02019R0943 — ES — 14.06.2019 — 000.001

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►B 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) (DO L 158 de 14.6.2019, p. 54)





Rectificado por:









▼B

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)







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 ( 1 );

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 ( 2 );

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 ( 3 ) y al artículo 4, letra a), punto 2, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 4 ) 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 ( 5 ) 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:

▼C1

a) desde el 4 de julio de 2019 a más tardar, una capacidad de generación cuya producción comercial haya comenzado en o después 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

b) desde el 1 de julio de 2025 a más tardar, una cap