladores. Sin perjuicio de las respectivas funciones del Consejo de Administración y del Consejo de Reguladores relacionadas con las tareas del director, este no pedirá ni aceptará instrucción alguna de ningún Gobierno, institución de la Unión ni de ninguna otra entidad o persona pública o privada. El director rendirá cuentas ante el Consejo de Administración por lo que respecta a cuestiones administrativas, presupuestarias y de gestión, pero seguirá siendo plenamente independiente en lo que respecta a sus tareas en virtud del artículo 24, apartado 1, letra c). El director podrá asistir a las reuniones del Consejo de Reguladores como observador.

2.   El director será nombrado por el Consejo de Administración con el dictamen favorable del Consejo de Reguladores, según criterios de mérito, así como de cualificación y experiencia pertinentes en el sector de la energía, a partir de una lista de al menos tres candidatos propuestos por la Comisión, previa convocatoria de un procedimiento de selección transparente y abierto. Antes del nombramiento, el candidato seleccionado por el Consejo de Administración hará una declaración ante la comisión competente del Parlamento Europeo y responderá a las preguntas formuladas por sus miembros. A efectos de la celebración del contrato con el director, la ACER estará representada por el presidente del Consejo de Administración.

3.   El mandato del director será de cinco años. A lo largo de los nueve meses que precedan al final de este período, la Comisión llevará a cabo una evaluación. En la evaluación, la Comisión examinará, en particular:

a)

los resultados obtenidos por el director;

b)

los deberes y obligaciones de la ACER en los años siguientes.

4.   El Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión, tras consultar al Consejo de Reguladores y tomar debidamente en consideración el informe de evaluación y el dictamen del Consejo de Reguladores, y solamente en aquellos casos en que los deberes y obligaciones de la ACER puedan justificarlo, podrá prorrogar una sola vez el mandato del director por un máximo de cinco años. Un director cuyo mandato haya sido prorrogado no podrá, al término de dicha prórroga, participar en otro procedimiento de selección para el mismo puesto.

5.   El Consejo de Administración informará al Parlamento Europeo acerca de su intención de prorrogar el mandato del director. En el mes que preceda a la prórroga de su mandato, podrá invitarse al director a hacer una declaración ante la comisión competente del Parlamento Europeo y responder a las preguntas formuladas por los miembros de dicha comisión.

6.   En caso de no prorrogarse su mandato, el director seguirá en funciones hasta que sea nombrado su sucesor.

7.   El director solo podrá ser destituido del cargo por decisión del Consejo de Administración y una vez obtenido el dictamen favorable del Consejo de Reguladores. El Consejo de Administración adoptará esta decisión por mayoría de dos tercios de sus miembros.

8.   El Parlamento Europeo y el Consejo podrán pedir al director que presente un informe sobre el desempeño de sus deberes. El Parlamento Europeo podrá también invitar al director a declarar ante su comisión competente y a responder a preguntas formuladas por los miembros de dicha comisión.

Artículo 24

Tareas del director

1.   El director:

a)

será el representante legal de la ACER y se encargará de su gestión cotidiana;

b)

preparará los trabajos del Consejo de Administración, participará, sin derecho a voto, en los trabajos de dicho Consejo y tendrá la responsabilidad de ejecutar las decisiones adoptadas por el Consejo de Administración;

c)

redactará, someterá a consultas, aprobará y publicará los dictámenes, recomendaciones y decisiones;

d)

será responsable de ejecutar el programa de trabajo anual de la ACER de acuerdo con el asesoramiento del Consejo de Reguladores y bajo el control administrativo del Consejo de Administración;

e)

tomará las medidas necesarias, en particular la adopción de instrucciones administrativas internas o la publicación de comunicaciones, para garantizar que el funcionamiento de la ACER se ajuste a lo dispuesto en el presente Reglamento;

f)

cada año, preparará un proyecto de programa de trabajo de la ACER para el año siguiente y, tras la adopción del proyecto por el Consejo de Administración, lo presentará al Consejo de Reguladores, al Parlamento Europeo y a la Comisión, a más tardar el 31 de enero de cada año;

g)

será responsable de ejecutar el documento de programación y de informar al Consejo de Administración sobre tal ejecución;

h)

establecerá un proyecto de estimación provisional de la ACER en virtud del artículo 33, apartado 1, y ejecutará el presupuesto de la ACER de conformidad con los artículos 34 y 35;

i)

preparará cada año un proyecto de informe anual con una sección independiente sobre las actividades reguladoras de la ACER y otra sección sobre los aspectos administrativos y financieros, y lo presentará al Consejo de Administración;

j)

preparará un plan de acción sobre la base de las conclusiones de los informes de auditoría y evaluaciones internas o externas, así como de las investigaciones llevadas a cabo por la OLAF, e informará dos veces al año a la Comisión y periódicamente al Consejo de Administración sobre los progresos realizados;

k)

será responsable de decidir si, para el desempeño eficiente y eficaz de las tareas de la ACER, es necesario colocar a uno o más agentes en uno o más Estados miembros.

A efectos del párrafo primero, letra k), antes de decidir establecer una oficina local, el director pedirá la opinión de los Estados miembros afectados, incluido el Estado miembro en el que esté situada la sede de la ACER, y obtendrá el consentimiento previo de la Comisión y del Consejo de Administración. Esta decisión, se basará en un análisis adecuado de los costes y los beneficios, especificará el alcance de las actividades que se llevarán a cabo en esa oficina local, evitándose costes innecesarios y duplicación de funciones administrativas de la ACER.

2.   A los efectos del apartado 1, letra c), del presente artículo, los dictámenes, recomendaciones y decisiones a que se refieren el artículo 3, apartado 1, los artículos 4 a 8, el artículo 9, apartados 1 y 3, el artículo 10, el artículo 11, letra c), el artículo 13, el artículo 15, apartado 4, y los artículos 30 y 43 solo se adoptarán previo dictamen favorable del Consejo de Reguladores.

Antes de someter los proyectos de dictámenes, recomendaciones o decisiones al voto del Consejo de Reguladores, el director transmitirá propuestas para los proyectos de dictámenes, recomendaciones o decisiones con suficiente antelación al grupo de trabajo correspondiente para consulta.

El director:

a)

tomará en consideración las observaciones y enmiendas del Consejo de Reguladores y volverá a presentar el proyecto de dictamen, recomendación o decisión revisado al Consejo de Reguladores con vistas a un dictamen favorable;

b)

podrá retirar los proyectos de dictamen, recomendación o decisión presentados siempre que el director presente una explicación razonada por escrito, cuando esté en desacuerdo con las enmiendas propuestas por el Consejo de Reguladores.

En caso de que retire un proyecto de opinión, recomendación o decisión, el director podrá emitir un nuevo proyecto de dictamen, recomendación o decisión con arreglo al procedimiento establecido en el artículo 22, apartado 5, letra a), y en el párrafo segundo del presente apartado. A los efectos del párrafo tercero, letra a), del presente apartado, cuando el director se aparte de las observaciones y enmiendas presentadas por el Consejo de Reguladores o las rechace, proporcionará igualmente una explicación escrita debidamente justificada.

Si el Consejo de Reguladores no emite un dictamen favorable sobre un texto de opinión, recomendación o decisión presentado por segunda vez porque sus observaciones y enmiendas no se han reflejado en él adecuadamente, el director podrá revisar una vez más el texto en consonancia con las observaciones y enmiendas propuestas por el Consejo de Reguladores con el fin de obtener un dictamen favorable de este sin tener que consultar previamente de nuevo al grupo de trabajo correspondiente o sin tener que aportar una nueva justificación por escrito.

Artículo 25

Creación y composición de la Sala de Recurso

1.   La ACER establecerá una Sala de Recurso.

2.   La Sala de Recurso estará compuesta por seis miembros y seis suplentes, seleccionados de entre el personal directivo actual o anterior de las autoridades reguladoras, los organismos responsables de la competencia u otras instituciones de la Unión o nacionales, y que cuenten con la experiencia necesaria en el sector de la energía. La Sala de Recurso designará a su presidente.

Los miembros de la Sala de Recurso serán nombrados oficialmente por el Consejo de Administración, a propuesta de la Comisión, tras una convocatoria pública de manifestaciones de interés y tras haber consultado al Consejo de Reguladores.

3.   La Sala de Recurso adoptará y publicará su reglamento interno. Este reglamento expondrá de forma pormenorizada los mecanismos que regulan la organización y el funcionamiento de la Sala de Recurso y las normas aplicables a los recursos ante la Sala de conformidad con el artículo 28. La Sala de Recurso notificará su proyecto de reglamento interno a la Comisión, así como cualquier cambio significativo de este. La Comisión podrá emitir un dictamen sobre dicho reglamento interno en un plazo de tres meses a partir de la fecha de recepción de la notificación.

El presupuesto de la ACER incluirá una línea presupuestaria separada para la financiación del funcionamiento del registro de la Sala de Recurso.

4.   Las decisiones de la Sala de Recurso se adoptarán por mayoría de, como mínimo, cuatro de sus seis miembros. Se convocará a la Sala de Recurso cuando resulte necesario.

Artículo 26

Miembros de la Sala de Recurso

1.   El mandato de los miembros de la Sala de Recurso será de cinco años. Este mandato será renovable una vez.

2.   Los miembros de la Sala de Recurso deberán ser independientes en la toma de decisiones y no estarán vinculados por ninguna instrucción. Además, no podrán desempeñar ninguna otra función en la ACER, en su Consejo de Administración ni en su Consejo de Reguladores o sus grupos de trabajo. Los miembros de la Sala de Recurso no podrán ser destituidos durante su mandato, a no ser que hayan sido declarados culpables de falta grave y el Consejo de Administración, previa consulta al Consejo de Reguladores, tome una decisión a este efecto.

Artículo 27

Exclusión y recusación en la Sala de Recurso

1.   Los miembros de la Sala de Recurso no podrán participar en procedimiento alguno de recurso si tienen intereses personales en él, si han actuado anteriormente como representantes de una de las partes del procedimiento o participado en la decisión recurrida.

2.   Si, por alguna de las causas mencionadas en el apartado 1 o por cualquier otro motivo, un miembro de la Sala de Recurso considera que otro miembro no debe participar en un procedimiento de recurso, informará de ello a la Sala. Cualquier parte en los procedimientos de recurso podrá recusar a los miembros de la Sala de Recurso por uno de los motivos mencionados en el apartado 1, o si se sospechara parcialidad. Tal recusación será inadmisible si se basa en la nacionalidad de los miembros o si la parte recurrente, teniendo ya conocimiento de que existen causas de recusación, hubiera efectuado no obstante un trámite procesal que no sea el de la recusación de algún miembro de la Sala de Recurso.

3.   En los casos especificados en los apartados 1 y 2, la Sala de Recurso decidirá qué actuaciones deberán emprenderse sin la participación del miembro en cuestión. A efectos de esta toma de decisión, dicho miembro será reemplazado en la Sala de Recurso por su suplente. Si este se encontrara en una situación similar a la de dicho miembro, el presidente designará a un suplente de entre los demás suplentes disponibles.

4.   Los miembros de la Sala de Recurso se comprometerán a actuar con independencia y en aras del interés público. A tal fin, harán por escrito una declaración de compromiso y una declaración de intereses en la que deberán indicar, o bien que no tienen ningún interés que pudiera considerarse perjudicial para su independencia, o bien los intereses directos o indirectos que tengan y que pudieran considerarse perjudiciales para su independencia. Estas declaraciones serán públicas y deberán hacerse anualmente.

Artículo 28

Decisiones susceptibles de recurso

1.   Cualquier persona física o jurídica, incluidas las autoridades reguladoras, podrá recurrir una decisión de las mencionadas en el artículo 2, letra d), de la que sea destinataria o una decisión que, aunque revista la forma de una decisión destinada a otra persona, le afecte directa e individualmente.

2.   El recurso incluirá el escrito donde se expongan los motivos de aquel y se interpondrá por escrito ante la ACER en el plazo de dos meses a partir de la notificación de la decisión al interesado o, a falta de notificación, en el plazo de dos meses a partir de la fecha en que la ACER haya publicado la decisión. La Sala de Recurso decidirá respecto al recurso en un plazo de cuatro meses a partir de su interposición.

3.   El recurso presentado en virtud del apartado 1 no tendrá efecto suspensivo. No obstante, la Sala de Recurso podrá suspender la aplicación de la decisión recurrida si considera que las circunstancias así lo requieren.

4.   Si el recurso fuera admisible, la Sala de Recurso examinará si está fundado. Invitará a las partes, cuantas veces sea necesario, a que presenten sus observaciones, en los plazos especificados, sobre sus propias alegaciones o las de terceras partes en el procedimiento de recurso. Las partes en los procedimientos de recurso tendrán derecho a presentar sus observaciones oralmente.

5.   La Sala de Recurso podrá confirmar la decisión o remitir el asunto al órgano competente de la ACER. Esta quedará vinculada por la resolución de la Sala de Recurso.

6.   La ACER publicará las resoluciones adoptadas por la Sala de Recurso.

Artículo 29

Recursos ante el Tribunal de Justicia

Solo se podrá interponer recurso de anulación ante el Tribunal de Justicia contra una decisión emitida por la ACER en virtud del presente Reglamento o recurso por omisión dentro de los plazos aplicables si se ha agotado previamente el procedimiento de recurso contemplado en el artículo 28. La ACER tomará todas las medidas necesarias para cumplir la sentencia del Tribunal de Justicia.

Artículo 30

Grupos de trabajo

1.   Cuando esté justificado y, en particular, para asistir al director y al Consejo de Reguladores sobre cuestiones reguladoras, y con el fin de preparar los dictámenes, recomendaciones y decisiones a que se refieren el artículo 3, apartado 1, los artículos 4 a 8, el artículo 9, apartados 1 y 3, el artículo 10, el artículo 11, letra c), el artículo 13, el artículo 15, apartado 4, y los artículos 30 y 43, el Consejo de Administración creará o suprimirá grupos de trabajo sobre la base de una propuesta conjunta del director y del Consejo de Reguladores.

Para crear o suprimir un grupo de trabajo será necesario el dictamen favorable del Consejo de Reguladores.

2.   Los grupos de trabajo estarán compuestos por expertos procedentes del personal de la ACER y de las autoridades reguladoras. Los expertos de la Comisión podrán participar en los grupos de trabajo. La ACER no será responsable de los costes de participación de los expertos procedentes del personal de las autoridades reguladoras en los grupos de trabajo de la ACER. Los grupos de trabajo tendrán en cuenta las opiniones de los expertos de otras autoridades nacionales pertinentes cuando dichas autoridades sean competentes.

3.   El Consejo de Administración adoptará y publicará un reglamento interno que regule el funcionamiento de los grupos de trabajo, sobre la base de una propuesta del director y tras haber consultado al Consejo de Reguladores y haber obtenido su dictamen favorable.

4.   Los grupos de trabajo de la ACER llevarán a cabo las actividades que les sean asignadas en el documento de programación adoptado con arreglo al artículo 20 y cualesquiera actividades que el Consejo de Reguladores y el director les encomienden en virtud del presente Reglamento.

Capítulo III

Establecimiento y estructura del presupuesto

Artículo 31

Estructura del presupuesto

1.   Sin perjuicio de otros recursos, los ingresos de la ACER se compondrán de:

a)

una contribución de la Unión;

b)

las tasas abonadas a la ACER con arreglo al artículo 32;

c)

cualquier contribución voluntaria de los Estados miembros o de sus autoridades reguladoras según lo indicado en el artículo 19, apartado 1, letra g);

d)

cualquier legado, donación o subvención, según lo indicado en el artículo 19, apartado 1, letra g).

2.   Los gastos de la ACER incluirán los gastos de personal, administración, infraestructuras y funcionamiento.

3.   Los ingresos y gastos de la ACER estarán equilibrados.

4.   Habrá una previsión de todos los gastos e ingresos de la ACER para cada ejercicio, que coincidirá con el año natural; esta previsión se incluirá en su presupuesto.

5.   Los ingresos que reciba la ACER no comprometerán su neutralidad, independencia ni objetividad.

Artículo 32

Tasas

1.   Se abonarán tasas a la ACER por lo siguiente:

a)

la solicitud de una decisión de exención en virtud del artículo 10 del presente Reglamento y las decisiones sobre distribución transfronteriza de los costes por la ACER en virtud del artículo 12 del Reglamento (UE) n.o 347/2013;

b)

la recopilación, gestión, tratamiento y análisis de la información comunicada por los participantes en el mercado o por entidades que informen en su nombre, de conformidad con el artículo 8 del Reglamento (UE) n.o 1227/2011.

2.   La Comisión determinará las tasas a que se refiere el apartado 1, y el modo en que hayan de abonarse, previa consulta pública y tras haber consultado al Consejo de Administración y al Consejo de Reguladores. Las tasas serán proporcionales a los costes de los servicios prestados de manera eficiente y serán suficientes para cubrir los costes. Dichas tasas se fijarán a un nivel que garantice que no sean discriminatorias y que se evite la imposición de una carga financiera o administrativa indebida sobre los participantes en el mercado o las entidades que actúen en su nombre.

La Comisión revisará periódicamente el nivel de dichas tasas basándose en una evaluación y, si es necesario, adaptará su nivel y modo de pago.

Artículo 33

Elaboración del presupuesto

1.   Cada año, el director elaborará un proyecto de estimación provisional, que incluirá los gastos de funcionamiento y el programa de trabajo previstos para el ejercicio siguiente, y lo enviará al Consejo de Administración, junto con una plantilla provisional.

2.   El proyecto de estimación provisional se basará en los objetivos y los resultados esperados del documento de programación a que se refiere el artículo 20, apartado 1, y tendrá en cuenta los recursos financieros necesarios para lograr esos objetivos y resultados esperados.

3.   Cada año, el Consejo de Administración, a partir del proyecto de estimación provisional preparado por el director, adoptará un proyecto de estimación provisional de ingresos y gastos de la ACER para el siguiente ejercicio.

4.   El proyecto de estimación provisional, que incluirá un proyecto de plantilla, será transmitido por el Consejo de Administración a la Comisión, a más tardar el 31 de enero de cada año. Antes de la aprobación de la estimación, el proyecto preparado por el director se transmitirá al Consejo de Reguladores, que podrá emitir un dictamen motivado al respecto.

5.   La Comisión remitirá la estimación a que se refiere el apartado 3 al Parlamento Europeo y al Consejo, junto con el proyecto de presupuesto general de la Unión.

6.   Basándose en el proyecto de estimación, la Comisión consignará en el proyecto de presupuesto general de la Unión las previsiones que considere necesarias respecto a la plantilla y la cuantía de la subvención que deberá cargarse al presupuesto general de la Unión conforme a los artículos 313 a 316 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE).

7.   El Consejo, en su papel de autoridad presupuestaria, aprobará la plantilla de la ACER.

8.   El presupuesto de la ACER será adoptado por el Consejo de Administración. Este será definitivo tras la adopción definitiva del presupuesto general de la Unión. Cuando sea necesario, el presupuesto se adaptará en consecuencia.

9.   Cualquier modificación del presupuesto, incluida la plantilla de personal, estará sujeta a este mismo procedimiento.

10.   A más tardar el 5 de julio de 2020, la Comisión evaluará si los recursos financieros y humanos de que dispone la ACER le permitan desempeñar la función que le encomienda el presente Reglamento dirigida a lograr un mercado interior de la energía y contribuir a la seguridad energética en beneficio de los consumidores de la Unión.

11.   El Consejo de Administración notificará sin demora a la autoridad presupuestaria su intención de ejecutar cualquier proyecto que pueda tener implicaciones financieras significativas en los fondos del presupuesto de la ACER, en particular cualquier proyecto inmobiliario. Además, informará de su intención a la Comisión. Si alguna de las dos ramas de la autoridad presupuestaria prevé emitir un dictamen, lo notificará a la ACER en un plazo de dos semanas a partir de la recepción de la información sobre el proyecto. A falta de respuesta, la ACER podrá llevar a cabo el proyecto previsto.

Artículo 34

Ejecución y control del presupuesto

1.   El director actuará como ordenador de pagos y ejecutará el presupuesto de la ACER.

2.   A más tardar el 1 de marzo siguiente al cierre del ejercicio, el contable de la ACER presentará las cuentas provisionales al contable de la Comisión y al Tribunal de Cuentas, conjuntamente con un informe sobre la gestión presupuestaria y financiera del ejercicio. Asimismo, el contable de la ACER presentará el informe sobre la gestión presupuestaria y financiera al Parlamento Europeo y al Consejo, a más tardar el 31 de marzo del año siguiente. El contable de la Comisión procederá entonces a la consolidación de las cuentas provisionales de las instituciones y organismos descentralizados, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 245 del Reglamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento Europeo y del Consejo (22) (en lo sucesivo, «Reglamento Financiero»).

Artículo 35

Presentación de las cuentas y aprobación de la gestión

1.   El contable de la ACER presentará las cuentas provisionales del ejercicio presupuestario N (año N) al contable de la Comisión y al Tribunal de Cuentas, a más tardar el 1 de marzo del siguiente ejercicio presupuestario (año N+1).

2.   La ACER presentará un informe sobre la gestión presupuestaria y financiera para el año N al Parlamento Europeo, al Consejo, a la Comisión y al Tribunal de Cuentas, a más tardar el 31 de marzo del año N+1.

El contable de la Comisión presentará, a más tardar el 31 de marzo del año N+1, las cuentas provisionales de la ACER al Tribunal de Cuentas. La Comisión presentará también el informe sobre la gestión presupuestaria y financiera del ejercicio al Parlamento Europeo y al Consejo.

3.   Tras recibir las observaciones formuladas por el Tribunal de Cuentas sobre las cuentas provisionales de la ACER correspondientes al año N, según lo dispuesto en el artículo 246 del Reglamento Financiero, el contable elaborará las cuentas definitivas de la ACER para ese año bajo su propia responsabilidad. El director las presentará al Consejo de Administración para que emita un dictamen.

4.   El Consejo de Administración emitirá un dictamen sobre las cuentas definitivas de la ACER para el año N.

5.   A más tardar el 1 de julio del año N+1, el contable de la ACER presentará las cuentas definitivas del año N, acompañadas del dictamen del Consejo de Administración, al Parlamento Europeo, al Consejo, a la Comisión y al Tribunal de Cuentas.

6.   Las cuentas definitivas se publicarán en el Diario Oficial de la Unión Europea a más tardar el 15 de noviembre del año N+1.

7.   El director presentará al Tribunal de Cuentas una respuesta a sus observaciones a más tardar el 30 de septiembre del año N+1. El director también presentará una copia de dicha respuesta al Consejo de Administración y a la Comisión.

8.   El director presentará al Parlamento Europeo, a petición de este, toda la información necesaria para el buen desarrollo del procedimiento por el que se apruebe la ejecución presupuestaria del año N de conformidad con el artículo 109, apartado 3, del Reglamento Delegado (UE) n.o 1271/2013.

9.   El Parlamento Europeo, previa recomendación del Consejo, por mayoría cualificada, aprobará, antes del 15 de mayo del año N+2, la gestión del director con respecto a la ejecución del presupuesto del ejercicio N.

Artículo 36

Normas financieras

El Consejo de Administración adoptará las normas financieras aplicables a la ACER, previa consulta a la Comisión. Estas normas solo podrán diferir del Reglamento Delegado (UE) n.o 1271/2013 si las exigencias específicas del funcionamiento de la ACER lo requieren, y únicamente con la autorización previa de la Comisión.

Artículo 37

Lucha contra el fraude

1.   Con el fin de facilitar la lucha contra el fraude, la corrupción y otras actividades ilícitas con arreglo al Reglamento (UE, Euratom) n.o 883/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (23), la ACER se adherirá al Acuerdo Interinstitucional, de 25 de mayo de 1999, relativo a las investigaciones internas efectuadas por la OLAF (24), y adoptará las disposiciones apropiadas aplicables a todos los empleados de la ACER, utilizando para ello el modelo que figura en el anexo de dicho Acuerdo.

2.   El Tribunal de Cuentas estará facultado para auditar, tanto sobre el terreno como sobre la base de documentos, a los beneficiarios de subvenciones, contratistas y subcontratistas que hayan recibido fondos de la Unión a través de la ACER.

3.   La OLAF podrá realizar investigaciones, incluidos controles e inspecciones sobre el terreno, con el fin de establecer si ha habido fraude, corrupción o cualquier otra actividad contraria a Derecho que afecte a los intereses financieros de la Unión en el marco de una subvención o de un contrato financiados por la ACER, de conformidad con las disposiciones y procedimientos establecidos en el Reglamento (UE, Euratom) n.o 883/2013 y en el Reglamento (Euratom, CE) n.o 2185/96 del Consejo (25).

4.   Sin perjuicio de lo dispuesto en los apartados 1, 2 y 3, los acuerdos de cooperación con terceros países y organizaciones internacionales, los contratos, los convenios de subvención y las decisiones de subvención de la ACER contendrán disposiciones que faculten expresamente al Tribunal de Cuentas y a la OLAF a realizar las auditorías e investigaciones contempladas en el presente artículo, de conformidad con sus respectivas competencias.

Capítulo IV

Disposiciones generales y finales

Artículo 38

Privilegios e inmunidades y acuerdo de sede

1.   Se aplicará a la ACER y a su personal el Protocolo n.o 7 sobre los privilegios y las inmunidades de la Unión Europea, anejo al TUE y al TFUE.

2.   Las disposiciones necesarias relativas al alojamiento que debe proporcionarse a la ACER en el Estado miembro de acogida y las instalaciones que debe poner a disposición dicho Estado miembro, así como las normas específicas aplicables en el Estado miembro de acogida al director, los miembros del Consejo de Administración, el personal de la ACER y los miembros de sus familias se establecerán en un acuerdo de sede entre la ACER y el Estado miembro de acogida en el que tenga su sede. El acuerdo se celebrará previa aprobación del Consejo de Administración.

Artículo 39

Personal

1.   El Estatuto de los funcionarios, el régimen aplicable a los otros agentes y las normas adoptadas conjuntamente por las instituciones de la Unión para la aplicación del Estatuto de los funcionarios y del régimen aplicable a los otros agentes serán aplicables al personal de la ACER, incluido su director.

2.   El Consejo de Administración, de acuerdo con la Comisión, adoptará las disposiciones de aplicación necesarias, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 110 del Estatuto de los funcionarios.

3.   Con respecto a su personal, la ACER ejercerá las competencias conferidas a la autoridad facultada para proceder a los nombramientos por el Estatuto de los funcionarios y a la autoridad facultada para proceder a las contrataciones por el régimen aplicable a los otros agentes.

4.   El Consejo de Administración podrá adoptar disposiciones que permitan a expertos nacionales de los Estados miembros trabajar en la ACER en comisión de servicio.

Artículo 40

Responsabilidad de la ACER

1.   La responsabilidad contractual de la ACER se regirá por el Derecho aplicable al contrato en cuestión.

Toda cláusula compromisoria que figure en los contratos suscritos por la ACER estará sujeta a la jurisdicción del Tribunal de Justicia de la Unión Europea.

2.   En materia de responsabilidad extracontractual, la ACER deberá reparar los daños causados por ella o por su personal en el ejercicio de sus funciones, de conformidad con los principios generales comunes a los ordenamientos jurídicos de los Estados miembros.

3.   El Tribunal de Justicia será competente para conocer de los litigios que se refieran a la compensación por los daños a que se refiere el apartado 2.

4.   La responsabilidad del personal respecto a la ACER en cuestiones financieras y disciplinarias estará regulada por las disposiciones pertinentes aplicables al personal de la ACER.

Artículo 41

Transparencia y comunicación

1.   Se aplicará a los documentos en poder de la ACER el Reglamento (CE) n.o 1049/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo (26).

2.   El Consejo de Administración adoptará las disposiciones prácticas para la aplicación del Reglamento (CE) n.o 1049/2001.

3.   Las decisiones tomadas por la ACER en virtud del artículo 8 del Reglamento (CE) n.o 1049/2001 podrán ser objeto de una reclamación dirigida al Defensor del Pueblo Europeo o de un recurso ante el Tribunal de Justicia, en las condiciones establecidas en los artículos 228 y 263 del TFUE.

4.   El tratamiento de datos personales por parte de la ACER estará sujeto al Reglamento (UE) 2018/1725 del Parlamento Europeo y del Consejo (27). El Consejo de Administración adoptará medidas para la aplicación del Reglamento (UE) 2018/1725 por parte de la ACER, incluidas las relativas al nombramiento de un responsable de la protección de datos en la ACER. Estas medidas se adoptarán previa consulta con el Supervisor Europeo de Protección de Datos.

5.   La ACER podrá emprender actividades de comunicación por iniciativa propia dentro del ámbito de sus competencias. La asignación de recursos a las actividades de comunicación no deberá ir en detrimento del ejercicio efectivo de las funciones a que se refieren los artículos 3 a 13. Las actividades de comunicación se llevarán a cabo de conformidad con los planes de comunicación y difusión adoptados por el Consejo de Administración.

Artículo 42

Protección de la información clasificada y de la información sensible no clasificada

1.   La ACER adoptará sus propias normas de seguridad, que serán equivalentes a las normas de seguridad de la Comisión para la protección de la información clasificada de la Unión Europea (ICUE) y de la información sensible no clasificada, incluidas las disposiciones sobre el intercambio, el tratamiento y el almacenamiento de dicha información, con arreglo a lo dispuesto en las Decisiones (UE, Euratom) 2015/443 (28) y (UE, Euratom) 2015/444 (29) de la Comisión.

2.   La ACER también podrá decidir aplicar, mutatis mutandis, las decisiones de la Comisión a que se refiere el apartado 1. Las normas de seguridad de la ACER se harán extensivas, entre otras, a las disposiciones relativas al intercambio, tratamiento y almacenamiento de ICUE y de información sensible no clasificada.

Artículo 43

Acuerdos de cooperación

1.   La ACER estará abierta a la participación de los terceros países que hayan suscrito acuerdos con la Unión y que hayan adoptado y estén aplicando las normas pertinentes del Derecho de la Unión en el ámbito de la energía, en particular las normas sobre autoridades reguladoras independientes, acceso de terceros a las infraestructuras y separación funcional, mercado de la energía y funcionamiento del sistema, y participación y protección de los consumidores, así como las normas pertinentes en los ámbitos del medio ambiente y de la competencia.

2.   A reserva de la celebración de un acuerdo al efecto entre la Unión y los terceros países a que se refiere el apartado 1, la ACER podrá desempeñar sus tareas conforme a los artículos 3 a 13 también en relación con terceros países siempre que esos terceros países hayan adoptado y estén aplicando las normas pertinentes de conformidad con el apartado 1 y hayan dado a la ACER el mandato de coordinar las actividades de sus autoridades reguladoras con las de las autoridades reguladoras de los Estados miembros. Únicamente en esos casos las referencias a cuestiones de carácter transfronterizo remitirán a fronteras entre la Unión y terceros países, y no a fronteras entre dos Estados miembros.

3.   Los acuerdos a que se refiere el apartado 1 contendrán disposiciones que especifiquen, en particular, la naturaleza, el alcance y los procedimientos de la participación de estos países en los trabajos de la ACER, incluyendo disposiciones sobre las contribuciones financieras y el personal.

4.   El Consejo de Administración adoptará, previo dictamen positivo del Consejo de Reguladores, un reglamento interno para las relaciones con los terceros países a que se refiere el apartado 1. La Comisión garantizará que la ACER opere dentro de su mandato y del marco institucional existente mediante la celebración de un convenio de trabajo con el director de la ACER.

Artículo 44

Régimen lingüístico

1.   Serán aplicables a la ACER las disposiciones del Reglamento n.o 1 (30).

2.   El Consejo de Administración decidirá respecto al régimen lingüístico interno de la ACER.

3.   Los servicios de traducción necesarios para el funcionamiento de la ACER serán prestados por el Centro de Traducción de los Órganos de la Unión Europea.

Artículo 45

Evaluación

1.   A más tardar el 5 de julio de 2024, y posteriormente cada cinco años, la Comisión, asistida por un experto externo independiente, llevará a cabo una evaluación del funcionamiento de la ACER a la luz de sus objetivos, mandato y tareas. La evaluación analizará, en particular, la eventual necesidad de modificar el mandato de la ACER y las repercusiones financieras de tal modificación.

2.   Si la Comisión considerara que la existencia continuada de la ACER ha dejado de estar justificada con respecto a los objetivos, mandato y tareas que le fueron atribuidos, podrá proponer que el presente Reglamento se modifique en consecuencia o se derogue, tras llevar a cabo la debida consulta a las partes interesadas y al Consejo de Reguladores.

3.   La Comisión presentará los resultados de la evaluación a que se refiere el apartado 1, junto con sus conclusiones, al Parlamento Europeo, al Consejo y al Consejo de Reguladores de la ACER. Los resultados de la evaluación serán publicados.

4.   A más tardar el 31 de octubre de 2025 y, posteriormente, al menos cada cinco años, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe evaluando el presente Reglamento y, en particular, las tareas de la ACER que conlleven decisiones individuales. Dichos informes, en su caso, tendrán en cuenta los resultados de la evaluación realizada con arreglo al artículo 69, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943.

Si procede, la Comisión presentará una propuesta legislativa junto con su informe.

Artículo 46

Derogación

Queda derogado el Reglamento (CE) n.o 713/2009.

Las referencias al Reglamento derogado se entenderán hechas al presente Reglamento con arreglo a la tabla de correspondencias que figura en el anexo II.

Artículo 47

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

Hecho en Bruselas, el 5 de junio de 2019.

Por el Parlamento Europeo

El Presidente

A. TAJANI

Por el Consejo

El Presidente

G. CIAMBA


(1)  DO C 288 de 31.8.2017, p. 91.

(2)  DO C 342 de 12.10.2017, p. 79.

(3)  Posición del Parlamento Europeo de 26 de marzo de 2019 (pendiente de publicación en el Diario Oficial) y Decisión del Consejo de 22 de mayo de 2019.

(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)  Véase el anexo I.

(6)  Reglamento (UE) n.o 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (DO L 326 de 8.12.2011, p. 1).

(7)  Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de abril de 2013, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se deroga la Decisión n.o 1364/2006/CE y se modifican los Reglamentos (CE) n.o 713/2009, (CE) n.o 714/2009 y (CE) n.o 715/2009 (DO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(8)  Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2017, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n.o 994/2010 (DO L 280 de 28.10.2017, p. 1).

(9)  Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE (véase la página 1 del presente Diario Oficial).

(10)  Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (véase la página 125 del presente Diario Oficial).

(11)  Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 94).

(12)  Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 663/2009 y (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, las Directivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE y 2013/30/UE del Parlamento Europeo y del Consejo y las Directivas 2009/119/CE y (UE) 2015/652 del Consejo, y se deroga el Reglamento (UE) n.o 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 328 de 21.12.2018, p. 1).

(13)  Declaración conjunta del Parlamento Europeo, el Consejo de la UE y la Comisión Europea sobre las agencias descentralizadas de 19.7.2012.

(14)  Reglamento Delegado (UE) n.o 1271/2013 de la Comisión, de 30 de septiembre de 2013, relativo al Reglamento Financiero marco de los organismos a que se refiere el artículo 208 del Reglamento (UE, Euratom) n.o 966/2012 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 328 de 7.12.2013, p. 42).

(15)  Reglamento (CE) n.o 2965/94 del Consejo, de 28 de noviembre de 1994, por el que se crea un Centro de traducción de los órganos de la Unión Europea (DO L 314 de 7.12.1994, p. 1).

(16)  Reglamento (CEE, Euratom, CECA) n.o 259/68 del Consejo, de 29 de febrero de 1968, por el que se establece el Estatuto de los funcionarios de las Comunidades Europeas y el régimen aplicable a los otros agentes de estas Comunidades y por el que se establecen medidas específicas aplicables temporalmente a los funcionarios de la Comisión (DO L 56 de 4.3.1968, p. 1).

(17)  Decisión adoptada de común acuerdo por los representantes de los Gobiernos de los Estados miembros, de 7 de diciembre de 2009, relativa a la sede de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (DO L 322 de 9.12.2009, p. 39).

(18)  Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (véase la página 54 del presente Diario Oficial).

(19)  Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.o 1775/2005 (DO L 211 de 14.8.2009, p. 36).

(20)  Reglamento (UE) n.o 182/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 16 de febrero de 2011, por el que se establecen las normas y los principios generales relativos a las modalidades de control por parte de los Estados miembros del ejercicio de las competencias de ejecución por la Comisión (DO L 55 de 28.2.2011, p. 13).

(21)  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).

(22)  Reglamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de julio de 2018, sobre las normas financieras aplicables al presupuesto general de la Unión, por el que se modifican los Reglamentos (UE) n.o 1296/2013, (UE) n.o 1301/2013, (UE) n.o 1303/2013, (UE) n.o 1304/2013, (UE) n.o 1309/2013, (UE) n.o 1316/2013, (UE) n.o 223/2014 y (UE) n.o 283/2014 y la Decisión n.o 541/2014/UE y por el que se deroga el Reglamento (UE, Euratom) n.o 966/2012 (DO L 193 de 30.7.2018, p. 1).

(23)  Reglamento (UE, Euratom) n.o 883/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de septiembre de 2013, relativo a las investigaciones efectuadas por la Oficina Europea de Lucha contra el Fraude (OLAF) y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.o 1073/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo y el Reglamento (Euratom) n.o 1074/1999 del Consejo (DO L 248 de 18.9.2013, p. 1).

(24)  DO L 136 de 31.5.1999, p. 15.

(25)  Reglamento (Euratom, CE) n.o 2185/96 del Consejo, de 11 de noviembre de 1996, relativo a los controles y verificaciones in situ que realiza la Comisión para la protección de los intereses financieros de las Comunidades Europeas contra los fraudes e irregularidades (DO L 292 de 15.11.1996, p. 2).

(26)  Reglamento (CE) n.o 1049/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2001, relativo al acceso del público a los documentos del Parlamento Europeo, del Consejo y de la Comisión (DO L 145 de 31.5.2001, p. 43).

(27)  Reglamento (UE) 2018/1725 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2018, relativo a la protección de las personas físicas en lo que respecta al tratamiento de datos personales por las instituciones, órganos y organismos de la Unión, y a la libre circulación de esos datos, y por el que se derogan el Reglamento (CE) n.o 45/2001 y la Decisión n.o 1247/2002/CE (DO L 295 de 21.11.2018, p. 39).

(28)  Decisión (UE, Euratom) 2015/443 de la Comisión, de 13 de marzo de 2015, sobre la seguridad en la Comisión (DO L 72 de 17.3.2015, p. 41).

(29)  Decisión (UE, Euratom) 2015/444 de la Comisión, de 13 de marzo de 2015, sobre las normas de seguridad para la protección de la información clasificada de la UE (DO L 72 de 17.3.2015, p. 53).

(30)  Reglamento n.o 1 por el que se fija el régimen lingüístico de la Comunidad Económica Europea (DO 17 de 6.10.1958, p. 385).


ANEXO I

Reglamento derogado con su modificación

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)

 

Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de abril de 2013, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se deroga la Decisión n.o 1364/2006/CE y se modifican los Reglamentos (CE) n.o 713/2009, (CE) n.o 714/2009 y (CE) n.o 715/2009

Única referencia hecha por el artículo 20 del Reglamento (UE) n.o 347/2013 al artículo 22, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 713/2009


ANEXO II

Tabla de correspondencias

Reglamento (CE) n.o 713/2009

El presente Reglamento

Artículo 1

Artículo 1

Artículo 4

Artículo 2

Artículo 5

Artículo 3

Artículo 6, apartados 1 a 3, y apartado 4, párrafo primero

Artículo 4

Artículo 6, apartado 4, párrafos segundo a quinto, y apartados 5, 6 y 9

Artículo 5

Artículo 7 y 8

Artículo 6

Artículo 7

Artículo 8

Artículo 9

Artículo 9, apartados 1 a 2, párrafo primero

Artículo 10

Artículo 6, apartados 7 y 8

Artículo 11

Artículo 12

Artículo 9, apartado 2, párrafo segundo

Artículo 13

Artículo 10

Artículo 14

Artículo 11

Artículo 15

Artículo 2

Artículo 16

Artículo 3

Artículo 17

Artículo 12

Artículo 18

Artículo 13

Artículo 19

Artículo 20

Artículo 14,apartados 1 y 2

Artículo 21

Artículo 14, apartados 3 a 6

Artículo 22, apartados 1 a 4

Artículo 15

Artículo 22, apartados 5 y 6

Artículo 16

Artículo 23

Artículo 17

Artículo 24

Artículo 18, apartados 1 y 2

Artículo 25, apartados 1, 2 y 4

Artículo 19, apartado 6

Artículo 25, apartado 3

Artículo 18, apartado 3

Artículo 26

Artículo 18, apartados 4 a 7

Artículo 27

Artículo 19, apartados 1 a 5, y apartado 7

Artículo 28

Artículo 20

Artículo 29

Artículo 30

Artículo 21

Artículo 31

Artículo 22

Artículo 32

Artículo 23

Artículo 33

Artículo 24, apartados 1 y 2

Artículo 34

Artículo 24, apartados 3 y siguientes

Artículo 35

Artículo 25

Artículo 36

Artículo 37

Artículo 27

Artículo 38

Artículo 28

Artículo 39

Artículo 29

Artículo 40

Artículo 30

Artículo 41, apartados 1 a 3

Artículo 42

Artículo 31

Artículo 43

Artículo 33

Artículo 44

Artículo 34

Artículo 45

Artículo 46

Artículo 35

Artículo 47


14.6.2019   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 158/54


REGLAMENTO (UE) 2019/943 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

de 5 de junio de 2019

relativo al mercado interior de la electricidad

(versión refundida)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 194, apartado 2,

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

Previa transmisión del proyecto de acto legislativo a los Parlamentos nacionales,

Visto el dictamen del Comité Económico y Social Europeo (1),

Visto el dictamen del Comité de las Regiones (2),

De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario (3),

Considerando lo siguiente:

(1)

El Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (4) ha sido modificado en diversas ocasiones y de forma sustancial. Debiéndose llevar a cabo nuevas modificaciones, conviene, en aras de una mayor claridad, proceder a la refundición de dicho Reglamento.

(2)

La Unión de la Energía pretende ofrecer a los clientes finales —hogares y empresas— una energía segura, asegurada, sostenible, competitiva y asequible. Históricamente, el sistema eléctrico estaba dominado por monopolios integrados verticalmente, a menudo de propiedad pública, con grandes centrales generadoras nucleares o de combustibles fósiles. El mercado interior de la electricidad, que se ha ido implantando gradualmente desde 1999, tiene como finalidad dar una posibilidad real de elección a todos los consumidores de la Unión, de crear nuevas oportunidades comerciales y de fomentar el comercio transfronterizo, a fin de conseguir mejoras de la eficiencia, precios competitivos, un aumento de la calidad del servicio y de contribuir a la seguridad del suministro y a la sostenibilidad. El mercado interior de la electricidad ha incrementado la competencia, en particular a nivel del comercio mayorista y los intercambios entre zonas. Sigue siendo la base de un mercado eficiente de la energía.

(3)

El sistema energético de la Unión está sufriendo su más profunda transformación desde hace varias décadas, y el mercado de la electricidad se encuentra en el centro de esta transformación. El objetivo común de la descarbonización del sistema energético crea nuevas oportunidades y retos para los participantes en el mercado. Al mismo tiempo, los progresos tecnológicos permiten nuevas formas de participación de los consumidores y de cooperación transfronteriza.

(4)

El presente Reglamento establece normas para garantizar el funcionamiento del mercado interior de la electricidad e incluye requisitos relacionados con el desarrollo de las energías renovables y la formulación de la política medioambiental, en particular una serie de normas específicas para determinados tipos de instalaciones de generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovables, en lo que respecta a la responsabilidad en materia de balance, despacho y redespacho y el establecimiento de un límite para las emisiones de CO2 de las nuevas capacidades de generación cuando estén sujetas a medidas temporales que garanticen el nivel necesario de cobertura, esto es, mecanismos de capacidad.

(5)

Debe concederse el despacho prioritario a la electricidad procedente de fuentes renovables basada en pequeñas instalaciones de generación de electricidad, bien a través de una orden de prioridad específica en la metodología de despacho o mediante requisitos legales o reglamentarios para los operadores del mercado que suministren dicha electricidad al mercado. El despacho prioritario que se conceda en los servicios de gestión de la red en las mismas condiciones económicas debe considerarse conforme con el presente Reglamento. En cualquier caso, el despacho prioritario debe considerarse compatible con la participación en el mercado de la electricidad de las instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables.

(6)

La intervención estatal, que a menudo se lleva a cabo de forma no coordinada, ha llevado a un creciente falseamiento del mercado de la electricidad al por mayor, con consecuencias negativas para la inversión y el comercio transfronterizo.

(7)

En el pasado, los consumidores de electricidad tenían un papel puramente pasivo, y solían adquirir la electricidad a precios regulados que no tenían relación directa alguna con el mercado. En el futuro, los clientes deben tener la posibilidad de participar plenamente en el mercado en igualdad con otros participantes y necesitan estar facultados para gestionar su consumo de energía. Para integrar el porcentaje creciente de energías renovables, el futuro sistema eléctrico debe hacer uso de todas las fuentes disponibles de flexibilidad, en particular las soluciones del lado de la demanda y el almacenamiento de energía, así como de la digitalización a través de la integración de tecnologías innovadoras en el sistema eléctrico. El futuro sistema eléctrico debe también fomentar la eficiencia energética, con el fin de lograr una descarbonización eficaz al menor coste. La realización del mercado interior de la energía a través de la integración eficaz de la energía renovable puede impulsar las inversiones a largo plazo y contribuir a la consecución de los objetivos de la Unión de la Energía y del marco de actuación en materia de clima y energía hasta el año 2030, como se establece en la comunicación de la Comisión de 22 de enero de 2014 titulada «Un marco estratégico en materia de clima y energía para el periodo 2020-2030», y se respalda en las conclusiones adoptadas por el Consejo Europeo en su reunión del 23 y 24 de octubre de 2014.

(8)

Para alcanzar una mayor integración de los mercados y avanzar hacia una producción de electricidad más volátil se necesita hacer un esfuerzo por coordinar las políticas energéticas nacionales con las de los vecinos y aprovechar las oportunidades que ofrecen los intercambios transfronterizos de electricidad.

(9)

Los marcos reguladores se han desarrollado, permitiendo el comercio de la electricidad en toda la Unión. Esta evolución se ve respaldada por la adopción de varios códigos de red y directrices para la integración de los mercados de la electricidad. Estos códigos de red y directrices contienen disposiciones sobre las normas del mercado, la operación del sistema y la conexión a la red. Para garantizar una total transparencia y aumentar la seguridad jurídica, los principios fundamentales del funcionamiento del mercado y la asignación de capacidad en los horizontes temporales de los mercados de balance, intradiario, diario y a plazo deben ser adoptados con arreglo al procedimiento legislativo ordinario y recogidos en un único acto legislativo de la Unión.

(10)

El artículo 13 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión (5) establece un procedimiento por el cual los gestores de las redes de transporte pueden delegar la totalidad o parte de sus funciones en un tercero. Los gestores de las redes de transporte que deleguen sus funciones deben seguir siendo responsables de garantizar el cumplimiento del presente Reglamento. Además, los Estados miembros deben poder asignar tareas y obligaciones a un tercero. Dicha asignación debe limitarse a las tareas y obligaciones ejecutadas a nivel nacional, como la liquidación de los desvíos. Las limitaciones impuestas a dicha asignación no deben dar lugar a cambios innecesarios en las disposiciones nacionales en vigor. No obstante, los gestores de las redes de transporte deben seguir siendo responsables de las funciones que les hayan sido encomendadas en virtud del artículo 40 de la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo (6).

(11)

Por lo que se refiere a los mercados de balance, para que la formación de los precios en la adquisición de reserva de balance y de energía de balance sea eficaz y no genere distorsiones, es necesario que los contratos de reserva de balance no fijen el precio de la energía de balance. Esto se entiende sin perjuicio de que los sistemas de despacho utilicen un proceso de programación integrado conforme al Reglamento (UE) 2017/2195.

(12)

Los artículos 18, 30 y 32 del Reglamento (UE) 2017/2195 establecen que el método de fijación de precios para los productos estándar y específicos de energía de balance crean incentivos para los participantes en el mercado a fin de que mantengan su equilibrio o contribuyan a recuperar el equilibrio del sistema respecto de su zona de precio de desvío, reduciendo así 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 la demanda y de otros recursos de balance respetando los límites de seguridad operativa.

(13)

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 en el mercado de equilibrarse tan cerca del tiempo real como sea posible, como permiten las horas de cierre del mercado de energía de balance previstas en el artículo 24 del Reglamento (UE) 2017/2195. Solamente los desvíos que permanezcan tras el cierre del mercado intradiario deben ser compensados por los gestores de las redes de transporte mediante los mercados de balance. El artículo 53 del Reglamento (UE) 2017/2195 también prevé que se armonice el período de liquidación de los desvíos y se fije en 15 minutos en la Unión. La citada armonización tiene por finalidad favorecer los intercambios en el horizonte intradiario y fomentar el desarrollo de una serie de productos comerciales con los mismos horarios de entrega.

(14)

Al objeto de facilitar a los gestores de las redes de transporte 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. En ese sentido, el título IV del Reglamento (UE) 2017/2195 establece tres metodologías a través de las cuales los gestores de las redes de transporte pueden asignar capacidad interzonal para el intercambio de la reserva de balance y el reparto de reservas, cuando así lo justifique el análisis de costes y beneficios: el proceso de cooptimización, el proceso de asignación basado en el mercado y la asignación basada en un análisis de eficiencia económica. El proceso de cooptimización debe llevarse a cabo con una antelación de un día. Sin embargo, el proceso de asignación basado en el mercado puede 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, por su parte, puede llevarse a cabo 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 se realice una evaluación anual. Una vez aprobada una metodología para el proceso de asignación de la capacidad interzonal por parte de las autoridades reguladoras competentes, la aplicación precoz de dicha metodología por parte de dos o más gestores de las redes de transporte podría servir para permitirles adquirir experiencia y permitir a más gestores de las redes de transporte su aplicación sin problemas en el futuro. La aplicación de dichas metodologías, debe, no obstante, estar armonizada para todos los gestores de las redes de transporte, con el fin de fomentar la integración de los mercados.

(15)

El título V del Reglamento (UE) 2017/2195 establece que el objetivo general de la liquidación de los desvíos es garantizar que los sujetos de liquidación responsables del balance mantengan su propio balance o contribuyan a restaurar el balance del sistema de forma eficiente y ofrecer incentivos a los participantes en el mercado para que mantengan o ayuden a restaurar el equilibrio del sistema. Para lograr que los mercados de balance y el sistema energético en su conjunto sean aptos para la integración de cuotas cada vez mayores de energías renovables no gestionables, los precios de desvío deben reflejar el valor de la energía en tiempo real. Todos los participantes en el mercado deben ser financieramente responsables de los desvíos que causen en el sistema, representando la diferencia entre el volumen asignado y la posición final en el mercado. En el caso de los agregadores de respuesta de la demanda, el volumen asignado se compone del volumen de energía activado físicamente por la carga de los clientes participantes, basada en una medida definida y una metodología de referencia.

(16)

El Reglamento (UE) 2015/1222 (7) de la Comisión fija directrices detalladas sobre la asignación de capacidad interzonal y la gestión de las congestiones en los mercados diario e intradiario, incluidos los requisitos para el establecimiento de metodologías comunes para determinar los volúmenes de capacidad disponibles simultáneamente entre zonas de oferta, criterios para evaluar la eficiencia y un proceso de revisión para definir dichas zonas. Los artículos 32 y 34 del Reglamento (UE) 2015/1222 establecen normas sobre la revisión de la configuración de las zonas de oferta, sus artículos 41 y 54 establecen límites armonizados para los precios máximos y mínimos de casación en la negociación diaria e intradiaria, su artículo 59 establece normas sobre las horas de cierre del mercado interzonal intradiario y su artículo 74 contiene normas sobre las metodologías de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio.

(17)

El Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión (8) establece normas detalladas sobre la asignación de capacidad interzonal en los mercados a plazo, sobre el establecimiento de una metodología común para determinar la capacidad interzonal a largo plazo, sobre el establecimiento de una plataforma única de asignación a nivel europeo que ofrezca derechos de transmisión a largo plazo y sobre la posibilidad de devolver derechos de transmisión a largo plazo para la posterior asignación de capacidad a plazo o la transferencia de derechos de transmisión a largo plazo entre los participantes en el mercado. El artículo 30 del Reglamento (UE) 2016/1719 establece normas relativas a los productos de cobertura de futuros.

(18)

El Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión (9) define los requisitos para la conexión a la red de las instalaciones de generación de electricidad a la red interconectada, en particular los módulos de generación de electricidad síncronos, los módulos de parque eléctrico y los módulos de parque eléctrico en alta mar. Dichos requisitos contribuyen a asegurar unas condiciones justas de competencia en el mercado interior de la electricidad, a garantizar la seguridad del sistema y la integración de la electricidad procedente de fuentes renovables, así como a facilitar el comercio de electricidad en la Unión. Los artículos 66 y 67 del Reglamento (UE) 2016/631 establecen normas relativas a las tecnologías emergentes en la generación de electricidad.

(19)

Las zonas de oferta que reflejan la distribución de la oferta y la demanda constituyen una piedra angular del comercio de la electricidad basado en el mercado y son una condición previa para explotar plenamente el potencial de los métodos de asignación de capacidad, incluido el método basado en flujos de energía. Por lo tanto, las zonas de oferta deben definirse de forma que se garanticen la liquidez del mercado, la gestión eficiente de la congestión y la eficiencia general del mercado. Cuando se inicie una revisión de la configuración de las zonas de oferta por parte de una única autoridad reguladora o gestor de redes de transporte con la aprobación de la autoridad reguladora competente, en el caso de las zonas de oferta dentro de la zona de control del gestor de redes de transporte, si la configuración de las zonas de oferta tiene un impacto insignificante sobre las zonas de control de los gestores de las redes de transporte colindantes, y la revisión de la configuración de las zonas de oferta es necesaria para mejorar la eficiencia, maximizar las oportunidades comerciales transfronterizas o mantener la seguridad operativa, el gestor de redes de transporte de la zona de control pertinente y la autoridad reguladora competente deben ser, respectivamente, el único gestor de redes de transporte y la única autoridad reguladora que participen en la revisión. El gestor de las redes de transporte pertinente y la autoridad reguladora competente deben notificar la revisión con antelación a los gestores de redes de transporte colindantes y publicar los resultados de la revisión. Debe ser posible iniciar una revisión regional de las zonas de oferta tras el informe técnico sobre la congestión en consonancia con el artículo 14 del presente Reglamento o de conformidad con los procedimientos existentes establecidos en el Reglamento (UE) 2015/1222.

(20)

Cuando los centros de coordinación regionales lleven a cabo el cálculo de la capacidad, deben maximizar la capacidad considerando medidas correctoras no costosas y respetando los límites de seguridad operativa de los gestores de las redes de transporte de la región de cálculo de la capacidad. Cuando el cálculo no dé lugar a una capacidad igual o superior a la capacidad mínima establecida en el presente Reglamento, los centros de coordinación regionales deben considerar todas las medidas correctoras costosas para aumentar la capacidad hasta alcanzar la capacidad mínima, incluida la posibilidad de redespacho dentro de las regiones de cálculo de la capacidad y entre las mismas, al tiempo que se respetan los límites de seguridad operativa de los gestores de las redes de transporte de la región de cálculo de la capacidad. Los gestores de las redes de transporte deben informar de manera precisa y transparente de todos los aspectos del cálculo de la capacidad de conformidad con el presente Reglamento y garantizar que toda la información enviada a los centros de coordinación regionales sea exacta y adecuada para su finalidad.

(21)

Al llevar a cabo el cálculo de la capacidad, los centros de coordinación regionales calcularán las capacidades interzonales utilizando datos de los gestores de redes de transporte que respeten los límites de seguridad operativa de sus respectivas zonas de control. Los gestores de redes de transporte deben poder decidir desviarse del cálculo coordinado de la capacidad si su aplicación diera lugar a una violación de los límites de seguridad operativa de los elementos de red en su zona de control. Esas desviaciones deben ser objeto de un atento seguimiento y notificadas de forma transparente con miras a evitar abusos y a garantizar que el volumen de la capacidad de interconexión que se ponga a disposición de los participantes en el mercado no esté limitado a fin de resolver la congestión dentro de una zona de oferta. Cuando exista un plan de acción, dicho plan debe tener en cuenta las desviaciones y abordar su causa.

(22)

Los principios esenciales del mercado deben establecer que los precios de la electricidad sean determinados por la oferta y la demanda. Esos precios han de señalar cuándo se necesita electricidad, ofreciendo así incentivos basados en el mercado para las inversiones en fuentes de flexibilidad, como la generación flexible, la interconexión, la respuesta de la demanda o el almacenamiento de energía.

(23)

Si bien la descarbonización del sector de la electricidad, en cuyo mercado las fuentes de energía renovables están llamadas a ocupar un papel destacado, es uno de los objetivos de la Unión de la Energía, es esencial que el mercado elimine los obstáculos existentes al comercio transfronterizo y fomente las inversiones en infraestructuras de apoyo, como la generación más flexible, las interconexiones, la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía. Para apoyar este cambio hacia una generación variable y distribuida y garantizar que los principios del mercado de la energía sean la base para los futuros mercados de la electricidad de la Unión, es esencial volver a insistir en los mercados a corto plazo y en la fijación de precios en situaciones de escasez.

(24)

Los mercados a corto plazo mejorarán la liquidez y la competencia, al permitir que participen plenamente en el mercado más recursos, especialmente aquellos que son más flexibles. Una eficaz fijación de precios en situaciones de escasez incitará a los participantes en el mercado a reaccionar a las señales del mercado y a estar disponibles cuando este más los necesite, y garantizará que puedan recuperar sus costes en el mercado mayorista. Por tanto, es fundamental garantizar que se eliminen los límites de precios administrativos e implícitos para permitir la fijación de precios en situaciones de escasez. Al integrarse plenamente en la estructura del mercado, los mercados a corto plazo y la fijación de precios en situaciones de escasez contribuyen a relevar a otras medidas distorsionadoras del mercado, como los mecanismos de capacidad, para garantizar la seguridad del suministro. Al mismo tiempo, la fijación de precios en situaciones de escasez sin límites de precios en el mercado mayorista no debe comprometer la posibilidad de ofrecer precios fiables y estables para los clientes finales, especialmente los hogares, las pequeñas y medianas empresas (pymes) y los clientes industriales.

(25)

Sin perjuicio de los artículos 107, 108 y 109 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE), las exenciones a los principios fundamentales del mercado, como la responsabilidad de balance, el despacho basado en el mercado o el redespacho, reducen las señales de flexibilidad y actúan como barreras al desarrollo de soluciones como el almacenamiento de energía, la respuesta de la demanda o la agregación. Aunque todavía son necesarias exenciones para evitar cargas administrativas innecesarias a determinados participantes en el mercado, en particular los clientes domésticos y las pymes, las exenciones generales que abarcan a tecnologías enteras no son coherentes con la meta de lograr procesos de descarbonización basados en el mercado y eficientes, y deben, por consiguiente, ser sustituidas por medidas con objetivos más específicos.

(26)

La condición previa para una competencia efectiva en el mercado interior de la electricidad es el establecimiento de tarifas no discriminatorias, transparentes y adecuadas por la utilización de la red, incluidas las líneas de conexión en la red de transporte.

(27)

Las reducciones no coordinadas de las capacidades de los interconectores limitan cada vez más el intercambio de electricidad entre Estados miembros y se han convertido en un obstáculo importante para el establecimiento de un mercado interior de la electricidad plenamente operativo. El nivel máximo de capacidad de los interconectores y los elementos críticos de la red debe fijarse, por tanto, respetando las normas de seguridad de funcionamiento de la red, que incluye el cumplimiento del criterio de seguridad para contingencias n-1. Sin embargo, hay ciertas limitaciones a la hora de establecer el nivel de capacidad en una red mallada. Ha de establecerse niveles mínimos claros de capacidad disponible para el comercio interzonal con miras a reducir los efectos de los flujos en bucle y las congestiones internas en el comercio interzonal y proporcionar un valor de capacidad previsible a los participantes en el mercado. Cuando se utilice un método basado en flujos, esta capacidad mínima ha de determinar la parte mínima de capacidad de un elemento crítico de la red entre zonas o interno, respetando los límites de seguridad operativa, que deba utilizarse como entrada para el cálculo coordinado de la capacidad con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222, teniendo en cuenta las contingencias. La parte restante de capacidad podrá utilizarse para márgenes de fiabilidad, flujos en bucle y flujos internos. Además, en caso de que se prevean problemas para garantizar la seguridad de la red, deben poder aceptarse exenciones durante una fase transitoria limitada. Dichas derogaciones deben venir acompañadas de una metodología y de proyectos que faciliten una solución a largo plazo.

(28)

La capacidad de intercambio de las interconexiones a la que se aplicará el criterio de capacidad mínima del 70 % según el enfoque basado en la capacidad de neta de intercambio (NTC) es la transmisión máxima de potencia activa que respeta los límites de seguridad operacional y tiene en cuenta las situaciones de contingencias. El cálculo coordinado de esta capacidad también tiene en cuenta que los flujos de electricidad se distribuyen de manera desigual entre los componentes individuales y no se trata solo de agregar capacidades de líneas de interconexión. Esta capacidad no tiene en cuenta el margen de confiabilidad, los flujos de bucle o los flujos internos que se tienen en cuenta dentro del 30 % restante.

(29)

Es importante evitar que las normas divergentes en materia de seguridad, de explotación y de planificación utilizadas por los gestores de redes de transporte en los Estados miembros conduzcan a una distorsión de la competencia. Además, debe existir transparencia para los operadores de mercado en lo relativo a las capacidades de transferencia disponibles y a las normas en materia de seguridad, de explotación y de planificación que afecten a las capacidades de transferencia disponibles.

(30)

Para orientar de manera eficiente las inversiones necesarias, también es preciso que los precios aporten señales sobre dónde se necesita más la electricidad. En un sistema de electricidad zonal, unas buenas señales de localización exigen una determinación coherente, objetiva y fiable de las zonas de oferta a través de un proceso transparente. A fin de garantizar la operación y planificación eficientes de la red de electricidad de la Unión y proporcionar señales de precios eficaces para la nueva capacidad de generación, la respuesta de la demanda o las infraestructuras de transporte, las zonas de oferta deben reflejar la congestión estructural. En particular, no debe reducirse la capacidad interzonal para resolver la congestión interna.

(31)

Para reflejar los principios divergentes de optimizar las zonas de oferta sin poner en peligro los mercados líquidos y las inversiones en la red, deben preverse dos opciones para superar las congestiones. Los Estados miembros deben poder escoger entre la configuración de su zona de oferta o medidas como el refuerzo de la red y la optimización de la red. El punto de partida para tal decisión debe ser la detección de las congestiones estructurales prolongadas bien por parte de los gestores de la red de transporte de un Estado miembro, o mediante un informe de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («REGRT de Electricidad»), o bien mediante la revisión de las zonas de oferta. Los Estados miembros deben tratar de encontrar una solución común, en primer lugar, sobre cómo abordar las congestiones del mejor modo posible. En este sentido, los Estados miembros podrían adoptar planes de acción nacionales o multinacionales para resolver los problemas de congestión. Con respecto a los Estados miembros que adopten un plan de acción para resolver las congestiones mediante medidas, debería aplicarse un periodo de introducción progresiva con arreglo a una trayectoria lineal para la apertura de interconectores. Al final de la ejecución de ese plan de acción, los Estados miembros deben tener la posibilidad de optar por una reconfiguración de las zonas de oferta o por tratar las congestiones restantes con medidas correctoras, cuyos costes asumirían. En este último caso, una configuración de su zona de oferta no puede hacerse contra la voluntad del Estado miembro, siempre y cuando se alcancen los umbrales mínimos de capacidad. El nivel mínimo de capacidad que debe utilizarse en el cálculo coordinado de la capacidad debe ser un porcentaje de la capacidad de un elemento crítico de la red, según se define de acuerdo al proceso de selección con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222, después, o en el caso de un método basado en flujos, a la vez que se respetan los límites de seguridad operativa en situaciones de contingencia. Como medida de último recurso, la Comisión debe poder decidir sobre la configuración de las zonas de oferta y modificar la configuración de zonas solo de aquellos Estados miembros que hayan optado por una división o que no hayan alcanzado el nivel mínimo de referencia.

(32)

Una descarbonización eficiente del sistema eléctrico mediante la integración de los mercados requiere suprimir sistemáticamente los obstáculos al comercio transfronterizo para superar la fragmentación de los mercados y permitir que los consumidores de energía de la Unión aprovechen plenamente las ventajas de la competencia y de unos mercados de electricidad integrados.

(33)

El presente Reglamento debe establecer principios fundamentales sobre tarificación y asignación de capacidad al tiempo que prevé la adopción de directrices en las que se detallen otros principios y métodos pertinentes, para permitir una adaptación rápida en caso de que cambien las circunstancias.

(34)

La gestión de los problemas de congestión debe proporcionar indicadores económicos correctos a los gestores de redes de transporte y a los participantes del mercado, y deben basarse en mecanismos de mercado.

(35)

En un mercado abierto y competitivo, los gestores de redes de transporte deben ser compensados, tanto por los gestores de las redes de transporte de las que proceden los flujos transfronterizos como por los gestores de las redes donde estos flujos terminan, por los costes derivados de acoger en sus redes flujos eléctricos transfronterizos.

(36)

Al fijar las tarifas de acceso a las redes nacionales, se deben tener en cuenta los pagos y los ingresos resultantes de la compensación entre gestores de redes de transporte.

(37)

Las cantidades reales que deben abonarse por el acceso transfronterizo a la red pueden variar considerablemente en función de los gestores de redes de transporte que intervienen y debido a las diferencias de estructura de los sistemas de tarificación aplicados en los Estados miembros. Por consiguiente, es necesario cierto grado de armonización, a fin de evitar la distorsión del comercio.

(38)

Conviene establecer reglas sobre la utilización de los ingresos procedentes de los procedimientos de gestión de la congestión, a menos que la naturaleza específica del interconector de que se trate justifique una exención de dichas reglas.

(39)

Para establecer unas condiciones de competencia equitativas entre todos los participantes en el mercado, las tarifas de acceso a la red deben aplicarse de modo que no discriminen, ni positiva ni negativamente, entre la producción conectada al nivel de la distribución y la producción conectada al nivel del transporte. Las tarifas de acceso a la red no deben discriminar contra el almacenamiento de energía, desincentivar la participación en la respuesta de la demanda ni representar un obstáculo a la mejora de la eficiencia energética.

(40)

A fin de aumentar la transparencia y comparabilidad de las tarifas en caso de que no se considere adecuada una armonización vinculante, la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (en lo sucesivo, «ACER»), creada por el Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo (10), debe publicar un informe sobre las mejores prácticas en materia de métodos de fijación de tarifas.

(41)

Para garantizar una inversión óptima en la red transeuropea y afrontar el reto de que no puedan construirse proyectos de interconexión viables por falta de priorización a nivel nacional, el uso de las rentas de congestión debe reconsiderarse, y contribuir a garantizar la disponibilidad y mantener o aumentar las capacidades de interconexión.

(42)

A fin de asegurar una gestión óptima de la red de transporte de electricidad y de permitir el comercio y el suministro de electricidad a través de las fronteras de la Unión, debe establecerse una REGRT de Electricidad. Las tareas de la REGRT de Electricidad deben desempeñarse de conformidad con las normas de competencia de la Unión, que son aplicables a las decisiones de la REGRT de Electricidad. Las tareas de la REGRT de Electricidad deben estar bien definidas y su método de trabajo debe ser garantía de eficiencia y de transparencia. Los códigos de red que elabore la REGRT de Electricidad no tendrán por objeto sustituir a los necesarios códigos de red nacionales para asuntos no transfronterizos. Dado que pueden conseguirse avances más efectivos mediante un planteamiento a nivel regional, los gestores de redes de transporte deben crear estructuras regionales dentro de la estructura general de cooperación, asegurando, al mismo tiempo, que los resultados a nivel regional sean compatibles con los códigos de red y planes no vinculantes de desarrollo de red a nivel de la Unión. Los Estados miembros deben promover la cooperación y hacer un seguimiento de la eficacia de la red a nivel regional. La cooperación a nivel regional debe ser compatible con el progreso hacia un mercado interior de la electricidad competitivo y eficiente.

(43)

La REGRT de Electricidad debe realizar un fuerte análisis europeo de cobertura a medio y largo plazo a fin de tener una base objetiva para evaluar los problemas de cobertura. Los problemas de cobertura que aborden los mecanismos de capacidad deben basarse en el análisis europeo de cobertura. Dicho análisis debe poder complementarse con análisis nacionales.

(44)

La metodología para el análisis de cobertura a largo plazo (de diez años a un año) contemplada en el presente Reglamento tiene un objetivo que es diferente del de los análisis de cobertura estacionales (seis meses), como se establece en el artículo 9 del Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo (11). Los análisis a medio y largo plazo se utilizan principalmente para detectar problemas de cobertura y para medir la necesidad de mecanismos de capacidad en los que se utilicen los análisis de cobertura estacionales para alertar de los riesgos a corto plazo que puedan producirse en un plazo de seis meses y puedan causar un deterioro significativo de la situación de la oferta de energía eléctrica. Por otro lado, los centros de coordinación regionales también efectúan análisis regionales de cobertura sobre la gestión de la red de transporte de electricidad. Se trata de análisis de cobertura a muy corto plazo (semanal o diario) utilizadas en el contexto de la operación del sistema.

(45)

Antes de la introducción de mecanismos de capacidad, los Estados miembros deben evaluar las distorsiones de regulación que planteen problemas de cobertura relacionados. Conviene que se requiera a los Estados miembros que adopten medidas para eliminar las distorsiones detectadas, debiendo además adoptar un calendario para su aplicación. Solo deben introducirse mecanismos de capacidad para abordar los problemas de cobertura que no puedan resolverse eliminando tales distorsiones.

(46)

Los Estados miembros que tengan la intención de introducir mecanismos de capacidad deben extraer objetivos en materia de cobertura sobre la base de un proceso transparente y verificable. Los Estados miembros deben tener la posibilidad de fijar el nivel de seguridad del suministro que deseen alcanzar.

(47)

Con arreglo al artículo 108 del TFUE, la Comisión tiene competencia exclusiva para evaluar la compatibilidad con el mercado interior de las medidas de ayudas de Estado que los Estados miembros pueden poner en marcha. Esa evaluación se realiza en virtud del artículo 107, apartado 3, del TFUE, y de conformidad con las disposiciones y directrices correspondientes que la Comisión puede adoptar a tal efecto. El presente Reglamento se entiende sin perjuicio de la competencia exclusiva que el TFUE confiere a la Comisión.

(48)

Los mecanismos de capacidad ya existentes deben revisarse a la luz del presente Reglamento.

(49)

Conviene establecer en el presente Reglamento normas detalladas para facilitar la participación transfronteriza en los mecanismos de capacidad. Los gestores de redes de transporte deben facilitar la participación de los productores interesados en los mecanismos de capacidad en otros Estados miembros. Por tanto, deben calcular hasta qué capacidades será posible la participación transfronteriza, permitir la participación y comprobar las disponibilidades. Las autoridades reguladoras deben hacer cumplir la normativa transfronteriza en los Estados miembros.

(50)

Los mecanismos de capacidad no deben compensar en exceso, al tiempo que deben garantizar la seguridad del suministro. A este respecto, deben construirse mecanismos de capacidad distintos de las reservas estratégicas de forma que se asegure que el precio que se abone por la disponibilidad tienda automáticamente a cero cuando se espere que el nivel de capacidad que sería rentable en el mercado de la energía sin un mecanismo de capacidad sea el adecuado de cara a satisfacer el nivel de capacidad exigido.

(51)

Al objeto de respaldar a los Estados miembros y a las regiones que se enfrenten a desafíos sociales, industriales y económicos debido a la transición energética, la Comisión ha creado una iniciativa en favor de las regiones con un uso intensivo del carbón y con altas emisiones de carbono. En ese contexto, la Comisión debe asistir a los Estados miembros, también con apoyo financiero específico, si se dispone del mismo, para permitir una «transición justa» en esas regiones.

(52)

Habida cuenta de las diferencias entre los sistemas nacionales de energía y las limitaciones técnicas de las redes eléctricas existentes, el mejor planteamiento para avanzar en la integración del mercado es en muchos casos el regional. Por ello, conviene reforzar la cooperación regional de los gestores de redes de transporte. Con el fin de garantizar una cooperación eficiente, un nuevo marco normativo debe prever una gobernanza regional más fuerte y una supervisión regulatoria, también mediante el refuerzo del poder decisorio de la ACER en cuestiones transfronterizas. En situaciones de crisis también puede ser necesaria una cooperación más estrecha entre los Estados miembros, a fin de aumentar la seguridad del suministro y limitar las distorsiones del mercado.

(53)

La coordinación entre los gestores de redes de transporte a nivel regional se ha formalizado con la participación obligatoria de los gestores de redes de transporte en los coordinadores regionales de seguridad. La coordinación regional entre los gestores de redes de transporte debe seguir desarrollándose mediante un marco institucional mejorado por medio de la creación de centros de coordinación regionales. La creación de centros de coordinación regionales debe tener en cuenta las iniciativas de coordinación regional existentes o previstas, y apoyar la operación, cada vez más integrada, de las redes eléctricas en toda la Unión, garantizando así su funcionamiento eficiente y seguro. Por esa razón, es necesario garantizar que la coordinación de los gestores de redes de transporte a través de los centros de coordinación regionales tenga lugar en toda la Unión. Si los gestores de redes de transporte de una región determinada aún no están coordinados mediante un centro de coordinación regional existente o previsto, el gestor de las redes de transporte de dicha región establecerá o designará un centro de coordinación regional.

(54)

El ámbito geográfico de los centros de coordinación regionales debe permitirles contribuir eficazmente a la coordinación de las operaciones de los gestores de redes de transporte en las regiones y debe conducir a una mejora de la seguridad del sistema y de la eficiencia del mercado. Los centros de coordinación regionales deben disponer de la flexibilidad necesaria para desempeñar sus tareas en la región del modo que mejor se adapte a la naturaleza de cada una de las tareas que se les hayan confiado.

(55)

Los centros de coordinación regionales deben llevar a cabo las tareas cuya regionalización aporte un valor añadido frente a las tareas desempeñadas a nivel nacional. Las tareas de los centros de coordinación regionales deben incluir las llevadas a cabo por los coordinadores regionales de seguridad en virtud del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión (12), así como otras operaciones de los sistemas, la gestión de los mercados y la preparación frente a los riesgos. Las tareas llevadas a cabo por los centros de coordinación regionales deben excluir la operación en tiempo real de la red eléctrica.

(56)

En el desempeño de sus tareas, los centros de coordinación regionales contribuirán a la consecución de los objetivos de 2030 y 2050 fijados en el marco de la política energética y climática.

(57)

Los centros de coordinación regionales deben actuar en primer lugar en beneficio de la operación de las redes y mercados de la región. Por tanto, los centros de coordinación regionales deben tener los poderes necesarios para coordinar las acciones que deban llevar a cabo los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema, en lo que atañe a determinadas funciones, y deben desempeñar un papel consultivo más destacado para las demás funciones.

(58)

Los recursos humanos, técnicos, físicos y financieros de los centros de coordinación regionales no deben exceder de lo estrictamente necesario para el desempeño de sus tareas.

(59)

La REGRT de Electricidad debe garantizar que las actividades de los centros de coordinación regionales estén coordinadas más allá de las fronteras regionales.

(60)

Con el fin de aumentar la eficiencia de las redes de distribución de electricidad en la Unión y de asegurar una estrecha cooperación entre los gestores de redes de transporte y con la REGRT de Electricidad, conviene establecer una entidad de los gestores de redes de distribución de la Unión («entidad de los GRD de la UE»). Las tareas de la entidad de los GRD de la UE deben estar bien definidas y su método de trabajo debe ser garantía de eficiencia, de transparencia y de representatividad entre los gestores de redes de distribución de la Unión. La entidad de los GRD de la UE debe cooperar estrechamente con la REGRT de Electricidad en la preparación y aplicación de los códigos de red, en su caso, y debe aportar orientaciones sobre la integración, entre otras cosas, de la generación distribuida y el almacenamiento de energía en redes de distribución u otros ámbitos relativos a la gestión de las redes de distribución. Asimismo, la entidad de los GRD de la UE debe tener debidamente en cuenta las especificidades inherentes a las redes de distribución conectadas aguas abajo de las redes eléctricas en islas que no están conectadas con otras redes eléctricas por medio de interconectores.

(61)

Se requiere una mayor cooperación y coordinación entre los gestores de redes de transporte para garantizar la creación de códigos de red según los cuales se ofrezca y se dé un acceso efectivo y transparente a las redes de transporte a través de las fronteras, así como para garantizar una planificación coordinada y suficientemente previsora y una evolución técnica adecuada del sistema de transporte de la Unión, incluida la creación de capacidades de interconexión, teniendo debidamente en cuenta el medio ambiente. Esos códigos de red deben ajustarse a directrices marco que no tienen carácter vinculante, elaboradas por la ACER. La ACER debe intervenir en la revisión, sobre la base de fundamentos de hecho, de los proyectos de códigos de red, incluida su conformidad con dichas directrices marco, y puede recomendar su adopción a la Comisión. La ACER debe evaluar las propuestas de modificación de los códigos de red y puede recomendar su adopción a la Comisión. Los gestores de redes de transporte deben operar sus redes de acuerdo con estos códigos de red.

(62)

La experiencia adquirida con el desarrollo y la adopción de códigos de red ha demostrado que es útil racionalizar el procedimiento de desarrollo aclarando que la ACER tiene derecho a revisar los proyectos de códigos de red de la electricidad antes de presentarlos a la Comisión.

(63)

A fin de garantizar el funcionamiento correcto del mercado interior de la electricidad, deben establecerse procedimientos que permitan a la Comisión adoptar decisiones y directrices en materia, por ejemplo, de tarificación y asignación de capacidad, al tiempo que se asegura la participación de las autoridades reguladoras en ese proceso, si procede, a través de su asociación a escala de la Unión. Las autoridades reguladoras, junto con otras autoridades competentes de los Estados miembros, desempeñan un papel importante contribuyendo al buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad.

(64)

El trabajo asignado a la REGRT de Electricidad es de interés para todos los participantes en el mercado. Por tanto, es esencial un proceso eficaz de consulta, y en él deben desempeñar un papel importante las estructuras creadas para facilitar y agilizar las consultas, como las autoridades reguladoras o la ACER.

(65)

Para garantizar una mayor transparencia en lo relativo a la totalidad de la red de transporte de electricidad en la Unión, la REGRT de Electricidad debe elaborar, publicar y actualizar regularmente un plan decenal de desarrollo de la red de la Unión y no vinculante. Este plan de desarrollo de la red debe incluir redes viables de transporte de electricidad y las conexiones regionales necesarias y pertinentes desde el punto de vista comercial o de la seguridad del suministro.

(66)

La inversión en grandes infraestructuras debe promocionarse intensamente, asegurando, al mismo tiempo, el adecuado funcionamiento del mercado interior de la electricidad. A fin de reforzar el efecto positivo de los interconectores de corriente continua exentos y la seguridad del suministro, debe comprobarse su interés para el mercado, durante la fase de planificación, y han de adoptarse las normas sobre gestión de la congestión. Cuando los interconectores de corriente continua estén situados en el territorio de más de un Estado miembro, la ACER debe tratar en última instancia todas las solicitudes de exención para valorar adecuadamente sus implicaciones transfronterizas y facilitar su tramitación administrativa. Además, dado el riesgo excepcional que lleva aparejado la construcción de estas infraestructuras exentas, se debe permitir eximir temporalmente a las empresas con intereses en el suministro y la producción de la plena aplicación a estos proyectos de las normas sobre separación. Las exenciones concedidas en virtud del Reglamento (CE) n.o 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo (13) siguen aplicándose hasta la fecha de expiración prevista indicada en la decisión sobre la concesión de la exención. La infraestructura eléctrica en alta mar con una doble funcionalidad [los denominados «offshore hybrid assets» (activos híbridos en alta mar)], que combina transporte de energía eólica marina a la costa e interconectores, también debe poder acogerse a una exención, como en virtud de las normas aplicables a los nuevos interconectores de corriente continua. En caso necesario, el marco regulador debe tener debidamente en cuenta la situación específica de esos activos con el fin de superar los obstáculos a la materialización de los activos híbridos en alta mar rentables socialmente.

(67)

Para potenciar la confianza en el mercado, es preciso que quienes participan en él estén convencidos de que los comportamientos abusivos pueden estar sujetos a sanciones efectivas, proporcionadas y disuasorias. Deben concederse a las autoridades competentes competencias para investigar de manera efectiva las acusaciones de abuso del mercado. Para ello, es necesario que las autoridades competentes tengan acceso a los datos que facilitan información sobre las decisiones operacionales de las empresas de suministro. En el mercado de la electricidad, muchas decisiones importantes las adoptan los productores, que deben mantener esa información al respecto de dichas decisiones fácilmente accesible y a disposición de las autoridades competentes durante un período de tiempo especificado. Además, las autoridades competentes deben hacer un seguimiento regular de la observancia de las normas por parte de los gestores de redes de transporte. Conviene eximir de esa obligación a los pequeños productores que carezcan de posibilidades reales de distorsionar el mercado.

(68)

Los Estados miembros y las autoridades competentes han de facilitar a la Comisión toda la información necesaria. La Comisión debe tratar dicha información de forma confidencial. En caso necesario, la Comisión debe poder solicitar toda información pertinente directamente de las empresas interesadas, siempre y cuando se informe a las autoridades competentes.

(69)

Los Estados miembros deben establecer normas relativas a las sanciones en caso de incumplimiento de las disposiciones del presente Reglamento y velar por la aplicación de las mismas. Las sanciones deben ser efectivas, proporcionadas y disuasorias.

(70)

Los Estados miembros, las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía y otros terceros países que apliquen el presente Reglamento o formen parte de un área síncrona de Europa continental deben cooperar estrechamente en todos los asuntos relacionados con el desarrollo de una región integrada del comercio de electricidad y no deben adoptar medidas que pongan en peligro el avance de la integración de los mercados de la electricidad ni la seguridad del suministro de los Estados miembros y las Partes contratantes.

(71)

Cuando se adoptó el Reglamento (CE) n.o 714/2009, existían pocas normas a escala de la Unión para el mercado interior de la electricidad. Desde entonces, el mercado interior de la Unión se ha vuelto más complejo debido al cambio fundamental que los mercados están experimentando, especialmente en lo que se refiere al despliegue de la generación de electricidad procedente de fuentes renovables no gestionables. Por lo tanto, los códigos de red y las directrices han pasado a ser muy exhaustivos e incluyen tanto cuestiones generales como técnicas.

(72)

Con el fin de garantizar el grado mínimo de armonización necesario para un funcionamiento eficaz del mercado, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos de conformidad con el artículo 290 del TFUE por lo que respecta a elementos no esenciales de determinados ámbitos que son fundamentales para la integración del mercado. Esos actos deben incluir la adopción y modificación de determinados códigos de red y directrices, cuando complementen el presente Reglamento, la cooperación regional de los gestores de redes de transporte y las autoridades reguladoras, las compensaciones financieras entre los gestores de redes de transporte, así como la aplicación de las disposiciones de exención para los nuevos interconectores. Reviste especial importancia que la Comisión lleve a cabo las consultas oportunas durante la fase preparatoria, en particular con expertos, y que esas consultas se realicen de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional de 13 de abril de 2016 sobre la mejora de la legislación (14). En particular, a fin de garantizar una participación equitativa en la preparación de los actos delegados, el Parlamento Europeo y el Consejo reciben toda la documentación al mismo tiempo que los expertos de los Estados miembros, y sus expertos tienen acceso sistemáticamente a las reuniones de los grupos de expertos de la Comisión que se ocupen de la preparación de actos delegados.

(73)

A fin de garantizar unas condiciones uniformes de ejecución del presente Reglamento, deben conferirse a la Comisión, de conformidad con el artículo 291 del TFUE, competencias de ejecución. Dichas competencias deben ejercerse conforme al Reglamento (UE) n.o 182/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (15). Debe utilizarse el procedimiento de examen para la adopción de dichos actos de ejecución.

(74)

Dado que el objetivo del presente Reglamento, a saber, la creación de un marco armonizado para el comercio transfronterizo de electricidad, no puede ser alcanzado de manera suficiente por los Estados miembros, sino que, debido a su dimensión y sus efectos, puede lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas, de acuerdo con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del Tratado de la Unión Europea. De conformidad con el principio de proporcionalidad establecido en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo.

(75)

En aras de la coherencia y la seguridad jurídica, ninguna disposición del presente Reglamento debe impedir la aplicación de las exenciones derivadas del artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944.

HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

CAPÍTULO I

OBJETO, ÁMBITO DE APLICACIÓN Y DEFINICIONES

Artículo 1

Objeto y ámbito de aplicación

El presente Reglamento tiene por objeto:

a)

sentar las bases de un logro eficiente de los objetivos de la Unión de la Energía, y en particular del marco de la política climática y energética para 2030, haciendo posible que las señales del mercado se verifiquen para aumentar la eficiencia, la cuota de fuentes de energía renovables, la seguridad del suministro, la flexibilidad, la sostenibilidad, la descarbonización y la innovación;

b)

establecer principios fundamentales para el funcionamiento correcto y la integración de los mercados de la electricidad que permitan un acceso al mercado no discriminatorio a todos los proveedores de recursos y clientes, capaciten a los consumidores de electricidad, garanticen la competencia en el mercado mundial así como la respuesta de la demanda, el almacenamiento de energía y la eficiencia energética, faciliten la agregación de la demanda distribuida y el suministro y permitan una integración de los mercados y sectorial y una remuneración basada en el mercado de la electricidad generada a partir de fuentes renovables;

c)

establecer normas equitativas para el comercio transfronterizo de electricidad, impulsando así la competencia en el mercado interior de la electricidad teniendo en cuenta de las particularidades de los mercados nacionales y regionales, incluyendo el establecimiento un mecanismo de compensación por los flujos eléctricos transfronterizos, la fijación de principios armonizados sobre tarifas de transporte transfronterizo y sobre la asignación de la capacidad de interconexión disponible entre las redes nacionales de transporte;

d)

facilitar la creación de un mercado mayorista eficaz en su funcionamiento y transparente, que contribuya a un elevado nivel de seguridad en el suministro eléctrico y establecer mecanismos de armonización de estas normas para el comercio transfronterizo de electricidad.

Artículo 2

Definiciones

Se aplicarán las siguientes definiciones:

1)   «interconector»: una línea de transmisión que cruza o bordea una frontera entre Estados miembros y que conecta los sistemas nacionales de transmisión de los Estados miembros;

2)   «autoridades reguladoras»: una autoridad reguladora designada por cada Estado miembro en virtud del artículo 57, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944;

3)   «flujo transfronterizo»: un flujo físico de electricidad en una red de transporte de un Estado miembro que procede de la incidencia de la actividad de productores, los clientes, o ambos, fuera de dicho Estado miembro en su red;

4)   «congestión»: la situación en la que todas las solicitudes por parte de participantes en el mercado de comerciar entre zonas de red no pueden ser acogidas, pues afectarían significativamente a los flujos físicos sobre elementos de la red que no pueden acoger tales flujos;

5)   «nuevo interconector»: un interconector que no estaba completado el 4 de agosto de 2003;

6)   «congestión estructural»: congestión de la red de transporte que puede definirse de manera inequívoca, es predecible, estable geográficamente a lo largo del tiempo y frecuentemente recurrente en condiciones normales de la red energética;

7)   «operador del mercado»: entidad que presta un servicio en virtud del cual las ofertas de venta de electricidad se combinan con ofertas de compra de electricidad;

8)   «operador designado para el mercado eléctrico» o «NEMO», por sus siglas en inglés: operador del mercado designado por la autoridad competente para realizar funciones relacionadas con el acoplamiento único diario o intradiario;

9)   «valor de carga perdida»: una estimación en EUR/MWh del precio máximo de la electricidad que los clientes están dispuestos a pagar para evitar una interrupción;

10)   «balance»: todas las acciones y procesos, en todos los plazos, con que los gestores de redes de transporte garantizan, de manera continua, el mantenimiento de la frecuencia del sistema dentro de un rango de estabilidad predefinido y la conformidad con la cantidad de reservas necesaria con respecto a la calidad exigida;

11)   «energía de balance»: energía utilizada por los gestores de redes de transporte para realizar el balance;

12)   «proveedor de servicios de balance»: participante en el mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los gestores de redes de transporte;

13)   «reserva de balance»: volumen de capacidad que un proveedor de servicios de balance ha aceptado mantener y respecto al cual el proveedor de servicios de balance ha aceptado presentar ofertas por un volumen correspondiente de energía de balance al gestor de la red de transporte durante el período de vigencia del contrato;

14)   «sujeto de liquidación responsable del balance»: participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el mercado de la electricidad;

15)   «período de liquidación de los desvíos»: unidad de tiempo respecto a la cual se calcula el desvío de los sujetos de liquidación responsables del balance;

16)   «precio de desvío»: precio, ya sea positivo, negativo o cero, en cada período de liquidación de los desvíos por un desvío en cualquier dirección;

17)   «zona de precio de desvío»: la zona en la que se calcula un precio de desvío;

18)   «proceso de precualificación»: el proceso en el que se verifica la conformidad de un proveedor de reserva de balance con los requisitos de los gestores de redes de transporte;

19)   «capacidad de reserva»: la cantidad de las reservas para la contención de la frecuencia, las reservas para la recuperación de la frecuencia o las reservas para sustitución que debe estar a disposición del gestor de la red de transporte;

20)   «despacho prioritario»: por lo que respecta al modelo de autodespacho, el despacho de las centrales generadoras con arreglo a criterios diferentes del orden económico de las ofertas y, por lo que respecta al modelo de despacho centralizado, el despacho de las centrales generadoras con arreglo a criterios diferentes del orden económico de ofertas y delas limitaciones de la red, dando prioridad al despacho de determinadas tecnologías de generación;

21)   «región de cálculo de capacidad»: zona geográfica en la que se aplica el cálculo coordinado de la capacidad;

22)   «mecanismo de capacidad»: medida temporal para garantizar la consecución del nivel necesario de cobertura, remunerando los recursos por su disponibilidad, excluidas las medidas relativas a los servicios auxiliares y gestión de la congestión;

23)   «cogeneración de alta eficiencia»: cogeneración que cumple los criterios establecidos en el anexo II de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (16);

24)   «proyecto de demostración»: proyecto que demuestra una tecnología como primera de su tipo en la Unión y que representa una innovación importante que va mucho más allá del estado actual de la técnica;

25)   «participante en el mercado»: persona física o jurídica que está generando, comprando o vendiendo electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad, entre ellos los mercados de la energía de balance;

26)   «redespacho»: medida, incluida la reducción, activada por uno o varios gestores de redes de transporte o gestores de redes de distribución a través de la alteración de la generación, el diagrama de carga, o ambos, a fin de cambiar los flujos físicos del sistema eléctrico y aliviar una congestión física o asegurar de otra manera la seguridad del sistema;

27)   «intercambio compensatorio»: intercambio entre zonas iniciado por los gestores de las redes entre dos zonas de oferta para aliviar la congestión física;

28)   «instalación de generación de electricidad»: instalación que convierte energía primaria en energía eléctrica y que se compone de uno o más módulos de generación de electricidad conectados a una red;

29)   «modelo de despacho central»: 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 del despacho, están determinados por un gestor de redes de transporte dentro del proceso de programación integrado;

30)   «modelo de despacho descentralizado»: 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 operadores de programación de dichas instalaciones;

31)   «producto estándar de balance»: producto de balance armonizado definido por todos los gestores de redes de transporte para el intercambio de servicios de balance;

32)   «producto específico de balance»: producto de balance distinto de un producto estándar de balance;

33)   «operador delegado»: entidad a la que han sido delegadas determinadas tareas u obligaciones específicas encomendadas a un gestor de redes de transporte o un operador designado para el mercado eléctrico en el marco del presente Reglamento o de cualquier otro acto jurídico de la Unión por parte de dicho gestor o NEMO o que han sido asignadas por un Estado miembro o una autoridad reguladora.

34)   «cliente»: cliente tal como se define en el artículo 2, punto 1, de la Directiva (UE) 2019/944;

35)   «cliente final»: cliente final tal como se define en el artículo 2, punto 3, de la Directiva (UE) 2019/944;

36)   «cliente mayorista»: cliente mayorista tal como se define en el artículo 2, punto 2, de la Directiva (UE) 2019/944;

37)   «cliente doméstico»: cliente doméstico tal como define en el artículo 2, punto 4, de la Directiva (UE) 2019/944;

38)   «pequeña empresa»: pequeña empresa tal como se define en el artículo 2, punto 7, de la Directiva (UE) 2019/944;

39)   «cliente activo»: cliente activo tal como se define en el artículo 2, punto 8, de la Directiva (UE) 2019/944;

40)   «mercados de la electricidad»: mercados de electricidad tal como se definen en el artículo 2, punto 9, de la Directiva (UE) 2019/944;

41)   «suministro»: suministro tal como se define en el artículo 2, punto 12, de la Directiva (UE) 2019/944;

42)   «contrato de suministro de electricidad»: contrato de suministro de electricidad, tal como se define en el artículo 2, punto 13, de la Directiva (UE) 2019/944;

43)   «agregación»: agregación, tal como se define en el artículo 2, punto 18, de la Directiva (UE) 2019/944;

44)   «respuesta de la demanda»: respuesta de la demanda tal como se define en el artículo 2, punto 20, de la Directiva (UE) 2019/944;

45   «sistema de medición inteligente»: sistema de medición inteligente, tal como se define en el artículo 2, punto 23, de la Directiva (UE) 2019/944;

46)   «interoperabilidad»: interoperabilidad tal como se define en el artículo 2, punto 24, de la Directiva (UE) 2019/944;

47)   «distribución»: distribución tal como se define en el artículo 2, punto 28, de la Directiva (UE) 2019/944;

48)   «gestor de la red de distribución»: gestor de la red de distribución tal como se define en el artículo 2, punto 29, de la Directiva (UE) 2019/944;

49)   «eficiencia energética»: eficiencia energética tal como se define en el artículo 2, punto 30, de la Directiva (UE) 2019/944;

50)   «energía procedente de fuentes renovables» o «energía renovable»: energía procedente de fuentes renovables tal como se define en el artículo 2, punto 31, de la Directiva (UE) 2019/944.

51)   «generación distribuida»: generación distribuida tal como se define en el artículo 2, punto 32, de la Directiva (UE) 2019/944;

52)   «transmisión»: la transmisión tal como se define en el artículo 2, punto 34, de la Directiva (UE) 2019/944;

53)   «gestor de la red de transporte»: gestor de la red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 35, de la Directiva (UE) 2019/944;

54)   «usuarios de la red»: usuarios de la red tal como se define en el artículo 2, punto 36, de la Directiva (UE) 2019/944;

55)   «generación»: generación tal como se define en el artículo 2, punto 37, de la Directiva (UE) 2019/944;

56)   «productor»: productor tal como se define en el artículo 2, punto 38, de la Directiva (UE) 2019/944;

57)   «red interconectada»: red interconectada tal como se define en el artículo 2, punto 40, de la Directiva (UE) 2019/944;

58)   «pequeña red aislada»: pequeña red aislada tal como se define en el artículo 2, punto 42, de la Directiva (UE) 2019/944;

59)   «pequeña rede conectada»: pequeña red conectada tal como se define en el artículo 2, punto 43, de la Directiva (UE) 2019/944;

60)   «servicios auxiliares»: servicios auxiliares tal como se definen en el artículo 2, punto 48, de la Directiva (UE) 2019/944;

61)   «servicio auxiliar de no frecuencia»: servicio auxiliar de no frecuencia tal como se define en el artículo 2, punto 49, de la Directiva (UE) 2019/944;

62)   «almacenamiento de energía»: almacenamiento de energía tal como se define en el artículo 2, punto 59, de la Directiva (UE) 2019/944;

63)   «centro de coordinación regional»: el centro de coordinación regional tal como se define en el artículo 35 del presente Reglamento;

64)   «mercado mayorista de la energía»: mercado mayorista de la energía tal como se define en el artículo 2, punto 6, del Reglamento (UE) n.o 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (17);

65)   «zona de ofertas»: la mayor zona geográfica en la que los participantes en el mercado pueden intercambiar energía sin asignación de capacidad;

66)   «asignación de capacidad»: la asignación de capacidad interzonal;

67)   «zona de control»: una parte coherente de la red interconectada, gestionada por un solo gestor de redes, y que incluirá las cargas físicas conectadas y/o las unidades de generación, si las hubiera;

68)   «capacidad neta de intercambio coordinada»: un método de cálculo de la capacidad basado en el principio de evaluación y definición ex ante de un intercambio máximo de energía entre zonas de ofertas adyacentes;

69)   «elemento crítico de la red»: un elemento de la red, situado dentro de una zona de ofertas o entre ellas, tenido en cuenta en el proceso de cálculo de la capacidad, que limita la cantidad de energía que puede intercambiarse;

70)   «capacidad interzonal»: la capacidad del sistema interconectado para asimilar la transferencia de energía entre zonas de ofertas;

71)   «unidad de generación»: un solo generador de electricidad perteneciente a una unidad de producción.

CAPÍTULO II

NORMAS GENERALES PARA EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD

Artículo 3

Principios relativos a la operación de los mercados de la electricidad

Los Estados miembros, las autoridades reguladoras, los gestores de las redes de transporte, los gestores de las redes de distribución, los operadores del mercado y los operadores delegados garantizarán que los mercados de la electricidad operen de acuerdo con los siguientes principios:

a)

los precios se formarán en función de la oferta y la demanda;

b)

las normas del mercado alentarán la libre formación de precios y evitarán las acciones que impidan la formación de los precios sobre la base de la oferta y la demanda;

c)

las normas del mercado facilitarán el desarrollo de una generación más flexible, una generación sostenible con baja emisión de carbono y una demanda más flexible;

d)

se dará a los clientes la posibilidad de beneficiarse de oportunidades de mercado y de una mayor competencia en los mercados minoristas y se les facultará para que actúen como participantes en el mercado de la energía y en la transición energética;

e)

la participación en el mercado de los clientes finales y las pequeñas empresas se hará posible mediante la agregación de la generación de electricidad a partir de instalaciones de generación o de la carga desde múltiples instalaciones de respuesta a la demanda para presentar ofertas conjuntas en el mercado de la electricidad y para ser gestionada conjuntamente en la red eléctrica, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia;

f)

las normas del mercado harán posible la descarbonización del sistema eléctrico y, por consiguiente, de la economía, permitiendo la integración de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables y proporcionando incentivos para la eficiencia energética;

g)

las normas del mercado aportarán incentivos adecuados a la inversión en la generación, especialmente a las inversiones a largo plazo para un sistema eléctrico sostenible y sin emisiones de carbono, el almacenamiento de energía, la eficiencia energética y la respuesta de la demanda a fin de satisfacer las necesidades del mercado y facilitarán la competencia equitativa para garantizar así la seguridad del suministro;

h)

se eliminarán progresivamente los obstáculos a los flujos transfronterizos de electricidad entre las zonas de oferta o los Estados miembros y a las transacciones transfronterizas relativas a los mercados de la electricidad y los mercados de servicios afines;

i)

las normas del mercado preverán la cooperación regional cuando sea eficaz;

j)

la generación, el almacenamiento de energía y la respuesta a la demanda seguros y sostenibles participarán en condiciones de igualdad en el mercado, en virtud de los requisitos establecidos en el Derecho de la Unión;

k)

todos los productores serán directamente o indirectamente responsables de vender la electricidad que generan;

l)

las normas del mercado permitirán el desarrollo de proyectos de demostración de fuentes de energía, tecnologías o sistemas sostenibles, seguros y con baja emisión de carbono que se lleven a cabo y utilicen en beneficio de la sociedad;

m)

las normas del mercado permitirán el despacho eficiente de los activos de generación, del almacenamiento de energía y de la respuesta de la demanda;

n)

las normas del mercado permitirán la entrada y salida de empresas de generación de electricidad, almacenamiento de energía y suministro de electricidad en función de su evaluación de la viabilidad económica y financiera de sus operaciones;

o)

con el fin de permitir a los participantes estar protegidos frente a los riesgos de volatilidad de los precios de mercado y mitigar la incertidumbre sobre la futura rentabilidad de las inversiones, los productos de cobertura a largo plazo serán negociables en intercambios de manera transparente y los contratos de suministro a largo plazo serán negociables en los mercados no organizados, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia.

p)

Las normas del mercado facilitarán el comercio de productos en toda la Unión y los cambios regulatorios tomarán en consideración los efectos en los productos y mercados a plazo y de futuros a corto y largo plazo;

q)

los participantes del mercado tienen derecho a obtener acceso a las redes de transporte y distribución en condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias.

Artículo 4

Transición justa

La Comisión apoyará a los Estados miembros que establezcan una estrategia nacional para la reducción progresiva de la capacidad existente de extracción de carbón y de otros combustibles fósiles sólidos y de generación de energía a partir de estas fuentes, a través de todos los medios disponibles, para posibilitar una transición justa en las regiones afectadas por el cambio estructural. La Comisión ayudará a los Estados miembros para abordar las repercusiones sociales y económicas de la transición hacia las energías limpias.

La Comisión colaborará estrechamente con las partes interesadas de las regiones con una utilización intensiva del carbón y altas emisiones de carbono, facilitará el acceso y el uso de los fondos y los programas disponibles, y fomentará el intercambio de buenas prácticas, en particular mediante debates sobre las hojas de ruta industriales y las necesidades de reciclaje de competencias.

Artículo 5

Responsabilidad en materia de balance

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

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

a)

proyectos de demostración de tecnologías innovadoras, sujetos a la aprobación de la autoridad reguladora, siempre que su exención esté limitada en cuanto al tiempo y al alcance a los necesarios para la consecución de los fines de demostración;

b)

instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables con una capacidad eléctrica instalada de menos de 400 kW;

c)

instalaciones que se beneficien de ayudas aprobadas por la Comisión conforme a las normas sobre ayudas estatales de la Unión de los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, y encargadas antes del 4 de julio de 2019.

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

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

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

Artículo 6

Mercado de balance

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

a)

se garantice la no discriminación efectiva entre los participantes en el mercado, teniendo en cuenta las diferentes necesidades técnicas del sistema eléctrico y las diferentes capacidades técnicas de las fuentes de generación, el almacenamiento de energía y la respuesta de la demanda;

b)

se garantice una definición de los servicios transparente y neutral desde el punto de vista tecnológico y su adquisición transparente y basada en el mercado;

c)

se garantice un acceso no discriminatorio a todos los participantes en el mercado, individualmente o por agregación, incluida la electricidad procedente de fuentes de energía renovables no gestionables, la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía;

d)

se respete la necesidad de integrar porcentajes crecientes de generación variable, una mayor capacidad de respuesta de la demanda y la aparición de nuevas tecnologías.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a)

el período específico de tiempo durante el que estará en vigor la exención;

b)

el volumen específico de reserva de balance al que se aplicará la exención;

c)

el análisis del impacto de la exención en la participación de los recursos de balance; y

d)

la justificación de la exención en la que se demuestre que dicha exención daría lugar a una reducción de costes para los consumidores.

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

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

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

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

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

Artículo 7

Mercados diario e intradiario

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

2.   Los mercados diario e intradiario deberán:

a)

organizarse de manera que no sean discriminatorios;

b)

maximizar la capacidad de todos los participantes en el mercado para gestionar desvíos;

c)

maximizar las oportunidades de todos los participantes del mercado para participar en el comercio interzonal lo más cerca posible al tiempo real para todas las zonas de ofertas;

d)

ofrecer precios que reflejen los principios fundamentales del mercado, incluido el valor de la energía en tiempo real, y en los que los participantes en el mercado puedan confiar para llegar a acuerdos sobre productos de cobertura a largo plazo;

e)

garantizar la seguridad operativa, permitiendo al mismo tiempo una utilización máxima de la capacidad de intercambio de las interconexiones;

f)

ser transparentes, protegiendo al mismo tiempo la confidencialidad de la información comercial sensible y garantizando que el comercio se lleve a cabo de forma anónima;

g)

no hacer distinción entre las operaciones realizadas dentro de una zona de oferta y entre zonas de oferta; y

h)

estar organizados de forma que se garantice que todos los participantes en el mercado puedan acceder al mercado individualmente o mediante agregación.

Artículo 8

Comercio en los mercados diario e intradiario

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

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

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

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

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

Artículo 9

Mercados a plazo

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

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

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

Artículo 10

Límites técnicos de las ofertas

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

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

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

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

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

Artículo 11

Valor de carga perdida

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

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

Artículo 12

Despacho de generación y respuesta de la demanda

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

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

a)

instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía procedente de fuentes renovables con una capacidad eléctrica instalada de menos de 400 kW; o

b)

proyectos de demostración de tecnologías innovadoras, sujetos a la aprobación de la autoridad reguladora, siempre que dicha prioridad esté limitada en cuanto al tiempo y al alcance necesarios para la consecución de los fines de demostración.

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

a)

disponga de mercados intradiarios, y otros mercados mayoristas y de balance que funcionen correctamente y sean plenamente accesibles para todos los participantes en el mercado, de conformidad con el presente Reglamento;

b)

las normas sobre redespacho y la gestión de la congestión sean transparentes para todas los participantes en el mercado;

c)

que la contribución nacional de los Estados miembros al objetivo global vinculante de la Unión para la cuota de energía procedente de fuentes renovables con arreglo al artículo 3, apartado 2, de la Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo (18) y al artículo 4, letra a), punto 2, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo (19) sea al menos igual al resultado correspondiente de la fórmula establecida en el anexo II del Reglamento (UE) 2018/1999, y la cuota de energía procedente de fuentes renovables del Estado miembro no sea inferior a sus puntos de referencia con arreglo al artículo 4, letra a), punto 2, del Reglamento (UE) 2018/1999; o bien, que el porcentaje de energías renovables del Estado miembro en el consumo final bruto de electricidad sea de, al menos, el 50 %;

d)

que el Estado miembro haya notificado a la Comisión la exención prevista indicando de forma detallada cómo se cumplen las condiciones establecidas en las letras a), b) y c); y

e)

que el Estado miembro haya publicado la exención prevista, incluido el razonamiento detallado para la concesión de dicha exención, teniendo debidamente en cuenta la protección de la información sensible desde el punto de vista comercial cuando sea necesario.

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

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

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

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

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

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

Artículo 13

Redespacho

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

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

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

a)

no exista una alternativa basada en el mercado;

b)

todos los recursos disponibles basados en el mercado hayan sido utilizados;

c)

el número de instalaciones de generación de electricidad, de almacenamiento de energía o de respuesta de la demanda disponibles sea demasiado bajo para garantizar una competencia eficaz en la zona donde estén situadas las instalaciones adecuadas para la provisión del servicio; o

d)

la situación actual de la red eléctrica lleve a una congestión tan regular y previsible que el redespacho basado en el mercado daría lugar a ofertas estratégicas regulares que aumentarían el nivel de congestión interna y el Estado miembro afectado haya adoptado un plan de acción para hacer frente a estas congestiones o garantice que la capacidad mínima disponible para el comercio interzonal es conforme con el artículo 16, apartado 8.

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

a)

el nivel de desarrollo y eficacia de los mecanismos de redespacho basados en el mercado para las instalaciones de generación de electricidad, almacenamiento de energía y respuesta de la demanda;

b)

los motivos, los volúmenes en MWh y los tipos de fuentes de generación sujetos al redespacho;

c)

las medidas adoptadas para reducir, en el futuro, la necesidad de redespacho a la baja de las instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables o cogeneración de alta eficiencia, incluidas las inversiones en digitalización de la infraestructura de la red y en servicios que aumenten la flexibilidad.

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

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

a)

garantizar la capacidad de las redes de transporte y de distribución para transportar electricidad procedente de fuentes de energía renovables o cogeneración de alta eficiencia con el mínimo redespacho posible que impida que la planificación de la red tenga en cuenta un redespacho limitado cuando el operador de sistemas de transporte y el operador de sistemas de distribución pueda demostrar de forma transparente que resulta más eficiente económicamente, no supere el 5 % de la electricidad generada anualmente en instalaciones que utilicen fuentes de energía renovables y estén conectadas directamente a sus respectivas redes, salvo disposición contraria de un Estado miembro en el que la electricidad producida a partir de instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía procedente de fuentes renovables o de cogeneración de alta eficiencia represente más del 50 % del consumo final bruto anual de electricidad;

b)

adoptar las medidas oportunas en relación con la operación de la red y el mercado con objeto de minimizar el redespacho a la baja de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables o de cogeneración de alta eficiencia;

c)

garantizar que sus redes son lo suficientemente flexibles como para estar en posición de gestionarlas.

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

a)

las instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables solo estarán sujetas a redespacho a la baja si no existe otra alternativa o si otras soluciones darían lugar a costes desproporcionados significativos o riesgos graves para la seguridad de la red;

b)

la electricidad generada por un proceso de cogeneración de alta eficiencia solo estará sujeta a redespacho a la baja si, aparte del redespacho a la baja de las instalaciones de generación de electricidad que utilizan fuentes de energía renovables, no existe otra alternativa o si otras soluciones darían lugar a costes desproporcionados o riesgos graves para la seguridad de la red;

c)

la electricidad autogenerada a partir de instalaciones de generación que utilizan fuentes de energía renovables o cogeneración de alta eficiencia que no alimente la red de transporte o distribución no podrá ser objeto de un redespacho a la baja a menos que ninguna otra solución pueda resolver los problemas de seguridad de la red;

d)

el redespacho a la baja con arreglo a las letras a), b) y c) deberá estar debidamente justificado de manera transparente; la justificación deberá incluirse en el informe al que se refiere el apartado 3.

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

a)

los costes de funcionamiento adicionales causados por el redespacho, como los costes adicionales de combustible en caso de redespacho al alza, o el suministro de calor de apoyo en caso de redespacho a la baja de las instalaciones de generación de electricidad que utilicen cogeneración de alta eficiencia;

b)

los ingresos netos procedentes de la venta en el mercado diario de la electricidad que la instalación de generación, de almacenamiento de energía o de respuesta de la demanda habría generado sin la solicitud de redespacho; cuando se conceda ayuda financiera a instalaciones de generación de electricidad, de almacenamiento de energía o de respuesta de la demanda sobre la base del volumen de electricidad generado o consumido, el apoyo financiero que se hubiera recibido sin la solicitud de redespacho se considerará parte de los ingresos netos.

CAPÍTULO III

ACCESO A LA RED Y GESTIÓN DE LAS CONGESTIONES

SECCIÓN 1

Asignación de capacidad

Artículo 14

Revisión de las zonas de oferta

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 15

Planes de acción

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 16

Principios generales de la asignación de capacidad y la gestión de la congestión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a)

para las fronteras en las que se use un enfoque coordinado de capacidad de intercambio de las interconexiones neta, la capacidad mínima será el 70 % de la capacidad de intercambio de las interconexiones, respetando los límites de seguridad operativa y tras descontar las contingencias, como se determina de conformidad con la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, adoptada sobre la base del artículo 18 del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

b)

para las fronteras en las que se use un planteamiento basado en los flujos, la capacidad mínima será un margen establecido en el proceso de cálculo de la capacidad disponible para los flujos inducidos por el intercambio interzonal. El margen deberá ser el 70 % de la capacidad, respetando los límites de seguridad operativa de los elementos críticos de la red interna e interzonal y teniendo en cuenta las contingencias, como se determina de conformidad con la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, adoptada con arreglo al artículo 18 del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 17

Asignación de la capacidad interzonal en todos los horizontes temporales

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

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

a)

las características de los mercados;

b)

las condiciones de funcionamiento del sistema eléctrico, como las implicaciones de la compensación de los programas declarados firmemente;

c)

el nivel de armonización de los porcentajes asignados a horizontes temporales distintos y de los horizontes temporales adoptados para los diferentes mecanismos de asignación de capacidad interzonal existentes.

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

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

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

SECCIÓN 2

Tarifas de la red e ingresos de congestión

Artículo 18

Tarifas de acceso a las redes, uso de las redes y refuerzo

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

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

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

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

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

a)

los pagos y los ingresos resultantes del mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte;

b)

los pagos efectivamente realizados y recibidos así como los pagos previstos para períodos de tiempo futuros, calculados a partir de períodos anteriores.

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

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

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

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

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

a)

la relación entre las tarifas aplicadas a los productores y las tarifas aplicadas a los clientes finales;

b)

los costes que se recuperarán a través de las tarifas;

c)

las tarifas de acceso a la red moduladas en el tiempo;

d)

los incentivos de ubicación;

e)

la relación entre las tarifas de transporte y distribución;

f)

los métodos para garantizar la transparencia de la fijación y la estructura de las tarifas;

g)

los grupos de usuarios de la red sujetos a las tarifas, incluidas, en su caso, las características de esos grupos, formas de consumo y las posibles exenciones;

h)

las pérdidas en redes de alta, media y baja tensión.

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

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

Artículo 19

Rentas de congestión

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

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

a)

garantizar la disponibilidad real de la capacidad asignada, incluida la compensación por firmeza; o

b)

mantener o aumentar la capacidad interzonal a través de la optimización del uso de los interconectores existentes mediante medidas correctoras coordinadas, en su caso; o cubrir los costes derivados de las inversiones en la red pertinentes para reducir la congestión de los interconectores.

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

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

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

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

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

a)

el importe de los ingresos recogidos para el periodo de doce meses que finaliza el 31 de diciembre del año anterior;

b)

el uso dado a esos ingresos con arreglo al apartado 2, incluidos los proyectos específicos para los que se hayan utilizado, y el importe depositado en una cuenta separada;

c)

el importe que se ha utilizado a la hora de calcular las tarifas de acceso a la red, y

d)

la verificación de que el importe contemplado en la letra c) es conforme al presente Reglamento y a la metodología desarrollada con arreglo a los apartados 3 y 4.

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

CAPÍTULO IV

COBERTURA DE LA DEMANDA

Artículo 20

Cobertura de la demanda en el mercado interior de la electricidad

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

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

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

a)

eliminar las distorsiones reglamentarias;

b)

eliminar los límites de precios de conformidad con el artículo 10;

c)

introducir una función de fijación de precios de escasez para la energía de balance a que se refiere el artículo 44, apartado 3, del Reglamento (UE) n.o 2017/2195;

d)

aumentar las interconexiones y la capacidad de la red interna con vistas a alcanzar al menos los objetivos de interconexión a que se refiere el artículo 4, letra d), punto 1, del Reglamento (UE) 2018/1999;

e)

permitir la autogeneración, el almacenamiento de energía, las medidas del lado de la demanda y la eficiencia energética adoptando medidas destinadas a eliminar las distorsiones reglamentarias detectadas;

f)

garantizar la adquisición rentable y basada en el mercado de servicios de balance y auxiliares;

g)

suprimir los precios regulados cuando así lo exija el artículo 5 de la Directiva (UE) 2019/944.

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

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

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

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

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

Artículo 21

Principios generales para los mecanismos de capacidad

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 22

Principios para la configuración de mecanismos de capacidad

1.   Los mecanismos de capacidad:

a)

serán temporales;

b)

no deberán crear distorsiones innecesarias del mercado ni limitar el comercio interzonal;

c)

no irán más allá de lo que sea necesario para hacer frente al problema de la cobertura a que se refiere el artículo 20;

d)

seleccionarán proveedores de capacidad mediante un proceso transparente, no discriminatorio y competitivo;

e)

aportarán incentivos para que los proveedores de capacidad estén disponibles en momentos en los que se espere una gran demanda del sistema;

f)

garantizarán que la remuneración se fije mediante un proceso competitivo;

g)

establecerán, antes del proceso de selección, las condiciones técnicas para la participación de los proveedores de capacidad;

h)

estarán abiertos a la participación de todos los recursos que estén en disposición de proporcionar el rendimiento técnico exigido, incluida la gestión del almacenamiento de energía y la demanda;

i)

aplicarán las sanciones adecuadas a los proveedores de capacidad cuando no estén disponibles en momentos de gran demanda del sistema.

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

a)

cuando un mecanismo de capacidad esté diseñado como una reserva estratégica, sus recursos solo se despacharán en caso de que sea probable que los gestores de redes de transporte agoten sus recursos de balance para llegar a un equilibrio entre la oferta y la demanda;

b)

durante los períodos de liquidación de los desvíos, cuando se despachen los recursos de la reserva estratégica, los desequilibrios del mercado se liquidarán al menos al valor de carga perdida o a un valor superior al límite técnico del precio intradiario a que se refiere el artículo 10, apartado 1, si este fuera mayor.

c)

la producción de la reserva estratégica posterior al despacho se atribuirá a los sujetos de liquidación responsables del balance a través del mecanismo de liquidación de los desvíos;

d)

los recursos que formen parte de la reserva estratégica no podrán remunerarse a través de los mercados de electricidad mayoristas de los mercados de balance;

e)

los recursos de la reserva estratégica se mantendrán fuera del mercado al menos durante la duración del período contractual;

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

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

a)

estarán concebidos de tal modo que garanticen que el precio pagado por disponibilidad tienda automáticamente a cero cuando el nivel de capacidad suministrada se espere que sea adecuado para satisfacer el nivel de capacidad exigida;

b)

remunerarán los recursos participantes solamente por su disponibilidad y garantizarán que la remuneración no afecte a la decisión del proveedor de capacidad de generar o no;

c)

garantizarán que las obligaciones de capacidad sean transferibles entre los proveedores de capacidad elegibles.

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

a)

desde el 4 de julio de 2019 a más tardar, una capacidad de generación cuya producción comercial haya comenzado en o antes de dicha fecha y que emita más de 550 gr de CO2 procedente de combustibles fósiles por kWh de electricidad no se comprometerá ni recibirá pagos o compromisos de pagos futuros en virtud de un mecanismo de capacidad;

b)

desde el 1 de julio de 2025 a más tardar, una capacidad de generación cuya producción comercial haya comenzado antes del 4 de julio de 2019 y que emita más de 550 gr de CO2 procedente de combustibles fósiles por kWh de electricidad y más de 350 kg de CO2 procedente de combustibles fósiles de media por año no se comprometerá ni recibirá pagos o compromisos de pagos futuros en virtud de un mecanismo de capacidad.

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

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

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

Artículo 23

Análisis europeo de cobertura

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

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

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

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

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

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

a)

se lleve a cabo en cada una de las zonas de oferta abarcando al menos todos los Estados miembros;

b)

se base en escenarios centrales de referencia adecuados de previsiones de la oferta y la demanda, incluida una evaluación económica de la probabilidad de cierre, de suspensión de la actividad, de nueva construcción de activos de generación y de medidas para alcanzar los objetivos de eficiencia energética e interconexión eléctrica y sensibilidades adecuadas sobre fenómenos meteorológicos extremos, condiciones hidrológicas, precios al por mayor y evolución del precio del carbón;

c)

contenga escenarios separados que reflejen las diversas probabilidades de que se den problemas de cobertura que los diferentes tipos de mecanismos de capacidad están concebidos para abordar;

d)

tenga debidamente en cuenta la contribución de todos los recursos, incluidas las posibilidades existentes y futuras de generación, el almacenamiento de energía, la integración sectorial, la respuesta de la demanda y la importación y exportación y su contribución a una gestión flexible del sistema;

e)

anticipe el impacto probable de las medidas a las que se refiere el artículo 20, apartado 3;

f)

incluya variantes sin mecanismos de capacidad existentes o previstos y, cuando proceda, variaciones con tales mecanismos;

g)

se base en un modelo de mercado que utiliza, si procede, el método basado en los flujos;

h)

aplique cálculos probabilísticos;

i)

aplique una herramienta de modelización única;

j)

aplique al menos los siguientes indicadores a que hace referencia el artículo 25:

previsiones de energía no suministrada y

previsiones de pérdida de carga;

k)

señale las fuentes de posibles problemas de cobertura, en particular si se deben a limitaciones de red o a limitaciones de recursos, o a ambos aspectos;

l)

tenga en consideración el verdadero desarrollo de la red;

m)

garantice que se tengan debidamente en cuenta las características nacionales de generación, demanda, flexibilidad y almacenamiento de energía, la disponibilidad de fuentes primarias y el nivel de interconexión.

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

a)

el valor de carga perdida;

b)

el coste de la entrada de nuevas empresas para la generación, o la respuesta de la demanda; y

c)

el estándar de fiabilidad a que hace referencia el artículo 25.

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

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

Artículo 24

Análisis nacionales de cobertura

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

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

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

a)

formular hipótesis teniendo en cuenta las particularidades de la oferta y la demanda de electricidad a nivel nacional;

b)

utilizar instrumentos complementarios y datos recientes coherentes con los utilizados por la REGRT de Electricidad para el análisis europeo de cobertura.

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

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

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

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

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

Artículo 25

Estándar de fiabilidad

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

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

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

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

Artículo 26

Participación transfronteriza en los mecanismos de capacidad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a)

determinar si los proveedores de capacidad interesados pueden ofrecer el rendimiento técnico exigido por el mecanismo de capacidad en el que se proponen participar e inscribirlos como proveedores de capacidad elegibles en un registro establecido a tal efecto;

b)

realizar controles de disponibilidad;

c)

notificar al gestor de red de transporte en el Estado miembro que aplique el mecanismo de capacidad la información recibida con arreglo a las letras a) y b) del presente párrafo y al párrafo segundo.

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

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

a)

una metodología de cálculo de la capacidad máxima de participación transfronteriza a la que se refiere el apartado 7;

b)

una metodología para repartir los ingresos como se contempla en el apartado 9;

c)

normas comunes para realizar los controles de la disponibilidad contemplados en el apartado 10, letra b);

d)

normas comunes para determinar cuándo se debe un pago por no disponibilidad;

e)

disposiciones sobre el funcionamiento del registro al que se refiere el apartado 10, letra a);

f)

normas comunes para señalar la capacidad elegible para participar en el mecanismo de capacidad a que se refiere el apartado 10, letra a).

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

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

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

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

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

Artículo 27

Procedimiento de aprobación

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

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

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

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

CAPÍTULO V

OPERACIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE

Artículo 28

Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad

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

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

Artículo 29

REGRT de Electricidad

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

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

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

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

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

Artículo 30

Tareas de la REGRT de Electricidad

1.   La REGRT de Electricidad deberá:

a)

desarrollar códigos de red en los ámbitos aludidos en el artículo 59, apartados 1 y 2, con miras a alcanzar los objetivos establecidos en el artículo 28.

b)

adoptar y publicar, cada dos años, un plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión y no vinculante (plan de desarrollo de la red a escala de la Unión);

c)

elaborar y adoptar propuestas relativas al análisis europeo de cobertura con arreglo al artículo 23 y propuestas de especificaciones técnicas para la participación transfronteriza en los mecanismos de capacidad con arreglo al artículo 26, apartado 11;

d)

adoptar recomendaciones sobre la coordinación de la cooperación técnica entre los gestores de redes de transporte de la Unión y de terceros países;

e)

adoptar un marco para la cooperación y la coordinación entre los centros de coordinación regionales;

f)

adoptar una propuesta que defina la región de operación del sistema de conformidad con las disposiciones del artículo 36;

g)

cooperar con los gestores de redes de distribución y con la entidad de los GRD de la UE;

h)

promover la digitalización de las redes de transporte, en particular la adquisición de datos en tiempo real y el despliegue de redes inteligentes y sistemas de medición inteligentes;

i)

adoptar herramientas de gestión de la red comunes para garantizar la coordinación de la gestión de la red en situaciones de normalidad y de emergencia, con inclusión de una escala común de clasificación de incidentes, y de dichos planes de investigación, incluido el despliegue de tales planes a través de un programa de investigación eficiente. Dichas herramientas especificarán, entre otras cosas:

i)

la información, incluida la información apropiada diaria, intradiaria y en tiempo real, que sea útil para mejorar la coordinación operativa, así como la frecuencia óptima de recogida e intercambio de dicha información,

ii)

la plataforma tecnológica para el intercambio de información en tiempo real y, si procede, las plataformas tecnológicas para la recogida, procesamiento y transmisión del resto de la información mencionada en el inciso i), así como para la aplicación de los procedimientos capaces de aumentar la coordinación entre los gestores de redes de transporte con la perspectiva de que dicha coordinación alcance a toda la Unión,

iii)

la manera en que los gestores de redes de transporte podrán la información operativa a disposición de otros gestores de redes de transporte o de cualquier entidad debidamente autorizada para ayudarles a establecer la coordinación operativa, y de la ACER, y

iv)

que los gestores de redes de transporte designarán un punto de contacto encargado de contestar a consultas de otros operadores de redes de transporte o de cualquier entidad debidamente autorizada mencionados en el inciso iii) o de la ACER sobre dicha información;

j)

adoptar un programa de trabajo anual;

k)

contribuir al establecimiento de requisitos de interoperabilidad y de procedimientos no discriminatorios y transparentes de acceso a los datos conforme a lo dispuesto en el artículo 24 de la Directiva (UE) 2019/944;

l)

adoptar un informe anual;

m)

efectuar y adoptar unos análisis de cobertura estacionales con arreglo al artículo 9, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/941;

n)

promover la seguridad informática y la protección de datos en cooperación con las autoridades y las entidades reguladas pertinentes;

o)

tener en cuenta el desarrollo de la respuesta de la demanda en el ejercicio de sus funciones.

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

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

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

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

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

Artículo 31

Consultas

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

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

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

Artículo 32

Control por la ACER

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

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

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

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

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

Artículo 33

Costes

Los costes relacionados con las actividades de la REGRT de Electricidad mencionadas en los artículos 28 a 32 y 58 a 61 del presente Reglamento y en el artículo 11 del Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (22) correrán a cargo de los gestores de redes de transporte y se tendrán en cuenta en el cálculo de las tarifas. Las autoridades reguladoras solo aprobarán dichos costes cuando sean razonables y proporcionados.

Artículo 34

Cooperación regional de los gestores de redes de transporte

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

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

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

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

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

Artículo 35

Creación y misión de los centros de coordinación regionales

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

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

La propuesta incluirá, como mínimo, los elementos siguientes:

a)

el Estado miembro de la futura sede de los centros de coordinación regionales y los gestores de redes de transporte participantes;

b)

las modalidades organizativas, financieras y operativas necesarias para garantizar el funcionamiento eficiente, seguro y fiable de la red de transporte interconectada;

c)

un plan de ejecución para la puesta en funcionamiento de los centros de coordinación regionales;

d)

los estatutos y el reglamento interno de los centros de coordinación regionales;

e)

una descripción de los procesos de cooperación de conformidad con el artículo 38;

f)

una descripción de los acuerdos relativos a la responsabilidad de los centros de coordinación regionales, de conformidad con el artículo 47.

g)

en caso de que se mantengan en régimen de rotación dos centros de coordinación regionales de conformidad con el artículo 36, apartado 2, una descripción de las modalidades que permitan establecer las responsabilidades de dichos centros de coordinación regionales y procedimientos claros sobre la ejecución de sus tareas.

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

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

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

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

Artículo 36

Ámbito geográfico de los centros de coordinación regionales

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

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

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

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

Artículo 37

Tareas de los centros de coordinación regionales

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

a)

llevar a cabo el cálculo coordinado de la capacidad de acuerdo con las metodologías elaboradas en virtud de la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

b)

llevar a cabo el análisis coordinado de la seguridad de acuerdo con las metodologías elaboradas en virtud de la directriz de gestión de la red adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

c)

crear modelos comunes de red de acuerdo con las metodologías elaboradas en virtud de la directriz de gestión de la red adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

d)

apoyar a la evaluación de la compatibilidad de los planes de defensa y de reposición de servicio de acuerdo con el procedimiento establecido en el Código de red de emergencia y reposición adoptado sobre la base del artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

e)

realizar previsiones regionales de cobertura del sistema con una antelación de entre una semana y, al menos, un día y la elaboración de medidas de reducción de riesgos, de conformidad con la metodología establecida en el artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/941 y los procedimientos establecidos en las Directrices de gestión de la red adoptadas sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

f)

llevar a cabo la coordinación regional de la planificación ante interrupciones de acuerdo con los procedimientos y metodologías establecidos en la directriz de gestión de la red adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009;

g)

la formación y certificación del personal que trabaja para los centros de coordinación regionales;

h)

apoyar la coordinación y optimización de la recuperación regional a petición de los gestores de redes de transporte;

i)

llevar a cabo el análisis e informes tras la operación y a raíz de perturbaciones;

j)

llevar a cabo la medición regional de la capacidad de reserva;

k)

facilitar la adquisición de reserva de balance regional;

l)

apoyar a los gestores de redes de transporte, a petición de estos, en la optimización de los acuerdos entre gestores de redes de transporte;

m)

desempeñar las tareas relativas a la definición de escenarios regionales de crisis de electricidad en la medida en que se deleguen en los centros de coordinación regionales en virtud del artículo 6, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/941;

n)

desempeñar las tareas relativas a los análisis de cobertura estacionales en la medida en que se deleguen en los centros de coordinación regionales con arreglo al artículo 9, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/941;

o)

calcular el valor de la capacidad máxima de entrada disponible para la participación de capacidad exterior en mecanismos de capacidad con el objetivo de formular una recomendación a tenor del artículo 26, apartado 7.

p)

desempeñar las tareas relacionadas con el apoyo a los gestores de redes de transporte en la determinación de las necesidades de nuevas capacidades de intercambio de las interconexiones, con vistas a mejorar la capacidad de intercambio de las interconexiones existente o sus alternativas, que deben presentarse a los grupos regionales establecidos con arreglo al Reglamento (UE) n.o 347/2013 e incluidos en el plan decenal de desarrollo de la red a que se refiere el artículo 51 de la Directiva (UE) 2019/944.

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

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

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

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

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

Artículo 38

Cooperación dentro de los centros de coordinación regionales y entre ellos

La coordinación cotidiana dentro de los centros de coordinación regionales y entre ellos se hará mediante procedimientos cooperativos entre los gestores de redes de transporte de la región, incluidos acuerdos de coordinación entre centros de coordinación regionales, cuando sea pertinente. El proceso cooperativo se basará en:

a)

una organización del trabajo que permita atender los aspectos de planificación y operativos pertinentes para desempeñar las tareas a que se refiere el artículo 37;

b)

un procedimiento para intercambiar análisis y consultar al respecto de las propuestas de los centros de coordinación regionales con los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema y las partes interesadas pertinentes y con otros centros de coordinación regional, de forma eficiente e inclusiva, en el ejercicio de las funciones y tareas, con arreglo al artículo 40;

c)

un procedimiento para la adopción de medidas coordinadas y recomendaciones, de conformidad con el artículo 42;

Artículo 39

Organización del trabajo

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

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

Artículo 40

Procedimiento de consulta

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

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

Artículo 41

Transparencia

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

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

Artículo 42

Adopción y revisión de medidas coordinadas y de recomendaciones

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 43

Consejo de administración de los centros de coordinación regionales

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

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

3.   El consejo de administración será responsable de:

a)

elaborar y aprobar los estatutos y el reglamento interno de los centros de coordinación regionales;

b)

decidir sobre la estructura organizativa y aplicarla;

c)

elaborar y aprobar el presupuesto anual;

d)

desarrollar y respaldar los procesos cooperativos con arreglo al artículo 38.

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

Artículo 44

Estructura organizativa

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

Su estructura organizativa especificará:

a)

los poderes, las obligaciones y las responsabilidades del personal;

b)

la relación y estructura jerárquica de las diferentes partes y procesos de la organización.

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

Artículo 45

Equipo y personal

Los centros de coordinación regionales estarán dotados de todos los recursos humanos, técnicos, físicos y financieros necesarios para cumplir sus obligaciones con arreglo al presente Reglamento y para desempeñar sus tareas de forma independiente e imparcial.

Artículo 46

Seguimiento y notificación

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

a)

su rendimiento operativo;

b)

las medidas coordinadas y las recomendaciones emitidas, el grado hasta el cual los gestores de redes de transporte han ejecutado las medidas coordinadas y las recomendaciones, y los resultados alcanzados;

c)

la eficacia y la eficiencia de cada una de las tareas que les incumban y, cuando proceda, la rotación de dichas tareas.

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

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

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

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

Artículo 47

Responsabilidad

En las propuestas relativas a la creación de los centros de coordinación regionales con arreglo al artículo 35, los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema tomarán las medidas necesarias para cubrir la responsabilidad derivada de la ejecución de las tareas de los centros de coordinación regionales. El método empleado al efecto deberá tener en cuenta la situación jurídica de los centros de coordinación regionales y el nivel de cobertura de los seguros comerciales disponibles.

Artículo 48

Plan decenal de desarrollo de la red

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

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

a)

se basará en los planes nacionales de inversiones, teniendo en cuenta los planes regionales de inversiones mencionados en el artículo 34, apartado 1, del presente Reglamento y, si procede, en los aspectos de la planificación de la red a escala de la Unión, tal como se establecen en el Reglamento (UE) n.o 347/2013; se someterá a un análisis de rentabilidad utilizando la metodología establecida tal como se contempla en el artículo 11 de dicho Reglamento;

b)

en lo relativo a las interconexiones transfronterizas, se basará también en las necesidades razonables de los distintos usuarios del sistema e integrará los compromisos a largo plazo de los inversores a que se refieren los artículos 44 y 51 de la Directiva (UE) 2019/944; y

c)

señalará las carencias de la inversión, en particular en lo que se refiere a la capacidad transfronteriza.

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

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

Artículo 49

Mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 50

Suministro de información

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 51

Certificación de los gestores de redes de transporte

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

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

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

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

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

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

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

CAPÍTULO VI

GESTIÓN DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN

Artículo 52

Entidad europea de los gestores de redes de distribución

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

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

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

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

Artículo 53

Establecimiento de la entidad de los GRD de la UE

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 54

Principales normas y procedimientos para la entidad de los GRD de la UE

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

a)

la participación en las labores de la entidad de los GRD de la UE se limitará a los miembros afiliados, con posibilidad de delegación entre los miembros;

b)

las decisiones estratégicas relativas a las actividades de la entidad de los GRD de la UE, así como las directrices generales de la junta directiva, serán adoptadas por la asamblea general;

c)

las decisiones de la asamblea general se adoptarán con arreglo a las normas siguientes:

i)

cada miembro dispondrá de un número de votos proporcional a su número de clientes;

ii)

se alcanzará el 65 % de los votos atribuidos a los miembros; y

iii)

la decisión se adoptará con una mayoría de al menos el 55 % de los miembros;

d)

las decisiones de la asamblea general se rechazarán de conformidad con las normas siguientes:

i)

cada miembro dispondrá de un número de votos proporcional a su número de clientes;

ii)

se alcanzará el 35 % de los votos atribuidos a los miembros; y

iii)

la decisión se rechazará por al menos el 25 % de los miembros;

e)

la junta directiva será elegida por la asamblea general por un mandato máximo de cuatro años;

f)

la junta directiva nombrará a un presidente y a tres vicepresidentes de entre los miembros de la junta;

g)

la cooperación entre los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución conforme a los artículos 56 y 57 estará dirigida por la junta directiva;

h)

las decisiones de la junta directiva se adoptarán por mayoría absoluta;

i)

sobre la base de una propuesta de la junta directiva, el secretario general será designado por la asamblea general de entre sus miembros por un mandato de cuatro años, renovable una vez;

j)

sobre la base de una propuesta de la junta directiva, la asamblea general designará grupos de expertos, que no tendrán más de treinta miembros y en los que un tercio de los miembros podrán no ser miembros de la entidad de los GRD de la UE; además, se establecerá un grupo de expertos nacionales que estará formado por un representante de los gestores de redes de distribución de cada Estado miembro.

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

a)

la junta directiva estará formada por el presidente de la Junta y veintisiete representantes de los miembros, de los cuales:

i)

nueve serán representantes de miembros con más de un millón de usuarios de la red;

ii)

nueve serán representantes de miembros con más de 100 000 y menos de un millón de usuarios de la red; y

iii)

nueve serán representantes de miembros con menos de 100 000 usuarios de la red;

b)

que se permita a los representantes de las asociaciones de gestores de redes de distribución existentes participar en las reuniones de la junta directiva en calidad de observadores;

c)

que no se permita a la junta directiva constar de más de tres representantes de miembros con sede en el mismo Estado miembro o que pertenezcan al mismo grupo industrial;

d)

que se nombre a cada uno de los vicepresidentes de la junta de entre representantes de miembros pertenecientes a cada una de las categorías enumeradas en la letra a);

e)

que ningún grupo de expertos esté formado mayoritariamente por representantes de miembros con sede en un mismo Estado miembro o que pertenezcan al mismo grupo industrial;

f)

que la junta directiva establezca un grupo consultivo estratégico que dé su opinión a la junta directiva y a los grupos de expertos y que esté formado por representantes de las asociaciones europeas de gestores de redes de distribución y representantes de los Estados miembros no representados en la junta directiva.

Artículo 55

Tareas de la entidad de los GRD de la UE

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

a)

promover la operación y planificación de las redes de distribución en coordinación con la operación y planificación de las redes de transporte;

b)

facilitar la integración de los recursos energéticos renovables, la generación distribuida y otros recursos contenidos en la red de distribución, como el almacenamiento de energía;

c)

facilitar la flexibilidad del lado de la demanda y la respuesta de la demanda, así como el acceso a los mercados de los usuarios de las redes de distribución;

d)

contribuir a la digitalización de los sistemas de distribución, incluido el despliegue de redes inteligentes y sistemas de medición inteligente;

e)

apoyar el desarrollo de la gestión de los datos, la ciberseguridad y la protección de datos, en colaboración con las autoridades y las entidades reguladas pertinentes;

f)

participar en la elaboración de códigos de red que sean pertinentes en relación con el funcionamiento y la planificación de las redes de distribución y el funcionamiento coordinado de las redes de transporte y redes de distribución, de conformidad con el artículo 59.

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

a)

cooperar con la REGRT de Electricidad en el seguimiento de la aplicación de los códigos de red y las directrices adoptadas con arreglo al presente Reglamento que sean pertinentes para la gestión y planificación de las redes de distribución y la operación coordinada de las redes de transporte y redes de distribución;

b)

cooperar con la REGRT de Electricidad y adoptar las mejores prácticas sobre la operación coordinada y la planificación de los sistemas de transporte y distribución, incluyendo aspectos como el intercambio de datos entre los operadores y la coordinación de los recursos energéticos distribuidos;

c)

trabajar en la determinación de las mejores prácticas en los ámbitos señalados en el apartado 1 y para introducir mejoras de la eficiencia energética en la red de distribución;

d)

adoptar un programa de trabajo anual y un informe anual;

e)

funcionar de conformidad con el Derecho en materia de competencia y garantizar la neutralidad.

Artículo 56

Consultas en el proceso de desarrollo de códigos de red

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

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

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

Artículo 57

Cooperación entre los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte

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

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

CAPÍTULO VII

CÓDIGOS DE RED Y DIRECTRICES

Artículo 58

Adopción de códigos de red y directrices

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

2.   Los códigos de red y las directrices deberán:

a)

garantizar que proporcionan el grado mínimo de armonización necesario para alcanzar el objetivo del presente Reglamento;

b)

tener en cuenta, si procede, las especificidades regionales;

c)

no ir más allá de lo que sea necesario para alcanzar el objetivo de la letra a); y

d)

no afectar al derecho de los Estados miembros a establecer códigos de red nacionales que no afecten al comercio interzonal.

Artículo 59

Establecimiento de códigos de red

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

a)

normas de seguridad y fiabilidad de la red, con inclusión de normas sobre capacidad técnica de reserva de transporte para la seguridad operativa de la red, así como normas de interoperabilidad, en aplicación de los artículos 34 a 47 y del artículo 57 del presente Reglamento y del artículo 40 de la Directiva (UE) 2019/944, incluidas las normas sobre los estados de la red, las medidas correctoras y los límites de seguridad operativa, la regulación de la tensión y la gestión de la potencia reactiva, la gestión de la corriente de cortocircuito, la gestión de los flujos eléctricos, el análisis y la gestión de contingencias, los equipos y planes de protección, el intercambio de datos, el cumplimiento normativo, la formación, el análisis de la planificación y la seguridad operativas, la coordinación regional de la seguridad operativa, la coordinación de interrupciones, los planes de disponibilidad de los activos pertinentes, el análisis de cobertura, los servicios auxiliares, la planificación y los entornos de datos de planificación operativa;

b)

normas de asignación de capacidad y gestión de la congestión, en aplicación del artículo 6 de la Directiva (UE) 2019/944 y de los artículos 7 a 10, de los artículos 13 a 17 y de los artículos 35 a 37 del presente Reglamento, incluidas las normas sobre metodologías y los procesos de cálculo de la capacidad diaria, intradiaria y a plazo, los modelos de red, la configuración de las zonas de oferta, el redespacho y el intercambio compensatorio, los algoritmos de negociación, el acoplamiento único diario y el acoplamiento único intradiario, la firmeza de la capacidad interzonal asignada, la distribución de las rentas derivadas de la congestión, la cobertura de riesgos para la transmisión interzonal, los procedimientos de nominación y la recuperación de costes por asignación de capacidad y gestión de la congestión;

c)

normas en aplicación de los artículos 5, 6 y 17 relativos a transacciones relacionadas con la prestación técnica y operativa de servicios de acceso a la red y equilibrado de la red, incluidas normas relativas a la potencia de reserva, en particular, las funciones y responsabilidades, las plataformas para el intercambio de energía de balance, las horas de cierre de los mercados, los requisitos para los productos estándar y los productos especiales, la adquisición de servicios de balance, la asignación de capacidad interzonal para el intercambio de servicios de balance y el reparto de reservas, la liquidación de la energía de balance, la liquidación de intercambios de energía entre los gestores de red, la liquidación de desvíos y la liquidación de la capacidad de balance, el control de la frecuencia-potencia, el parámetro de definición de la calidad de la frecuencia y el parámetro objetivo de la calidad de la frecuencia, las reservas de contención de la frecuencia, las reservas de recuperación de la frecuencia, las reservas de sustitución, el intercambio y reparto de reservas, los procesos de activación transfronteriza de las reservas, los procesos de control del tiempo y la transparencia de la información;

d)

normas en aplicación de los artículos 36, 40 y 54 de la Directiva (UE) 2019/944 relativas a la prestación transparente y no discriminatoria de servicios auxiliares de no frecuencia, incluidas normas sobre el control de tensión en estado estacionario, la inercia, la inyección rápida de corriente reactiva, la inercia para la estabilidad de la red, la corriente de cortocircuito, la capacidad de arranque autónomo y la capacidad de funcionamiento aislado;

e)

normas en aplicación del artículo 57 del presente Reglamento y de los artículos 17, 31, 32, 36, 40 y 54 de la Directiva (UE) 2019/944 sobre la respuesta de la demanda, incluidos la agregación, el almacenamiento de energía y las normas de reducción de la demanda.

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

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

a)

normas de conexión a la red, en particular, normas sobre la conexión de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, de instalaciones de distribución conectadas a la red de transporte y de redes de distribución, la conexión de unidades de demanda utilizadas a efectos de la respuesta de la demanda, los requisitos para la conexión a la red de generadores, los requisitos para la conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua, los requisitos de los módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua y de las estaciones convertidoras de alta tensión en corriente continua de terminal remoto, y los procedimientos de notificación operativa para la conexión a la red;

b)

normas en materia de intercambio de datos, liquidación y transparencia, incluidas, en particular, normas sobre las capacidades de transferencia para horizontes temporales pertinentes, estimaciones y valores reales sobre la asignación y utilización de las capacidades de transferencia, las previsiones y la demanda real de instalaciones y su agregación, incluida la indisponibilidad de instalaciones, las previsiones y la producción real de unidades de producción y su agregación, incluida la no disponibilidad de unidades, la disponibilidad y el uso de redes, las medidas de gestión de la congestión y los datos de mercado de balance. Las normas deben incluir la forma en que se publica la información, el calendario de publicación y las entidades responsables de la gestión;

c)

normas de acceso para terceros;

d)

procedimientos operativos en caso de emergencia y reposición, incluidos los planes de emergencia del sistema, los planes de reposición, las interacciones del mercado, el intercambio de información y la comunicación, y las herramientas y equipos;

e)

normas sectoriales específicas para los aspectos relativos a la ciberseguridad de los flujos transfronterizos de electricidad, incluyendo normas sobre los requisitos mínimos comunes, la planificación, la supervisión, la información y la gestión de crisis;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 60

Modificación de códigos de red

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

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

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

Artículo 61

Directrices

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

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

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

a)

información detallada sobre el procedimiento para la determinación de los gestores de redes de transporte que deben abonar compensaciones por flujos transfronterizos, incluida la relativa a la separación entre los gestores de las redes de transporte nacionales de las que los flujos transfronterizos proceden y de las redes donde estos flujos terminan, de conformidad con el artículo 49, apartado 2;

b)

información detallada sobre el procedimiento de pago que debe seguirse, incluida la determinación del primer período de tiempo por el que deben pagarse compensaciones, de conformidad con el artículo 49, apartado 3, párrafo segundo;

c)

información detallada sobre el método para establecer el volumen de flujos transfronterizos acogidos para los que vaya a pagarse una compensación con arreglo al artículo 49, tanto en términos de cantidad como de tipos de los flujos, e indicación de las magnitudes de dichos flujos con origen o destino final en redes de transporte de los Estados miembros, de conformidad con el artículo 49, apartado 5;

d)

información detallada sobre el método para establecer los costes y los beneficios debidos a la acogida de flujos transfronterizos, de conformidad con el artículo 49, apartado 6;

e)

información detallada sobre el tratamiento aplicado a los flujos con origen o destino en países que no pertenecen al Espacio Económico Europeo en el marco del mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte; y

f)

modalidades para la participación de las redes nacionales que están interconectadas mediante líneas de corriente continua, de conformidad con el artículo 49.

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

a)

las normas sobre el comercio de electricidad, de manera detallada, en aplicación del artículo 6 de la Directiva (UE) 2019/944 y de los artículos 5 a 10, 13 a 17, 35, 36 y 37 del presente Reglamento;

b)

las normas acerca de los incentivos a la inversión en capacidad de interconectores, de manera detallada, incluidas las señales de ubicación, en aplicación del artículo 19;

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

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

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

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

Artículo 62

Derecho de los Estados miembros a establecer medidas más detalladas

El presente Reglamento se entenderá sin perjuicio de los derechos de los Estados miembros a mantener o introducir medidas que incluyan disposiciones más detalladas que las contenidas en él, en las directrices a que se refiere el artículo 61 o en los códigos de red contemplados en el artículo 59, siempre y cuando tales medidas sean compatibles con el Derecho de la Unión.

CAPÍTULO VIII

DISPOSICIONES FINALES

Artículo 63

Nuevos interconectores

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

a)

la inversión deberá impulsar la competencia en el suministro eléctrico;

b)

el nivel de riesgo vinculado a la inversión será tal que la inversión solo se efectuaría en caso de concederse la exención;

c)

el propietario del interconector deberá ser una persona física o jurídica independiente, al menos en su forma jurídica, de los gestores de las redes en cuyos sistemas vaya a construirse el interconector;

d)

se cobrarán cánones a los usuarios de dicho interconector;

e)

desde la apertura parcial del mercado a que se refiere el artículo 19 de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (24), no deberá haberse efectuado recuperación alguna del capital ni de los costes de funcionamiento de dicho interconector por medio de cualquier componente de los cánones de utilización de los sistemas de transporte o distribución conectados por el interconector, y

f)

la exención no perjudicaría a la competencia ni al funcionamiento eficaz del mercado interior de electricidad, ni al funcionamiento eficiente de la red regulada a la que está vinculado el interconector.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a)

cuando las autoridades reguladoras afectadas no hayan podido llegar a un acuerdo en un plazo de seis meses desde la fecha en que se solicitó la exención a la última de estas autoridades reguladoras, o

b)

previa solicitud conjunta de las autoridades reguladoras afectadas.

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

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

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

a)

las razones detalladas por las cuales la ACER ha concedido o denegado la exención, incluida la información financiera que justifica la necesidad de la misma;

b)

el análisis realizado acerca de las repercusiones que la concesión de la exención tiene en la competencia y en el funcionamiento eficaz del mercado interior de la electricidad;

c)

los motivos por los cuales se concede la exención para el período de tiempo y la parte de la capacidad total del interconector correspondiente, y

d)

los resultados de la consulta con las autoridades reguladoras correspondientes.

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

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

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

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

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

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

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

a)

considerando debidamente las expectativas legítimas de las partes y el equilibrio económico logrado en la decisión de exención original, se ha producido un cambio significativo en alguno de los hechos en que se basó la decisión;

b)

las empresas afectadas actúan de manera contraria a sus compromisos; o

c)

la decisión se basó en informaciones incompletas, inexactas o engañosas facilitadas por las partes.

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

Artículo 64

Excepciones

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

a)

el Estado miembro pueda demostrar que se plantean problemas sustanciales para el funcionamiento de pequeñas redes aisladas y conectadas.

b)

para las regiones ultraperiféricas, en el sentido del artículo 349 del TFUE, que no puedan estar interconectadas con el mercado de la Unión de la energía por razones físicas evidentes.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 65

Suministro de información y confidencialidad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Artículo 66

Sanciones

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

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

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

Artículo 67

Procedimiento de Comité

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

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

Artículo 68

Ejercicio de la delegación

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

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

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

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

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

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

Artículo 69

Revisión e informes de la Comisión

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

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

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

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

Artículo 70

Derogación

Queda derogado el Reglamento (CE) n.o 714/2009. Las referencias al Reglamento derogado se entenderán hechas al presente Reglamento con arreglo a la tabla de correspondencias que figura en el anexo III.

Artículo 71

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

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

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

Hecho en Bruselas, el 5 de junio de 2019.

Por el Parlamento Europeo

El Presidente

A. TAJANI

Por el Consejo

El Presidente

G. CIAMBA


(1)  DO C 288 de 31.8.2017, p. 91.

(2)  DO C 342 de 12.10.2017, p. 79.

(3)  Posición del Parlamento Europeo de 26 de marzo de 2019 (pendiente de publicación en el Diario Oficial) y Decisión del Consejo de 22 de mayo de 2019.

(4)  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 (DO L 211 de 14.8.2009, p. 15).

(5)  Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico (DO L 312 de 28.11.2017, p. 6).

(6)  Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (véase la página 125 del presente Diario Oficial).

(7)  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).

(8)  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).

(9)  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).

(10)  Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (véase la página 22 del presente Diario Oficial).

(11)  Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE (véase la página 1 del presente Diario Oficial).

(12)  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).

(13)  Reglamento (CE) n.o 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad (DO L 176 de 15.7.2003, p. 1).

(14)  DO L 123 de 12.5.2016, p. 1.

(15)  Reglamento (UE) n.o 182/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 16 de febrero de 2011, por el que se establecen las normas y los principios generales relativos a las modalidades de control por parte de los Estados miembros del ejercicio de las competencias de ejecución por la Comisión (DO L 55 de 28.2.2011, p. 13).

(16)  Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012, relativa a la eficiencia energética, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE (DO L 315 de 14.11.2012, p. 1).

(17)  Reglamento (UE) n.o 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (DO L 326 de 8.12.2011, p. 1)

(18)  Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (DO L 328 de 21.12.2018, p. 82).

(19)  Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 663/2009 y (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, las Directivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE y 2013/30/UE del Parlamento Europeo y del Consejo y las Directivas 2009/119/CE y (UE) 2015/652 del Consejo, y se deroga el Reglamento (UE) n.o 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 328 de 21.12.2018, p. 1).

(20)  Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE (DO L 140 de 5.6.2009, p. 16).

(21)  Decisión de la Comisión de 15 de noviembre de 2012 por la que se crea el Grupo de Coordinación de la Electricidad (DO C 353 de 17.11.2012, p. 2).

(22)  Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de abril de 2013, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se deroga la Decisión n.o 1364/2006/CE y se modifican los Reglamentos (CE) n.o 713/2009, (CE) n.o 714/2009 y (CE) n.o 715/2009 (DO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(23)  Directiva (UE) 2017/1132 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 14 de junio de 2017, sobre determinados aspectos del Derecho de sociedades (DO L 169 de 30.6.2017, p. 46).

(24)  Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (DO L 27 de 30.1.1997, p. 20).


ANEXO

TAREAS DE LOS CENTROS DE COORDINACIÓN REGIONALES

1.   Cálculo coordinado de la capacidad

1.1

Los centros de coordinación regionales llevarán a cabo un cálculo coordinado de la capacidad interzonal.

1.2

El cálculo coordinado de la capacidad se realizará para los horizontes temporales diario e intradiario.

1.3

El cálculo coordinado de la capacidad se realizará de acuerdo con los métodos elaborados con arreglo a la Directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones adoptada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

1.4

Este cálculo se efectuará conforme a un modelo de red común de acuerdo con el punto 3.

1.5

El cálculo coordinado de la capacidad coordinada deberá asegurar la gestión eficiente de la congestión con arreglo a los principios de gestión de congestiones definidos en el presente Reglamento.

2.   Análisis coordinado de la seguridad

2.1

Los centros de coordinación regionales llevarán a cabo un análisis coordinado de la seguridad a fin de garantizar una operación segura del sistema.

2.2

El análisis de la seguridad deberá realizarse respecto de todos los horizontes temporales de la programación de la operación, entre los horizontes temporales anual e intradiario, utilizando los modelos de red comunes.

2.3

El análisis coordinado de la seguridad deberá realizarse de acuerdo con los métodos elaborados en virtud de la directriz sobre la gestión de la red aprobados sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

2.4

Los centros de coordinación regionales compartirán los resultados del análisis coordinado de la seguridad al menos con los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema.

2.5

Cuando en un análisis coordinado de la seguridad un centro de coordinación regional de seguridad detecte una posible limitación, deberá establecer medidas correctoras que maximicen la eficacia y la eficiencia económica.

3.   Creación de modelos de red comunes

3.1

Los centros de coordinación regionales establecerán procedimientos eficientes para la creación de un modelo de red común para cada horizonte temporal de la programación de la operación entre los horizontes temporales anual e intradiario.

3.2

Los gestores de redes de transporte designarán un centro de coordinación regionales para construir los modelos de red comunes a escala de la Unión.

3.3

Los modelos de red comunes se realizarán de acuerdo con los métodos elaborados con arreglo a la directriz sobre la gestión de la red y las directrices sobre la asignación de capacidad y la gestión de la congestión adoptadas sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

3.4

Los modelos de red común incluirán datos pertinentes para una programación de la operación eficiente y un cálculo de la capacidad en todos los horizontes temporales entre los horizontes temporales anual e intradiario.

3.5

Los modelos de red común deberán ponerse a disposición de todos los centros de coordinación regionales, los gestores de redes de transporte, la REGRT de Electricidad y, cuando así lo solicite de la ACER.

4.   Apoyo a los planes de defensa y de reposición de servicio de los gestores de redes de transporte con respecto a la evaluación de la compatibilidad

4.1

Los centros de coordinación regionales apoyarán a los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema a la hora de llevar a cabo la evaluación de la compatibilidad de los planes de defensa y de reposición de servicio de los gestores de redes de transporte con arreglo a los procedimientos establecidos en el código de red relativo a emergencia y reposición del servicio aprobado de conformidad con el artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

4.2

Todos los gestores de redes de transporte deberán acordar un umbral por encima del cual el impacto de las acciones de uno o varios gestores de redes de transporte en estado de emergencia, corte de suministro eléctrico o reposición de servicio se considera significativo para otros gestores de redes de transporte interconectados sincrónica o asincrónicamente.

4.3

Al prestar apoyo a los gestores de redes de transporte, el centro de coordinación regional deberá:

a)

detectar posibles incompatibilidades;

b)

proponer medidas de mitigación.

4.4

Los gestores de redes de transporte deberán evaluar y tener en cuenta las medidas de mitigación propuestas.

5.   Apoyo a la coordinación y optimización de la recuperación regional

5.1

Cada centro de coordinación regionales apoyará a los gestores de red de transportes designados como coordinadores de frecuencia y coordinadores de resincronización en virtud del código de red relativo a emergencia y reposición del servicio aprobado de conformidad con el artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 714/2009 para mejorar la eficiencia y la eficacia de la reposición del sistema. Los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema determinarán el papel del centro de coordinación regional en relación con el apoyo a la coordinación y la optimización de la recuperación regional.

5.2

Los gestores de redes de transporte podrán pedir asistencia a centros de coordinación regionales si su sistema se encuentra en estado de corte de suministro eléctrico o reposición.

5.3

Los centros de coordinación regionales estarán equipados con sistemas de supervisión y adquisición de datos casi en tiempo real con la observabilidad determinada aplicando el umbral que se contempla en el punto 4.2.

6.   Análisis e informes tras la operación y a raíz de perturbaciones

6.1

Los centros de coordinación regionales efectuarán una investigación y elaborarán un informe sobre cualquier incidente por encima del umbral a que se refiere el punto 4.2. Las autoridades reguladoras de la región de operación del sistema y la ACER podrán intervenir en la investigación si así lo solicitan. El informe contendrá recomendaciones destinadas a prevenir incidentes similares en el futuro.

6.2

Los centros de coordinación regionales publicarán dicho informe. La ACER podrá formular recomendaciones destinadas a prevenir incidentes similares en el futuro.

7.   Medición regional de la capacidad de reserva

7.1

Los centros de coordinación regionales determinarán las necesidades de capacidad de reserva para la región de operación del sistema. La determinación de tales necesidades deberá

a)

perseguir el objetivo general de mantener la seguridad de la operación de la forma más rentable;

b)

realizarse con el horizonte temporal diario e intradiario, o ambos;

c)

calcular el importe global de la capacidad de reserva necesaria para la región de operación del sistema;

d)

determinar necesidades mínimas de capacidad de reserva para cada tipo de capacidad de reserva;

e)

tener en cuenta posibles sustituciones entre distintos tipos de capacidades de reserva con objeto de reducir los costes de contratación;

f)

establecer los requisitos necesarios para la distribución geográfica de la capacidad de reserva, en su caso.

8.   Facilitar la adquisición de reserva de balance regional

8.1

Los centros de coordinación regionales prestarán apoyo a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema para determinar la cuantía de la reserva de balance que deba adquirirse. La determinación de la cantidad de reserva de balance deberá

a)

realizarse con el horizonte temporal diario o intradiario, o ambos;

b)

tener en cuenta posibles sustituciones entre distintos tipos de capacidades de reserva con objeto de reducir los costes de contratación;

c)

tener en cuenta los volúmenes de capacidad de reserva que se espera sean proporcionados por las ofertas de energía de balance, que no se presentan con arreglo a un contrato de reserva de balance.

8.2

Los centros de coordinación regionales prestarán apoyo a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema para adquirir la cantidad de reserva de balance determinada con arreglo al punto 8.1. La adquisición de reserva de balance deberá:

a)

realizarse con el horizonte temporal diario o intradiario, o ambos;

b)

tener en cuenta posibles sustituciones entre distintos tipos de capacidades de reserva con objeto de reducir los costes de contratación.

9.   Análisis regionales de cobertura del sistema con entre una semana y al menos un día de antelación y preparación de medidas de reducción de riesgos

9.1

Los centros de coordinación regionales efectuarán análisis regionales de cobertura con entre una semana y al menos un día de antelación, de conformidad con los procedimientos establecidos en el Reglamento (UE) 2017/1485 y a partir de la metodología elaborada con arreglo al artículo 8 del Reglamento (UE) 2019/941.

9.2

Los centros de coordinación regionales basarán sus análisis regionales de cobertura a corto plazo en la información proporcionada por los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema a fin de detectar las situaciones en las que se prevea una falta de cobertura en cualquiera de las áreas de control o a nivel regional. Los centros de coordinación regionales tendrán en cuenta los posibles intercambios interzonales y los límites de seguridad de la operación en todos los horizontes temporales de programación de la operación.

9.3

Al realizar un análisis regional de cobertura del sistema, cada centro de coordinación regional se coordinará con otros centros de coordinación regionales para:

a)

verificar las hipótesis subyacentes y las previsiones;

b)

detectar posibles situaciones de falta de cobertura entre las distintas regiones.

9.4

Cada centro de coordinación regional deberá presentar los resultados de los análisis regionales de cobertura de la red junto con las medidas que proponga para reducir los riesgos de falta de cobertura a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema y a los demás centros de coordinación regionales.

10.   Planificación regional ante interrupciones

10.1

Cada centro de coordinación regional llevará a cabo la coordinación regional de las interrupciones de conformidad con los procedimientos establecidos en la directriz sobre la gestión de la red aprobada sobre la base del artículo 18, apartado 5, del Reglamento (CE) n.o 714/2009, a fin de controlar la disponibilidad de los activos pertinentes y coordinar sus planes de disponibilidad para garantizar la seguridad de la operación de la red de transporte, maximizando al mismo tiempo la capacidad de los interconectores o de las redes de transporte que afectan a los flujos de intercambio entre zonas.

10.2

Cada centro de coordinación regional mantendrá una lista única de los elementos de la red pertinentes, los módulos de generación de electricidad y las instalaciones de demanda de la región de operación del sistema y la publicará en el entorno de datos de programación de la operación de la REGRT de Electricidad.

10.3

Cada centro de coordinación regional llevará a cabo las siguientes actividades relacionadas con la coordinación de interrupciones en la región de operación del sistema:

a)

evaluar la compatibilidad de la planificación ante interrupciones utilizando los planes de disponibilidad a un año de todos los gestores de redes de transporte;

b)

proporcionar a los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema una lista de incompatibilidades de programación detectadas y las soluciones que propone para solucionar las incompatibilidades.

11.   Optimización de los mecanismos de compensación entre los gestores de redes de transporte

11.1

Los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema podrán decidir conjuntamente si recurren al apoyo del centro de coordinación regional para la administración de los flujos financieros relacionados con liquidaciones entre los gestores que impliquen a más de dos gestores de redes de transporte, como los costes de redistribución, las rentas de congestión, las desviaciones involuntarias o los costes de adquisición de reserva.

12.   Formación y certificación

12.1

Los centros de coordinación regionales elaborarán y ejecutarán programas de formación y certificación centrados en la operación regional del sistema para el personal que trabaja de los centros de coordinación regionales.

12.2

Los programas de formación deberán cubrir todos los componentes pertinentes de la operación del sistema en cuyo ámbito el centro de coordinación regional lleva a cabo tareas, en particular escenarios de crisis regional.

13.   Resumen de los escenarios de crisis de electricidad a nivel regional

13.1

En caso de que la REGRT de Electricidad delegue esta función, los centros de coordinación regionales deberán identificar los escenarios regionales de crisis de electricidad con arreglo a los criterios del artículo 6, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/941.

La determinación de los escenarios regionales de crisis de electricidad se realizará de conformidad con la metodología establecida en el artículo 5 del Reglamento (UE) 2019/941.

13.2

Los centros de coordinación regionales apoyarán a las autoridades competentes de cada región de operación del sistema, previa petición de estas, en la preparación y realización de simulación de crisis bianuales, de conformidad con el artículo 12, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/941.

14.   Determinación de las necesidades de nuevas capacidades de intercambio de las interconexiones, con vistas a mejorar la capacidad de intercambio de las interconexiones existente o sus alternativas.

14.1.

Los centros de coordinación regionales apoyarán a los gestores de redes de transporte en la identificación de las necesidades de nuevas capacidades de intercambio de las interconexiones, con vistas a mejorar la capacidad de intercambio de las interconexiones existentes o sus alternativas, que deben presentarse a los grupos regionales establecidos con arreglo al Reglamento (UE) n.o 347/2013 e incluirse en el plan decenal de desarrollo de la red a que se refiere el artículo 51 de la Directiva (UE) 2019/944.

15.   Cálculo de la capacidad máxima de entrada disponible para la participación de capacidad exterior en mecanismos de capacidad

15.1

Los centros de coordinación regionales prestarán apoyo a los gestores de redes de transporte a la hora de calcular la capacidad máxima de entrada disponible para la participación de capacidad exterior en mecanismos de capacidad teniendo en cuenta las expectativas de disponibilidad de interconexión y la posible coincidencia de estrés entre el sistema en el que se aplica el mecanismo y el sistema en el que está situada la capacidad exterior.

15.2

El cálculo se realizará de conformidad con la metodología establecida en el artículo 26, apartado 11, letra a).

15.3

Los centros de coordinación regionales facilitarán un cálculo para cada frontera entre zonas de oferta cubierta por la región de operación del sistema.

16.   Preparación de los análisis de cobertura estacionales

16.1

En caso de que la REGRT de Electricidad delegue esta función con arreglo al artículo 9 del Reglamento (UE) 2019/941, los centros de coordinación regionales efectuarán análisis regionales de cobertura estacionales.