(1)

Desde setembro de 2021, têm-se registado níveis de preços e de volatilidade muito elevados nos mercados de eletricidade. Tal como assinalado pela Agência da União Europeia de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER) na sua avaliação final da configuração do mercado grossista de eletricidade da UE, publicada em abril de 2022, esta situação deve-se principalmente ao preço elevado do gás, que é utilizado como matéria-prima para produzir eletricidade.

(2)

A escalada da guerra de agressão da Rússia contra a Ucrânia, que é parte contratante no Tratado da Comunidade da Energia (4), e as subsequentes sanções internacionais aplicadas desde fevereiro de 2022 conduziram a uma crise no setor do gás, perturbaram os mercados mundiais da energia, exacerbaram o problema dos preços elevados do gás e tiveram repercussões nos preços da eletricidade. A guerra de agressão da Rússia contra a Ucrânia também gerou incerteza em relação ao aprovisionamento de outras matérias-primas, como o carvão e o petróleo bruto, utilizadas pelas instalações de produção de eletricidade. Essa incerteza deu origem a um novo aumento substancial da volatilidade dos preços da eletricidade. A reduzida disponibilidade de vários reatores nucleares e a baixa produção hidroelétrica amplificaram ainda mais o aumento dos preços da eletricidade.

(3)

Em resposta a esta situação, a Comissão propôs, na sua Comunicação de 13 de outubro de 2021 intitulada «Enfrentar o aumento dos preços da energia: um conjunto de medidas de apoio e ação», um conjunto de medidas que a União e os Estados-Membros poderiam aplicar para fazer face ao impacto imediato dos preços elevados da energia nos clientes domésticos e nas empresas, incluindo um apoio ao rendimento, reduções fiscais e medidas de poupança e armazenamento de energia, e para reforçar a resiliência face a futuros choques de preços. Na sua Comunicação de 8 de março de 2022 intitulada «REPowerEU: ação conjunta europeia para uma energia mais segura e mais sustentável a preços mais acessíveis», a Comissão delineou várias medidas adicionais para reforçar aquele conjunto de medidas e responder ao aumento dos preços da energia. Em 23 de março de 2022, a Comissão também estabeleceu um regime temporário de auxílios estatais para permitir certos subsídios que visam atenuar o impacto dos preços elevados da energia.

(4)

Na sua Comunicação de 18 de maio de 2022, a Comissão apresentou o seu «Plano REPowerEU» que introduziu medidas adicionais centradas na poupança de energia, na diversificação dos aprovisionamentos energéticos, na adoção de uma meta mais ambiciosa para a eficiência energética e na aceleração da implantação da energia renovável com vista a reduzir a dependência da União em relação aos combustíveis fósseis russos, incluindo uma proposta no sentido de aumentar para 45 % a meta da União para 2030 relativa ao consumo final bruto de energia renovável. Ademais, a Comunicação da Comissão, de 18 de maio de 2022, intitulada «Intervenções a curto prazo no mercado da energia e melhorias a longo prazo da configuração do mercado da eletricidade — uma linha de ação», além de estabelecer medidas a curto prazo adicionais para combater os preços elevados da energia, identificou domínios da configuração do mercado da eletricidade passíveis de melhoria e anunciou a sua intenção de avaliar esses domínios com vista à alteração do enquadramento legislativo.

(5)

A fim de dar uma resposta, de forma urgente, à crise dos preços da energia e às preocupações de segurança e combater as subidas dos preços para os cidadãos, a União adotou vários atos jurídicos, como o Regulamento (UE) 2022/1032 do Parlamento Europeu e do Conselho (5), que estabeleceu um sólido regime de armazenamento de gás, e o Regulamentos (UE) 2022/1369 do Conselho (6), que previu medidas eficazes de redução da procura de gás e de eletricidade, o Regulamento (UE) 2022/1854 do Conselho (7), que estabeleceu regimes de limitação de preços para evitar lucros inesperados nos mercados do gás e da eletricidade, e o Regulamento (UE) 2022/2577 do Conselho (8), que estabeleceu medidas para acelerar os procedimentos de concessão de licenças para as instalações de energia renovável.

(6)

Um mercado de energia bem integrado, assente nos Regulamentos (UE) 2018/1999 (9), (UE) 2019/942 (10) e (UE) 2019/943 (11) do Parlamento Europeu e do Conselho e nas Diretivas (UE) 2018/2001 (12), (UE) 2018/2002 (13) e (UE) 2019/944 (14) do Parlamento Europeu e do Conselho, os quais, no seu conjunto, são comummente designados como «pacote Energias Limpas para Todos os Europeus», adotado em 2018 e 2019 («Pacote Energias Limpas»), permite à União colher os benefícios económicos de um mercado único da energia em todas as circunstâncias, garantindo a segurança do abastecimento e apoiando o processo de descarbonização para alcançar o objetivo de neutralidade climática da União. A interconectividade transfronteiriça também garante um funcionamento mais seguro, mais fiável e eficiente das redes de eletricidade e uma maior capacidade de resiliência a choques nos preços a curto prazo.

(7)

O reforço do mercado interno da energia e a consecução dos objetivos de transição climática e energética exigem uma modernização substancial da rede elétrica da União para que esta seja capaz de acolher grandes aumentos de capacidade de produção em termos de energias renováveis, associados a uma variabilidade das quantidades de produção dependente das condições meteorológicas e a mudanças nos padrões de fluxo de eletricidade em toda a União, e para que seja capaz de fazer face a uma nova procura, nomeadamente de veículos elétricos e bombas de calor. O investimento nas redes, dentro e além-fronteiras, é crucial para o bom funcionamento do mercado interno da eletricidade, incluindo a segurança do abastecimento. Tal investimento é necessário para integrar a produção de energia renovável e a procura, num contexto em que a produção e a procura estão mais distantes uma da outra do que no passado, e, em última análise, para cumprir as metas da União em matéria de clima e energia. Por conseguinte, qualquer reforma do mercado da eletricidade da União deverá contribuir para uma rede de eletricidade europeia mais integrada, com vista a assegurar que cada Estado-Membro atinja um nível de interconectividade da eletricidade conforme com a meta para 2030 de, pelo menos, 15 % de interligações elétricas, nos termos do artigo 4.o, alínea d), ponto 1, do Regulamento (UE) 2018/1999, que essa capacidade de interligação seja utilizada, tanto quanto possível, para o comércio transfronteiriço, e que a rede elétrica e a infraestrutura de conectividade da União sejam construídas ou modernizadas, por exemplo no âmbito dos projetos de interesse comum da União estabelecidos nos termos do Regulamento (UE) 2022/869 do Parlamento Europeu e do Conselho (15). Importa proporcionar uma conectividade adequada a todos os cidadãos e empresas da União, uma vez que tal poderá oferecer-lhes grandes oportunidades de participação na transição energética e na transformação digital da União. Deverá ser prestada especial atenção às regiões ultraperiféricas a que se refere o artigo 349.o do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE), que reconhece os seus condicionalismos especiais e prevê a adoção de medidas específicas a seu respeito.

(8)

A atual configuração do mercado da eletricidade, entre outras coisas, ajudou ao surgimento de produtos, serviços e medidas novos e inovadores nos mercados retalhistas de eletricidade, apoiando a eficiência energética e a utilização de energia renovável e aumentando as possibilidades de escolha a fim de ajudar os consumidores a reduzirem as suas faturas de energia, inclusive através de instalações de produção de pequena dimensão e serviços emergentes de resposta da procura. A inclusão e exploração do potencial da digitalização do sistema energético, por exemplo a participação ativa dos consumidores, é um elemento fundamental dos futuros mercados e redes da eletricidade da União. Simultaneamente, é necessário respeitar as escolhas dos consumidores e permitir-lhes beneficiar de uma multiplicidade de ofertas contratuais, bem como proteger os clientes domésticos dos preços elevados durante uma crise energética. A integração do sistema energético deverá ser entendida como o planeamento e a exploração do sistema energético como um todo, nos seus múltiplos vetores energéticos, infraestruturas e setores de consumo, através da criação de vínculos mais fortes entre eles, em sinergia recíproca e com o apoio da digitalização, com o objetivo de fornecer energia segura, a preços acessíveis, fiável e sustentável.

(9)

No contexto da crise energética, a atual configuração do mercado da eletricidade revelou várias lacunas e consequências inesperadas, associadas ao impacto dos preços elevados e voláteis dos combustíveis fósseis nos mercados de eletricidade de curto prazo, que expõem os agregados familiares e as empresas a significativas subidas súbitas dos preços e aos efeitos daí resultantes nas faturas de eletricidade.

(10)

Uma implantação mais célere da energia renovável e de tecnologias limpas flexíveis constitui a forma mais sustentável e eficaz em termos de custos de reduzir estruturalmente a procura de combustíveis fósseis para produção de eletricidade e de permitir o consumo direto de eletricidade através da eletrificação da procura de energia e da integração do sistema energético. Graças aos seus baixos custos operacionais, as fontes renováveis podem ter um impacto positivo nos preços da eletricidade em toda a União e reduzir o consumo de combustíveis fósseis.

(11)

As alterações da configuração do mercado da eletricidade deverão garantir que os benefícios do aumento da implantação da eletricidade renovável, e da transição energética no seu todo, se repercutam nos consumidores, incluindo os mais vulneráveis, e, em última análise, os protejam de crises energéticas e evitem que mais clientes domésticos entrem num círculo vicioso de pobreza energética. Essas alterações deverão atenuar o impacto dos preços elevados dos combustíveis fósseis, em especial do gás, nos preços da eletricidade, com vista a permitir que os clientes domésticos e as empresas colham, a mais longo prazo, os benefícios de uma energia segura e a preços acessíveis proveniente de fontes renováveis e hipocarbónicas sustentáveis, e tirem partido do papel das soluções de eficiência energética na redução dos custos globais da energia, o que pode reduzir a necessidade de expansão da rede elétrica e da capacidade de produção.

(12)

A reforma da configuração do mercado da eletricidade visa alcançar preços da eletricidade acessíveis e competitivos para todos os consumidores. Como tal, essa reforma deverá beneficiar não apenas os clientes domésticos, mas também a competitividade das indústrias da União, facilitando o investimento em tecnologias limpas de que estas necessitam para cumprirem as respetivas vias de transição para o impacto zero. A transição energética na União tem de ser apoiada por uma base sólida de fabrico de tecnologias limpas. Esta reforma apoiará a eletrificação a preços acessíveis da indústria e a posição da União enquanto líder mundial em termos de investigação e inovação em tecnologias energéticas limpas.

(13)

O bom funcionamento e a eficiência dos mercados de curto prazo é essencial para a integração das fontes de energia renovável e das fontes de flexibilidade no mercado da eletricidade e permite a integração do sistema energético de uma forma eficaz em termos de custos.

(14)

Os mercados intradiários são particularmente importantes para a integração das fontes de energia renovável variáveis na rede de eletricidade ao menor custo, uma vez que oferecem aos participantes no mercado a possibilidade de negociarem défices ou excedentes de eletricidade mais perto do momento de entrega. Uma vez que os produtores de energia renovável variável só estão em condições de estimar a sua produção com exatidão perto do momento de entrega, é crucial que maximizem as oportunidades de negociação mediante o acesso a um mercado líquido o mais próximo possível do momento de entrega da eletricidade. Como tal, a hora de encerramento do mercado intradiário interzonal deverá ser reduzido e mais próximo do tempo real, a fim de maximizar as oportunidades de os participantes no mercado negociarem défices e excedentes de eletricidade e contribuírem para uma melhor integração das fontes de energia renovável variáveis na rede de eletricidade. Nos casos em que essa alteração crie riscos para a segurança do abastecimento, e a fim de permitir uma transição eficiente em termos de custos para a hora de encerramento do mercado interzonal mais curta, mais próxima do tempo real, os operadores de redes de transporte deverão ter a possibilidade de solicitar uma derrogação, com base numa avaliação de impacto e sob reserva de aprovação pela entidade reguladora em causa, a fim de obter uma prorrogação do prazo de aplicação. O pedido deverá incluir um plano de ação com medidas concretas para a aplicação da nova hora de encerramento do mercado intradiário interzonal.

(15)

Por conseguinte, é importante que os mercados intradiários se adaptem à participação de tecnologias de energia renovável variáveis, tais como as energias solar e eólica, bem como à participação da resposta da procura e do armazenamento de energia. A liquidez dos mercados intradiários deverá ser melhorada com a partilha dos registos de ordens entre os operadores de mercado numa zona de ofertas, inclusive quando as capacidades interzonais estão fixadas em zero ou após a hora de encerramento do mercado intradiário. A fim de assegurar que os registos de ordens sejam partilhados entre os operadores nomeados do mercado da eletricidade nos períodos de operação do acoplamento dos mercados para o dia seguinte e intradiários, os operadores nomeados do mercado da eletricidade deverão submeter todas as ordens de produtos para o dia seguinte e intradiários, e de produtos com as mesmas características, ao acoplamento único para o dia seguinte e intradiário e não deverão organizar a negociação de produtos para o dia seguinte ou intradiários, ou de produtos com as mesmas características, fora do acoplamento único para o dia seguinte e intradiário. Para fazer face ao risco intrínseco de discriminação na negociação de produtos para o dia seguinte e intradiários dentro e fora do acoplamento único para o dia seguinte e intradiário, e à consequente perda de liquidez nos mercados de eletricidade acoplados da União, esta obrigação deverá aplicar-se aos operadores nomeados do mercado da eletricidade, às empresas que, direta ou indiretamente, exerçam controlo sobre um operador nomeado do mercado da eletricidade, e às empresas que, direta ou indiretamente, sejam controladas por um operador nomeado do mercado da eletricidade. A fim de melhorar a transparência nos mercados, os participantes no mercado deverão facultar, se aplicável, informações discriminadas por unidade de produção, sem prejuízo da apresentação de ofertas em conformidade com o quadro relevante em cada Estado-Membro.

(16)

Além disso, os mercados de eletricidade de curto prazo deverão garantir aos prestadores de serviços de flexibilidade de pequena escala a possibilidade de participação, reduzindo o valor mínimo de licitação.

(17)

A fim de garantir a integração eficiente da eletricidade produzida a partir de fontes de energia renovável variáveis e reduzir a necessidade de produzir eletricidade a partir de combustíveis fósseis em situações de crise dos preços da eletricidade a nível regional ou da União, os Estados-Membros deverão poder solicitar aos operadores das redes que proponham a contratação de um produto de corte de pontas que permita uma resposta adicional da procura, a fim de contribuir para a diminuição do consumo na rede de eletricidade. A proposta do produto de corte de pontas deverá ser avaliada pela entidade reguladora em causa no que diz respeito à obtenção de uma redução da procura de eletricidade e de uma redução do impacto no preço grossista da eletricidade durante as horas de ponta. Dado que o produto de corte de pontas visa reduzir e deslocar o consumo de eletricidade, e a fim de evitar aumentar as emissões de gases com efeito de estufa, a ativação do produto de corte de pontas não deverá implicar iniciar a produção a partir de combustíveis fósseis a jusante do ponto de contagem. Dado que o produto de corte de pontas se destina a ser aplicado apenas em situações limitadas de crise dos preços da eletricidade a nível regional ou da União, a sua contratação pode ter lugar até uma semana antes da libertação de capacidades adicionais de resposta da procura. Os operadores das redes deverão poder ativar o produto de corte de pontas antes ou durante o período de operação do mercado para o dia seguinte. Em alternativa, o produto de corte de pontas deverá poder ser ativado automaticamente, com base num preço de eletricidade predefinido. Para verificar os volumes de redução do consumo de eletricidade, o operador da rede deverá usar uma base de referência que reflita o consumo de eletricidade previsto na ausência de ativação do produto de corte de pontas, e deverá, após consulta dos participantes no mercado, desenvolver uma metodologia de referência. Essa metodologia deverá ser aprovada pela entidade reguladora em causa. A ACER deverá avaliar o impacto da utilização de produtos de corte de pontas no mercado da eletricidade da União, tendo em conta a necessidade de esses produtos não distorcerem indevidamente o funcionamento dos mercados da eletricidade nem provocarem uma reorientação da resposta da procura para produtos de corte de pontas, e deverá poder emitir recomendações às entidades reguladoras que estas deverão ter em conta na sua avaliação a nível nacional. Além disso, a ACER deverá avaliar o impacto do desenvolvimento de produtos de corte de pontas no mercado da eletricidade da União em circunstâncias normais. Com base nessa avaliação, a Comissão deverá poder, se for caso disso, apresentar uma proposta legislativa para alterar o Regulamento (UE) 2019/943 a fim de introduzir produtos de corte de pontas fora das situações de crise dos preços da eletricidade.

(18)

Para poderem participar ativamente nos mercados de eletricidade e proporcionar flexibilidade, os consumidores têm vindo a ser progressivamente equipados com contadores inteligentes. Contudo, em vários Estados-Membros a implantação de sistemas de contadores inteligentes permanece lenta, pelo que é imperativo que os Estados-Membros melhorem as condições para a instalação de sistemas de contadores inteligentes, com o objetivo de alcançar uma cobertura total o mais rapidamente possível. No entanto, os operadores de redes de transporte, os operadores de redes de distribuição e os participantes no mercado relevantes, incluindo os agregadores independentes, deverão poder utilizar, mediante consentimento do cliente final, os dados provenientes de dispositivos de medição específicos, em conformidade com os artigos 23.o e 24.o da Diretiva (UE) 2019/944 e com outras disposições aplicáveis do direito da União, incluindo o direito em matéria de proteção de dados e privacidade, em especial o Regulamento (UE) 2016/679 do Parlamento Europeu e do Conselho (16). Além disso, e apenas nos casos em que ainda não estejam instalados sistemas de contadores inteligentes e nos casos em que os sistemas de contadores inteligentes não facultem um nível suficiente de granularidade dos dados, os operadores de redes de transporte e os operadores de redes de distribuição deverão utilizar, mediante consentimento do cliente final, dados provenientes de dispositivos de medição específicos para fins de observabilidade e de liquidação dos serviços de flexibilidade, tais como a resposta da procura e o armazenamento de energia. Possibilitar a utilização de dados provenientes de dispositivos de medição específicos para fins de observabilidade e liquidação deverá facilitar a participação ativa dos clientes finais no mercado e o desenvolvimento da sua resposta da procura. A utilização dos dados provenientes desses dispositivos de medição específicos deverá estar conforme com os requisitos de qualidade em matéria de dados.

(19)

O presente regulamento estabelece uma base jurídica para o tratamento de dados pessoais em conformidade com o Regulamento (UE) 2016/679. Os Estados-Membros deverão garantir o cumprimento de todos os princípios e obrigações relativos ao tratamento de dados pessoais estabelecidos no Regulamento (UE) 2016/679, inclusive em matéria de minimização dos dados. Sempre que o objetivo do presente regulamento possa ser alcançado sem o tratamento de dados pessoais, os responsáveis pelo tratamento dos dados deverão recorrer a dados anonimizados e agregados.

(20)

Os consumidores e os comercializadores necessitam de mercados a prazo eficazes e eficientes para cobrirem a sua exposição ao preço a longo prazo e diminuírem a sua dependência dos preços a curto prazo. Para garantir que os clientes de energia em toda a União estejam em condições de beneficiar plenamente das vantagens de mercados de eletricidade integrados e da concorrência na União, a Comissão deverá avaliar o impacto de eventuais medidas destinadas a melhorar o funcionamento dos mercados da eletricidade a prazo da União, tais como a frequência de atribuição, o prazo de vencimento e a natureza dos direitos de transporte a longo prazo, as formas de reforçar o mercado secundário e a eventual introdução de plataformas virtuais regionais.

(21)

A parte da avaliação relacionada com a eventual introdução de plataformas virtuais regionais deverá abranger, nomeadamente, as implicações no que respeita aos acordos intergovernamentais preexistentes relacionados com a propriedade conjunta transfronteiriça de centrais elétricas. Se forem introduzidas, as plataformas virtuais regionais deverão refletir o preço agregado de várias zonas de ofertas e fornecer um preço de referência, que os operadores de mercado deverão usar para oferecer produtos de cobertura a prazo. Nessa medida, as plataformas virtuais regionais não deverão ser entendidas como entidades que preparam ou executam operações. Ao fornecerem um índice de preço de referência, as plataformas virtuais regionais deverão possibilitar a agregação de liquidez e proporcionar oportunidades adicionais de cobertura aos participantes no mercado. A fim de assegurar condições uniformes para a execução do presente regulamento, deverão ser atribuídas competências de execução à Comissão para especificar mais pormenorizadamente, caso seja necessário, as medidas e os instrumentos relativos à configuração dos mercados de eletricidade a prazo da União, inclusive no que respeita à introdução de plataformas virtuais regionais. Essas competências deverão ser exercidas nos termos do Regulamento (UE) n.o 182/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho (17).

(22)

A fim de reforçar as possibilidades de cobertura ao dispor dos participantes no mercado, importa alargar o papel da plataforma única de atribuição criada em conformidade com o Regulamento (UE) 2016/1719 da Comissão (18). A plataforma única de atribuição deverá atuar como entidade que oferece a atribuição e que facilita a negociação de direitos financeiros de transporte a longo prazo por conta dos operadores de redes de transporte entre as diferentes zonas de ofertas e, se for caso disso, as plataformas virtuais regionais.

(23)

As tarifas de rede deverão incentivar os operadores de redes de transporte e os operadores de redes de distribuição a recorrerem a serviços de flexibilidade através da continuação do desenvolvimento de soluções inovadoras para otimizar a rede existente e contratar serviços de flexibilidade, em especial a resposta da procura ou o armazenamento de energia. Para o efeito, as tarifas de rede deverão ser concebidas de modo a terem em conta as despesas operacionais e as despesas de capital dos operadores de redes, ou uma combinação eficiente de ambas, para que os operadores de redes possam explorar a rede de eletricidade de forma eficaz em termos de custos. O requisito de repercussão dos custos não deverá restringir a possibilidade de redistribuir os custos de forma eficiente quando sejam aplicadas taxas de rede variáveis em função da localização ou da hora. Tal deverá contribuir também para integrar as energias de fontes renováveis ao menor custo para a rede de eletricidade e permitir aos clientes finais valorizar as suas soluções de flexibilidade. As entidades reguladoras desempenharão um papel central no que toca a garantir que são disponibilizados investimentos suficientes para o desenvolvimento, a expansão e o reforço necessários da rede. As entidades reguladoras deverão promover a aceitação pública e a antecipação de investimentos, incentivando a aceleração do desenvolvimento da rede para responder à implantação acelerada da produção a partir de fontes renováveis, inclusive, se for caso disso, em zonas designadas de aceleração da implantação das energias renováveis, bem como à procura de eletrificação inteligente.

(24)

As fontes de energia renovável ao largo, tais como a energia eólica marítima, a energia oceânica e a energia fotovoltaica flutuante, desempenharão um papel fulcral no que toca a criar redes de eletricidade amplamente baseadas em fontes de energia renovável e a garantir a neutralidade climática até 2050. Todavia, existem obstáculos substanciais à sua implantação mais generalizada e eficiente que impedem a expansão em grande escala necessária para alcançar esses objetivos. Futuramente, poderão surgir obstáculos similares para outras tecnologias ao largo. A fim de reduzir o risco de investimento para os promotores de projetos ao largo, o recurso a instrumentos como os contratos de aquisição de eletricidade (CAE) ou os contratos por diferenças bidirecionais poderia facilitar o desenvolvimento de projetos ao largo. No caso dos projetos híbridos ao largo ligados a mais do que um mercado numa zona de ofertas ao largo, existe um risco adicional associado à sua situação topográfica única em termos de acesso ao mercado. A fim de reduzir o risco associado a esses projetos, os operadores de redes de transporte deverão conceder uma compensação sempre que, nos resultados validados do cálculo da capacidade, não tiverem disponibilizado na interligação a capacidade acordada nos acordos de ligação ou não tiverem disponibilizado nos elementos críticos da rede a capacidade prevista em conformidade com as regras de cálculo da capacidade definidas no artigo 16.o, n.o 8, do Regulamento (UE) 2019/943. Os operadores de redes de transporte não deverão pagar qualquer compensação se, nos resultados validados do cálculo da capacidade, tiverem disponibilizado na interligação um nível de capacidade igual ou superior aos requisitos do acordo de ligação bem como os elementos críticos da rede a capacidade prevista em conformidade com as regras definidas no artigo 16.o, n.o 8, do Regulamento (UE) 2019/943. No respetivo acordo de ligação com o operador da central de produção de eletricidade renovável ao largo, os operadores das redes de transporte deverão esforçar-se por fornecer a capacidade total acordada de forma firme, não flexível, e em conformidade com o regime para os acordos de ligação definido pela Diretiva (UE) 2019/944. Os Estados-Membros deverão ser informados com antecedência suficiente do acordo de ligação. Deverá ser paga uma compensação se as capacidades de transporte disponíveis forem reduzidas até ao ponto de não poder ser entregue aos mercados circundantes a quantidade total de produção de eletricidade que a central de produção de eletricidade renovável ao largo teria, de outro modo, podido exportar, e/ou se, apesar de essa exportação ser possível, se verificar uma diminuição correspondente do preço na zona de ofertas ao largo devido às reduções de capacidade, em comparação com uma situação sem reduções de capacidade. A compensação deverá ser paga a partir das receitas provenientes do congestionamento. Deverá ser aplicável nos casos em que um ou mais operadores de redes de transporte não tenham disponibilizado capacidade suficiente para exportar a capacidade de produção de eletricidade na respetiva interligação até à capacidade acordada no acordo de ligação, e deverá ser prestada por esses operadores de redes de transporte. No interesse da equidade regional, se a insuficiência de capacidade se dever ao facto de outros operadores de redes de transporte não terem disponibilizado, nos seus elementos críticos de rede, a capacidade prevista em conformidade com as regras de cálculo da capacidade definidas no artigo 16.o, n.o 8, do Regulamento (UE) 2019/943, os custos da compensação deverão ser partilhados proporcionalmente entre esses operadores de redes de transporte, em conformidade com o princípio do poluidor-pagador. Além disso, qualquer compensação não coberta por esta partilha proporcional pode ser repartida entre as partes relevantes nos Estados-Membros envolvidos no projeto híbrido ao largo no âmbito dos seus acordos de partilha de custos. A compensação não deverá resultar numa sobrecompensação e destina-se a equilibrar a redução das receitas dos operadores das centrais de produção de eletricidade renovável ao largo devida à redução do acesso aos mercados interligados. Deverá estar exclusivamente relacionada com a capacidade de produção disponível para o mercado, que pode estar dependente das condições meteorológicas, e que exclui situações de indisponibilidade de serviço e operações de manutenção do projeto ao largo. A compensação em caso de falta de acesso à rede de transporte não deverá ser interpretada como constituindo um despacho prioritário, e deverá estar alinhada com os princípios da não discriminação e da maximização das capacidades comerciais transfronteiriças previstos no artigo 16.o, n.o 4, do Regulamento (UE) 2019/943. Além disso, não deverá haver dupla compensação pelo mesmo risco coberto ao abrigo desta disposição, por exemplo, se o risco já estiver coberto por um contrato por diferenças ou por outro regime de apoio pertinente. Os pormenores deste mecanismo de compensação e a metodologia de execução a desenvolver, incluindo as condições nas quais a medida pode expirar, tais como a existência de procura suficiente na zona de ofertas ao largo, por exemplo, um eletrolisador de grandes dimensões, ou o acesso direto a um número suficiente de mercados para que o risco desapareça, deverão ser aprofundados num ato de execução, bem como, se for caso disso, através de alterações ao Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão (19).

(25)

No mercado grossista para o dia seguinte, as centrais elétricas com custos marginais mais baixos são despachadas em primeiro lugar, mas o preço recebido por todos os participantes no mercado é definido pela última central elétrica necessária para cobrir a procura, que é a central elétrica com os custos marginais mais elevados, no momento da compensação dos mercados. Nesse contexto, a crise energética mostrou que uma subida do preço do gás e do carvão pode conduzir a aumentos excecionais e duradouros dos preços a que as instalações de produção a gás e a carvão licitam no mercado grossista para o dia seguinte. Por sua vez, esta circunstância conduziu a preços excecionalmente elevados no mercado para o dia seguinte em toda a União, uma vez que as instalações de produção a gás e a carvão são frequentemente as centrais necessárias para satisfazer a procura de eletricidade que têm os custos marginais mais elevados.

(26)

Tendo em conta o papel do preço no mercado para o dia seguinte como referência para o preço noutros mercados grossistas de eletricidade, e o facto de todos os participantes no mercado receberem o preço de equilíbrio, as tecnologias com custos marginais significativamente mais baixos registaram sistematicamente receitas elevadas.

(27)

Para alcançar as suas metas de descarbonização e os objetivos estabelecidos no plano REPowerEU no sentido de se tornar mais independente do ponto de vista energético, a União tem de acelerar de forma muito mais pronunciada a implantação da energia renovável. Atendendo aos investimentos necessários para alcançar esses objetivos, o mercado deverá assegurar que é estabelecido um sinal de preço a longo prazo.

(28)

Nesse quadro, os Estados-Membros deverão pugnar por criar as condições de mercado certas para os instrumentos baseados no mercado a longo prazo, como os CAE. Os CAE são contratos de aquisição bilaterais entre produtores e compradores de eletricidade, que são celebrados a título voluntário e são baseados nas condições dos preços de mercado sem intervenções regulamentares na fixação de preços. Os CAE proporcionam estabilidade dos preços a longo prazo para o cliente e a segurança necessária para o produtor tomar uma decisão de investimento. Contudo, são poucos os Estados-Membros que têm mercados de CAE ativos e os compradores estão normalmente limitados a grandes empresas, inclusive porque os CAE enfrentam um conjunto de obstáculos, em especial a dificuldade de cobrir o risco de incumprimento de pagamento por parte do comprador nesses contratos de longa duração. Ao definirem as políticas para alcançar os objetivos de descarbonização energética estabelecidos nos respetivos planos nacionais integrados em matéria de energia e de clima, os Estados-Membros deverão ter em consideração a necessidade de criar um mercado de CAE dinâmico. Ao conceberem medidas que afetem diretamente os CAE, os Estados-Membros deverão respeitar eventuais expectativas legítimas e ter em conta os efeitos dessas medidas nos CAE existentes e futuros.

(29)

Em conformidade com a Diretiva (UE) 2018/2001, os Estados-Membros devem efetuar uma avaliação dos obstáculos regulamentares e administrativos em matéria de contratos de aquisição de eletricidade renovável (CAE de eletricidade renovável) de longo prazo e eliminar os obstáculos injustificados e os procedimentos ou encargos desproporcionados ou discriminatórios, assim como facilitar o recurso a esses contratos. Além disso, os Estados-Membros devem descrever as políticas e as medidas destinadas a facilitar o recurso a CAE de eletricidade renovável nos respetivos planos nacionais integrados em matéria de energia e de clima. Sem prejuízo dessa obrigação de facultar informações sobre o contexto regulamentar em que se insere o mercado de CAE, os Estados-Membros deverão garantir que os clientes que enfrentem obstáculos à entrada no mercado de CAE e que não se encontrem em dificuldades financeiras possam ter acesso a instrumentos destinados a reduzir os riscos financeiros associados ao incumprimento, por parte do comprador, das suas obrigações de pagamento a longo prazo no âmbito dos CAE. Os Estados-Membros deverão poder decidir criar um regime de garantia a preços de mercado, caso as garantias privadas não estejam acessíveis ou não estejam suficientemente acessíveis. Caso um Estado-Membro crie tal regime de garantia, deverá incluir disposições para evitar a redução da liquidez nos mercados de eletricidade, por exemplo prevendo o recurso a CAE financeiros. Os Estados-Membros poderão decidir facilitar a agregação da procura de CAE por parte de clientes que, individualmente, enfrentam obstáculos à entrada no mercado dos CAE, mas que, coletivamente, deverão poder oferecer aos produtores uma oferta atrativa de CAE. Os Estados-Membros não deverão apoiar CAE para a aquisição de eletricidade produzida a partir de combustíveis fósseis. Os Estados-Membros deverão poder limitar-se a apoiar apenas os regimes de garantia que apoiam a nova produção de energia renovável, em consonância com as suas políticas de descarbonização, em especial nos casos em que o mercado dos CAE de eletricidade renovável não esteja suficientemente desenvolvido. Embora a abordagem predefinida deva excluir a discriminação entre consumidores, os Estados-Membros poderão decidir direcionar esses instrumentos para categorias específicas de consumidores, aplicando critérios objetivos e não discriminatórios. Nesse âmbito, os Estados-Membros deverão assegurar uma coordenação adequada, inclusive com os mecanismos disponibilizados a nível da União, por exemplo pelo Banco Europeu de Investimento (BEI).

(30)

Os Estados-Membros têm ao seu dispor diversos instrumentos para apoiar o desenvolvimento de mercados de CAE quando concebem e atribuem apoio público. Permitir que os promotores de projetos de energia renovável que participam num concurso de apoio público reservem uma parte da produção para venda no âmbito de um CAE contribuiria para alimentar e fazer crescer os mercados de CAE. Além disso, aquando da avaliação dessas propostas a concurso, os Estados-Membros deverão esforçar-se por aplicar critérios que incentivem o acesso ao mercado de CAE por parte de intervenientes que enfrentam obstáculos à entrada, tais como as pequenas e médias empresas, dando preferência a proponentes que apresentem um CAE assinado ou que se comprometam e assinar um CAE para uma parte da produção do projeto proveniente de um ou vários potenciais compradores que enfrentam dificuldades no acesso ao mercado de CAE.

(31)

A fim de contribuir para a transparência e o desenvolvimento dos mercados de CAE a nível da União e dos Estados-Membros, a ACER deverá publicar uma avaliação anual desses mercados, avaliar a necessidade de elaborar e publicar modelos de utilização voluntária para os CAE, e elaborar tais modelos, se a avaliação concluir que existe essa necessidade.

(32)

Os Estados-Membros deverão prestar especial atenção aos CAE transfronteiriços e eliminar os obstáculos injustificados que lhes estão especificamente associados, permitindo o acesso, sem discriminação, dos consumidores dos Estados-Membros com capacidade limitada à eletricidade produzida noutras regiões.

(33)

Sempre que, com base na avaliação pertinente, a Comissão concluir que os Estados-Membros necessitam de apoio na eliminação de obstáculos nos mercados dos CAE, deverá poder elaborar orientações específicas. O principal objetivo dessas orientações deverá ser a eliminação dos obstáculos que impedem a expansão dos mercados de CAE, incluindo os CAE transfronteiriços. Tais obstáculos podem assumir muitas formas, desde barreiras regulamentares, em especial procedimentos ou encargos desproporcionados ou discriminatórios, até ao papel das garantias de origem ou ao tratamento dos CAE no acesso dos potenciais compradores a soluções de financiamento.

(34)

O Regulamento (UE) 2018/1999 prevê a utilização do mecanismo de financiamento da energia renovável da União como instrumento para facilitar a consecução da meta vinculativa da União em matéria de energia renovável para 2030. Nos termos da Diretiva (UE) 2018/2001, com a redação que lhe foi dada pela Diretiva (UE) 2023/2413 do Parlamento Europeu e do Conselho (20), os Estados-Membros devem procurar aumentar, coletivamente, a quota de energia de fontes renováveis no consumo final bruto de energia da União para 45 % em 2030, para além da meta vinculativa da União de 42,5 %. Por conseguinte, a Comissão deverá avaliar se a tomada de medidas a nível da União, em complemento das medidas nacionais, poderá contribuir para alcançar a quota adicional de 2,5 % de energia de fontes renováveis no consumo final bruto de energia da União. Nesse contexto, a Comissão deverá analisar a possibilidade de utilizar o mecanismo de financiamento da energia renovável da União para organizar leilões de energia renovável a nível da União, em conformidade com o quadro regulamentar pertinente.

(35)

Sempre que os Estados-Membros decidam apoiar, através de «regimes de apoio direto ao preço», investimentos financiados com fundos públicos em novas instalações de produção de eletricidade hipocarbónica não baseada em combustíveis fósseis, a fim de alcançar os objetivos de descarbonização da União, esses regimes deverão ser estruturados sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, de forma a que incluam, para além de uma garantia de receitas, uma limitação do aumento das receitas de mercado dos ativos de produção em causa. Embora a obrigação prevista no presente regulamento deva aplicar-se apenas ao apoio a investimentos em novas instalações de produção de energia, os Estados-Membros deverão poder decidir conceder igualmente regimes de apoio sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais, ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, a novos investimentos destinados a reequipar substancialmente instalações de produção de energia existentes, a aumentar substancialmente a capacidade ou a prolongar a vida útil dessas instalações.

(36)

A fim de garantir a segurança jurídica e a previsibilidade, a obrigação de estruturar os regimes de apoio direto sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverá aplicar-se apenas a contratos abrangidos por regimes de apoio direto ao preço para investimentos em novas instalações de produção de energia celebrados em ou a partir de 17 de julho de 2027. Esse período de transição deverá ser de cinco anos para ativos híbridos ao largo ligados a duas ou mais zonas de ofertas, devido à complexidade desses projetos.

(37)

A participação dos participantes no mercado nos regimes de apoio direto ao preço sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverá ser voluntária.

(38)

A obrigação de recorrer a contratos por diferenças bidirecionais, ou a mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, não prejudica o artigo 6.o, n.o 1, da Diretiva (UE) 2018/2001.

(39)

Embora a Diretiva (UE) 2024/1711 do Parlamento Europeu e do Conselho (21) altere o artigo 4.o, n.o 3, segundo parágrafo, da Diretiva (UE) 2018/2001, as outras disposições do artigo 4.o dessa diretiva, que estabelecem princípios de conceção para os regimes de apoio à energia de fontes renováveis, continuam a ser aplicáveis.

(40)

Os contratos por diferenças bidirecionais, ou os mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, garantirão que as receitas dos produtores decorrentes de novos investimentos na produção de eletricidade que beneficiam de apoio público se tornem mais independentes dos preços voláteis da produção baseada em combustíveis fósseis, que normalmente define o preço no mercado para o dia seguinte.

(41)

Os regimes de apoio direto ao preço sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverão reger-se pelos princípios de conceção conforme previstos no presente regulamento. Ao avaliar esses contratos por diferenças bidirecionais ou mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos ao abrigo das regras em matéria de auxílios estatais, a Comissão deverá verificar a conformidade desses contratos ou mecanismos com o direito da União que esteja intrinsecamente ligado às regras em matéria de auxílios estatais, tais como os princípios de conceção dos contratos por diferenças bidirecionais ou dos mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos previstos no presente regulamento. A conceção desses contratos por diferenças bidirecionais ou mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverá preservar os incentivos para que a instalação de produção de energia funcione e participe de forma eficiente nos mercados de eletricidade, em especial para refletir as circunstâncias do mercado. Na sua avaliação, a Comissão deverá assegurar que a conceção dos contratos por diferenças bidirecionais ou dos regimes equivalentes com os mesmos efeitos não conduz a distorções indevidas da concorrência e do comércio no mercado interno. A Comissão deverá, em especial, assegurar que a distribuição das receitas às empresas não distorce as condições de concorrência equitativas no mercado interno, em especial quando não seja possível aplicar um procedimento de concurso. Os contratos por diferenças bidirecionais ou os mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos poderão variar em termos de duração e incluir, nomeadamente, contratos por diferenças baseados na injeção com um ou vários preços de exercício, um preço mínimo ou contratos de capacidade ou de referência por diferenças. A obrigação de recorrer a contratos por diferenças bidirecionais ou a mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos não se aplica aos regimes de apoio não diretamente relacionados com a produção de eletricidade, como o armazenamento de energia, e que não recorrem ao apoio direto aos preços, como as ajudas ao investimento sob a forma de subvenções iniciais, medidas fiscais ou certificados verdes. Para incentivar as contrapartes a cumprirem as suas obrigações contratuais, os contratos por diferenças bidirecionais ou os mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverão incluir cláusulas de penalização aplicáveis em caso de rescisão antecipada unilateral indevida do contrato.

(42)

Contudo, na medida em que a obrigação de estabelecer regimes de apoio direto ao preço sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos reduz os tipos de regimes de apoio direto ao preço que os Estados-Membros podem adotar no tocante às fontes de energia renovável, é adequado que esta obrigação se limite às tecnologias hipocarbónicas que não se baseiam em combustíveis fósseis e cujos custos operacionais são baixos e estáveis e às tecnologias que normalmente não proporcionam flexibilidade à rede de eletricidade, excluindo simultaneamente as tecnologias que se encontram em fases incipientes de implantação no mercado. Tal afigura-se necessário para garantir que a viabilidade económica das tecnologias de produção com elevados custos marginais não é comprometida e para manter os incentivos das tecnologias que podem oferecer flexibilidade à rede de eletricidade para licitar no mercado da eletricidade com base nos seus custos de oportunidade. Além disso, a obrigação de estabelecer regimes de apoio direto ao preço sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos não deverá aplicar-se a tecnologias emergentes cuja adoção possa ser promovida mais adequadamente por meio de outros tipos de regimes de apoio direto ao preço. A referida obrigação não deverá prejudicar a eventual isenção das instalações de energias renováveis de pequena dimensão e dos projetos de demonstração nos termos da Diretiva (UE) 2018/2001 e deverá ter em conta as especificidades das comunidades de energia renovável, em conformidade com essa diretiva. Atendendo à necessidade de proporcionar certeza regulamentar para os produtores, a obrigação de os Estados-Membros aplicarem regimes de apoio direto ao preço para a produção de eletricidade sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverá aplicar-se apenas ao investimento em novas instalações de produção de energia que utilizem as fontes especificadas no presente considerando.

(43)

Devido à limitação do aumento das receitas de mercado, os regimes de apoio direto ao preço sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos deverão proporcionar uma fonte adicional de receitas para os Estados-Membros em períodos de preços elevados da energia. Para atenuar ainda mais o impacto dos preços elevados da eletricidade nas faturas de energia dos consumidores, os Estados-Membros deverão garantir que quaisquer receitas cobradas aos produtores abrangidos por regimes de apoio direto ao preço sob a forma de contratos por diferenças bidirecionais ou de mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, ou o equivalente em valor financeiro dessas receitas, são repercutidos nos clientes finais, incluindo os clientes domésticos, as pequenas e médias empresas e as empresas com utilização intensiva de energia. Ao distribuir as receitas aos clientes domésticos, os Estados-Membros deverão, em especial, poder favorecer os clientes vulneráveis e os clientes afetados por pobreza energética. À luz das vantagens em geral, para os clientes de eletricidade, que resultam dos investimentos em energia renovável, em eficiência energética e na implantação de energias hipocarbónicas, os Estados-Membros deverão também poder utilizar as receitas dos contratos por diferenças bidirecionais ou dos mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, ou o equivalente em valor financeiro dessas receitas, para financiar investimentos destinados a reduzir os custos da eletricidade para os clientes finais, inclusive no âmbito de atividades económicas específicas, como os investimentos no desenvolvimento da rede de distribuição, nas fontes de energia renovável e nas infraestruturas de carregamento de veículos elétricos. Os Estados-Membros deverão também ter a possibilidade de utilizar essas receitas, ou o seu equivalente em valor financeiro, para financiar os custos dos regimes de apoio direto ao preço. A redistribuição das receitas deverá efetuar-se por forma a assegurar que os clientes continuam, até certo ponto, expostos ao sinal de preço, de modo a que, quando os preços são elevados, reduzam o seu consumo ou o desloquem para períodos de preços mais baixos, que são normalmente períodos com uma quota mais elevada de produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis. Em especial, os Estados-Membros deverão poder considerar o consumo fora das horas de ponta, a fim de preservar os incentivos à flexibilidade. Os Estados-Membros deverão garantir que a redistribuição das receitas aos consumidores finais de eletricidade não afeta as condições equitativas e a concorrência entre os diferentes comercializadores. Estes princípios não deverão ser obrigatórios para as receitas geradas por contratos abrangidos por regimes de apoio direto ao preço celebrados antes da data de aplicação da obrigação de utilizar contratos por diferenças bidirecionais ou mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos. Os Estados-Membros podem distribuir as receitas provenientes de contratos por diferenças bidirecionais ou mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, sem que essa distribuição constitua uma regulamentação dos preços de retalho nos termos do artigo 5.o da Diretiva (UE) 2019/944.

(44)

Além disso, os Estados-Membros deverão assegurar que os regimes de apoio direto ao preço ou os mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos, independentemente da forma que assumam, não comprometem o funcionamento eficiente, competitivo e líquido dos mercados de eletricidade e preservam os incentivos aos produtores para que reajam aos sinais do mercado — nomeadamente cessando a produção quando os preços da eletricidade são inferiores aos custos operacionais — e os incentivos aos clientes finais para que reduzam o consumo quando os preços da eletricidade são elevados. Os Estados-Membros deverão garantir que os regimes de apoio não constituem um obstáculo ao desenvolvimento de contratos comerciais, tais como os CAE.

(45)

Assim, os contratos por diferenças bidirecionais ou os mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos e os CAE desempenham papéis complementares para promover a transição energética e fazer chegar os benefícios da energia renovável e hipocarbónica aos consumidores. Sob reserva dos requisitos introduzidos pelo presente regulamento, os Estados-Membros deverão ser livres de decidir quais os instrumentos que utilizam para alcançar os seus objetivos de descarbonização. Através dos CAE, os investidores privados contribuem para uma maior implantação da energia renovável e hipocarbónica, bloqueando simultaneamente os preços da eletricidade num nível baixo e estável a longo prazo. Analogamente, os contratos por diferenças bidirecionais ou os mecanismos equivalentes com os mesmos efeitos permitem às entidades públicas, por conta dos consumidores, alcançar o mesmo objetivo. Ambos os instrumentos são necessários para alcançar as metas de descarbonização da União através da implantação de energia renovável e hipocarbónica, ao mesmo tempo que promovem os benefícios da produção de eletricidade a baixo custo para os consumidores.

(46)

A implantação acelerada de fontes de energia renovável exige uma disponibilidade crescente de soluções de flexibilidade que assegurem a sua integração na rede e permitam que o sistema e a rede de eletricidade se adaptem à variabilidade da produção e do consumo de eletricidade em diferentes horizontes temporais. A fim de promover a flexibilidade não fóssil, a entidade reguladora ou outra autoridade ou entidade designada por um Estado-Membro deverá avaliar periodicamente a necessidade de flexibilidade a nível nacional na rede de eletricidade com base no contributo dos operadores das redes de transporte e dos operadores das redes de distribuição e segundo uma metodologia europeia comum sujeita a consulta pública e aprovação pela ACER. A avaliação das necessidades de flexibilidade do sistema elétrico deverá ter em conta todos os investimentos existentes e previstos, incluindo os ativos existentes que ainda não estejam ligados à rede, no que diz respeito às fontes de flexibilidade, tais como a produção flexível de eletricidade, as interligações, a resposta da procura, o armazenamento de energia ou a produção de combustíveis renováveis, devido à necessidade de descarbonizar o sistema energético. A ACER deverá avaliar periodicamente os relatórios nacionais e elaborar um relatório a nível da União que formule recomendações sobre questões de relevância transfronteiriça. Com base no relatório nacional sobre as necessidades de flexibilidade, os Estados-Membros deverão definir um objetivo nacional indicativo em matéria de flexibilidade não fóssil, incluindo os contributos específicos respetivos, para a concretização desse objetivo, da resposta da procura e do armazenamento de energia, que deverá também ser refletido nos respetivos planos nacionais integrados em matéria de energia e de clima em conformidade com o Regulamento (UE) 2018/1999. À luz desses planos, a Comissão deverá poder elaborar uma estratégia da União em matéria de flexibilidade, que dê especial destaque à resposta da procura e ao armazenamento de energia, que seja coerente com as metas da União para 2030 em matéria de energia e de clima e o objetivo de neutralidade climática para 2050. A Comissão deverá poder apresentar uma proposta legislativa para acompanhar essa estratégia da União.

(47)

A fim de alcançar o objetivo nacional indicativo em matéria de flexibilidade não fóssil, incluindo os contributos específicos respetivos da resposta da procura e do armazenamento de energia, e sempre que as necessidades de flexibilidade não estejam a ser resolvidas através da eliminação dos obstáculos ao mercado ou através dos investimentos existentes, os Estados-Membros deverão poder aplicar regimes de apoio à flexibilidade não fóssil que consistam em pagamentos pela capacidade disponível de flexibilidade não fóssil. Além disso, os Estados-Membros que já apliquem mecanismos de capacidade deverão ponderar promover a participação de soluções de flexibilidade não fóssil, como a resposta da procura e o armazenamento de energia, reformulando critérios ou características, sem prejuízo da aplicação do artigo 22.o do Regulamento (UE) 2019/943. Os Estados-Membros que já apliquem mecanismos de capacidade deverão também poder aplicar regimes de apoio à flexibilidade não fóssil se esses regimes forem necessários para alcançar o objetivo nacional indicativo em matéria de flexibilidade não fóssil, em especial ao mesmo tempo que adaptam os seus mecanismos de capacidade para continuar a promover a participação de soluções de flexibilidade não fóssil, como a resposta da procura e o armazenamento de energia. Esses regimes deverão abranger novos investimentos na flexibilidade não fóssil, incluindo investimentos em ativos existentes, nomeadamente os que se destinem a desenvolver ainda mais a flexibilidade da resposta da procura.

(48)

Para contribuir para os objetivos de proteção do ambiente, o limite de emissões de CO2 previsto no artigo 22.o, n.o 4, do Regulamento (UE) 2019/943 deverá ser considerado um limite superior. Por conseguinte, os Estados-Membros poderão definir normas de desempenho técnico e limites de emissões de CO2 que restrinjam a participação nos mecanismos de capacidade às tecnologias flexíveis que não usam energia fóssil, em plena consonância com a Comunicação da Comissão, de 18 de fevereiro de 2022, intitulada «Orientações relativas a auxílios estatais à proteção do clima e do ambiente e à energia», que incentiva os Estados-Membros a introduzir critérios ecológicos nos mecanismos de capacidade.

(49)

Uma vez que a falta de coordenação dos mecanismos de capacidade pode ter um impacto significativo no mercado interno da eletricidade, o Pacote Energias Limpas introduziu um quadro global para avaliar melhor as necessidades e aperfeiçoar a conceção dos mecanismos de capacidade. Não obstante a necessidade de limitar as distorções da concorrência e do mercado interno, os mecanismos de capacidade podem, a par de um quadro regulamentar adequado, desempenhar um papel importante para assegurar a adequação dos recursos, em especial durante a fase de transição para um sistema descarbonizado e no caso de sistemas energéticos que não estejam suficientemente interligados. Por conseguinte, embora os mecanismos de capacidade já não devam ser considerados medidas de último recurso, a sua necessidade e a sua conceção deverão ser periodicamente avaliadas à luz da evolução do quadro regulamentar e das circunstâncias do mercado. No entanto, o procedimento para a adoção de mecanismos de capacidade revelou ser complexo. A fim de abordar as eventuais possibilidades de racionalização e simplificação do processo de aplicação dos mecanismos de capacidade, e de garantir que os Estados-Membros possam resolver atempadamente os problemas de adequação, prevendo ao mesmo tempo o controlo necessário para evitar prejuízos para o mercado interno, a Comissão deverá apresentar, até 17 de janeiro de 2025, um relatório pormenorizado que avalie essas possibilidades. Nesse contexto, a Comissão deverá solicitar à ACER que altere a metodologia para a avaliação europeia da adequação dos recursos em conformidade com o procedimento aplicável, conforme adequado. Até 17 de abril de 2025, a Comissão, após consulta dos Estados-Membros, deverá apresentar propostas com vista a, conforme adequado, simplificar o processo de avaliação dos mecanismos de capacidade.

(50)

A ligação à rede de novas instalações de produção e de procura, em especial de centrais de energia renovável, enfrenta frequentemente atrasos nos procedimentos de ligação à rede. Uma das razões para esses atrasos é a falta de capacidade de rede disponível no local escolhido pelo investidor, o que implica a necessidade de ampliações ou reforços da rede para ligar as instalações ao sistema de uma maneira segura. A imposição de um novo requisito que obrigue os operadores das redes de eletricidade, tanto a nível do transporte como da distribuição, a publicarem e atualizarem informações sobre a capacidade disponível para novas ligações nas respetivas áreas de exploração proporcionará aos investidores um acesso mais fácil às informações relativas à disponibilidade de capacidade de rede dentro do sistema, acelerando assim a tomada de decisões, o que, por sua vez, acelerará a necessária implantação da energia renovável. Essas informações deverão ser atualizadas de forma periódica, pelo menos todos os meses, pelos operadores das redes de transporte. Os operadores das redes de transporte deverão também publicar os critérios utilizados para determinar as capacidades de rede disponíveis, nomeadamente a procura e as capacidades de produção existentes, os pressupostos utilizados para avaliar a eventual maior integração de outros utilizadores da rede, as informações pertinentes sobre eventuais restrições de energia e as previsões no que respeita a futuros desenvolvimentos relevantes da rede.

(51)

Além disso, para combater o problema da delonga na resposta a pedidos de ligação à rede, os operadores de redes de transporte deverão fornecer informações claras e transparentes aos utilizadores da rede sobre o estado e a tramitação dos seus pedidos de ligação. Os operadores das redes de transporte deverão fornecer essas informações no prazo de três meses a contar da data de apresentação do pedido e deverão atualizá-las de forma periódica, pelo menos trimestralmente.

(52)

Uma vez que a Estónia, a Letónia e a Lituânia ainda não estão sincronizadas com a rede de eletricidade da União, enfrentam desafios muito específicos na organização dos mercados de balanço e na contratação de serviços de sistema baseada no mercado. Embora os progressos rumo à sincronização estejam em curso, um dos pré-requisitos críticos para uma exploração da rede estável e síncrona é a disponibilidade de reservas de capacidade de balanço suficientes para a regulação da frequência. No entanto, estando dependentes da zona síncrona russa para a gestão das frequências, os Estados bálticos ainda não estavam em condições de desenvolver um mercado de balanço próprio que funcionasse. A guerra de agressão russa contra a Ucrânia aumentou substancialmente o risco para a segurança do abastecimento, em resultado da ausência de mercados de balanço próprios. Por conseguinte, os requisitos do artigo 6.o, n.os 9, 10 e 11, do Regulamento (UE) 2019/943 e do artigo 41.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2017/2195 da Comissão (22), que se destinam a ser aplicados aos mercados de balanço existentes, ainda não refletem a situação na Estónia, na Letónia e na Lituânia, em especial porque o desenvolvimento dos mercados de balanço exige tempo e novos investimentos na capacidade de balanço. A Estónia, a Letónia e a Lituânia deverão, por conseguinte, em derrogação desses requisitos, ter o direito de celebrar contratos financeiros a mais longo prazo para adquirir capacidade de balanço por um período transitório.

(53)

Os períodos de transição para a Estónia, a Letónia e a Lituânia deverão ser progressivamente eliminados o mais rapidamente possível após a sincronização e ser utilizados para desenvolver instrumentos de mercado adequados que ofereçam reservas de balanço a curto prazo e outros serviços de sistema indispensáveis, e deverão ser limitados ao tempo necessário para esse processo.

(54)

Pretende-se que os Estados bálticos sejam sincronizados com a zona síncrona da Europa continental por meio de uma linha de circuito duplo que ligue a Polónia e a Lituânia. Após a sincronização, a capacidade dessa linha terá de ser, em grande parte, reservada para margens de fiabilidade em caso de falha inesperada na rede báltica e de desvios imprevistos daí resultantes. Os operadores de redes de transporte deverão continuar a oferecer a máxima capacidade para o comércio transfronteiriço, cumprindo os limites de segurança operacional e tendo em conta eventuais emergências nas redes polaca e lituana, nomeadamente as que resultem de cortes nas linhas de corrente contínua em alta tensão ou do corte da ligação dos Estados bálticos à zona síncrona da Europa continental. A situação específica dessa interligação deverá ser tida em conta no cálculo da capacidade total e das emergências, nos termos do artigo 16.o, n.o 8, do Regulamento (UE) 2019/943.

(55)

Os mecanismos de capacidade deverão estar abertos à participação de todos os recursos capazes de assegurar o desempenho técnico exigido, que podem incluir centrais elétricas a gás, desde que cumpram o limite de emissões estabelecido no artigo 22.o, n.o 4, do Regulamento (UE) 2019/943, bem como quaisquer limiares nacionais de emissões ou outros critérios ambientais objetivos que os Estados-Membros possam querer aplicar para acelerar o processo de abandono dos combustíveis fósseis.

(56)

Para contribuir para os objetivos de proteção do ambiente, o artigo 22.o, n.o 4, do Regulamento (UE) 2019/943 estabelece requisitos em matéria de limites de emissões de CO2 para os mecanismos de capacidade. No entanto, durante o seu processo de transição para um sistema descarbonizado e na sequência da crise energética, os Estados-Membros que apliquem mecanismos de capacidade aprovados antes de 4 de julho de 2019 deverão, a título excecional e como mecanismo de último recurso, poder derrogar este limite de emissões de CO2 por um período limitado. Uma tal derrogação deverá, contudo, ficar limitada às capacidades de geração existentes cuja produção comercial tenha tido início antes de 4 de julho de 2019, a saber, antes da data de entrada em vigor do Regulamento (UE) 2019/943. O pedido para uma derrogação deverá ser acompanhado de um relatório do Estado-Membro em causa, que avalie o impacto da derrogação nas emissões de gases com efeito de estufa e na transição energética. Tal relatório deverá também conter um plano com marcos para pôr progressivamente termo à participação de capacidades de produção que não cumprem os limites de emissões de CO2 nos mecanismos de capacidade. Após a concessão de uma derrogação, os Estados-Membros deverão ser autorizados a organizar procedimentos de contratação que ainda assim terão de cumprir todos os requisitos do capítulo IV do Regulamento (UE) 2019/943, com exceção dos relativos aos limites de emissões de CO2. As capacidades de produção que não cumpram os limites de emissões de CO2 não deverão ser adquiridas por um período superior a um ano nem por um período de entrega que exceda a duração da derrogação. O procedimento de contratação adicional aberto à participação de capacidades de produção que não cumprem os limites de emissões de CO2 deverá ser precedido de um procedimento de contratação destinado a maximizar a participação de capacidades que cumpram os limites de emissões de CO2, inclusive deixando os preços das capacidades subir suficientemente para incentivar os investimentos nessas capacidades.

(57)

A Comissão deverá reexaminar o presente regulamento a fim de assegurar a resiliência da configuração do mercado da eletricidade em tempos de crise e a sua capacidade para apoiar os objetivos de descarbonização da União, reforçar ainda mais a integração do mercado e promover os investimentos necessários em infraestruturas, bem como o desenvolvimento de um mercado de CAE. Com base nesse reexame, a Comissão deverá apresentar ao Parlamento Europeu e ao Conselho um relatório exaustivo, acompanhado, se for caso disso, de uma proposta legislativa. Nesse relatório, a Comissão deverá avaliar, em especial, a eficácia da estrutura e do funcionamento atuais dos mercados da eletricidade a curto prazo, bem como as suas eventuais ineficiências e as possíveis soluções e instrumentos a aplicar em situações de crise ou de emergência, bem como a adequação do regime jurídico e financeiro da União relativo às redes de distribuição. Esse relatório deverá também abranger a capacidade de alcançar os objetivos da União no que respeita às energias renováveis e ao mercado interno da energia, bem como a possibilidade e a viabilidade de criar uma ou várias plataformas de mercado da União para os CAE.

(58)

Na medida em que alguma das medidas previstas no presente regulamento constitua um auxílio estatal, as disposições respeitantes a essa medida não prejudicam a aplicação dos artigos 107.o e 108.o do TFUE. A Comissão é competente para apreciar a compatibilidade dos auxílios estatais com o mercado interno.

(59)

As medidas previstas no presente regulamento não prejudicam a aplicação dos Regulamentos (UE) 2016/1011 (23) e (UE) n.o 648/2012 (24) do Parlamento Europeu e do Conselho, nem da Diretiva 2014/65/UE do Parlamento Europeu e do Conselho (25).

(60)

Por conseguinte, os Regulamentos (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 deverão ser alterados em conformidade.

(61)

Atendendo a que o objetivo do presente regulamento, a saber, melhorar a configuração do mercado integrado da eletricidade, em especial para evitar preços de eletricidade indevidamente elevados, não pode ser suficientemente alcançado pelos Estados-Membros, mas pode ser mais bem alcançado ao nível da União, a União pode tomar medidas, em conformidade com o princípio da subsidiariedade consagrado no artigo 5.o do Tratado da União Europeia. Em conformidade com o princípio da proporcionalidade consagrado no mesmo artigo, o presente regulamento não excede o necessário para alcançar esse objetivo,

1)

O artigo 2.o é alterado do seguinte modo:

2)

Ao artigo 3.o, n.o 2, é aditado o seguinte parágrafo:

«O presente número aplica-se também à plataforma única de atribuição criada em conformidade com o Regulamento (UE) 2016/1719.»

3)

Ao artigo 4.o, é aditado o seguinte número:

4)

O artigo 5.o é alterado do seguinte modo:

5)

No artigo 6.o, o n.o 9 passa a ter a seguinte redação:

6)

O artigo 15.o é alterado do seguinte modo:

1)

O artigo 1.o é alterado do seguinte modo:

2)

O artigo 2.o é alterado do seguinte modo:

3)

O artigo 7.o é alterado do seguinte modo:

4)

São inseridos os seguintes artigos:

(*2)  Regulamento (UE) 2016/679 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de abril de 2016, relativo à proteção das pessoas singulares no que diz respeito ao tratamento de dados pessoais e à livre circulação desses dados e que revoga a Diretiva 95/46/CE (Regulamento Geral sobre a Proteção de Dados) (JO L 119 de 4.5.2016, p. 1).»;"

5)

O artigo 8.o é alterado do seguinte modo:

6)

O artigo 9.o passa a ter a seguinte redação:

(*3)  Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativo à Governação da União da Energia e da Ação Climática, que altera os Regulamentos (CE) n.o 663/2009 e (CE) n.o 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, as Diretivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, as Diretivas 2009/119/CE e (UE) 2015/652 do Conselho, e revoga o Regulamento (UE) n.o 525/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho (JO L 328 de 21.12.2018, p. 1)."

(*4)  Diretiva (UE) 2017/1132 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 14 de junho de 2017, relativa a determinados aspetos do direito das sociedades (JO L 169 de 30.6.2017, p. 46)."

(*5)  Diretiva 2014/65/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 15 de maio de 2014, relativa aos mercados de instrumentos financeiros e que altera a Diretiva 2002/92/CE e a Diretiva 2011/61/UE (JO L 173 de 12.6.2014, p. 349)."

(*6)  Regulamento (UE) n.o 648/2012 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 4 de julho de 2012, relativo aos derivados do mercado de balcão, às contrapartes centrais e aos repositórios de transações (JO L 201 de 27.7.2012, p. 1)."

(*7)  Regulamento (UE) n.o 600/2014 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 15 de maio de 2014, relativo aos mercados de instrumentos financeiros e que altera o Regulamento (UE) n.o 648/2012 (JO L 173 de 12.6.2014, p. 84).»;"

7)

O artigo 18.o é alterado do seguinte modo:

8)

No artigo 19.o, o n.o 2 passa a ter a seguinte redação:

9)

É inserido o seguinte capítulo:

(*8)   JO L 282 de 19.10.2016, p. 4.»;"

10)

O artigo 21.o é alterado do seguinte modo:

11)

No artigo 22.o, n.o 1, é suprimida a alínea a);

12)

No artigo 37.o, n.o 1, a alínea a) passa a ter a seguinte redação:

;

13)

No artigo 50.o, é inserido o seguinte número:

14)

Ao artigo 57.o, é aditado o seguinte número:

15)

O artigo 59.o é alterado do seguinte modo:

16)

No artigo 64.o, são inseridos os seguintes números:

17)

O artigo 69.o é alterado do seguinte modo:

18)

É inserido o seguinte artigo:

19)

No anexo I, o ponto 1.2 passa a ter a seguinte redação: