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

de 5 de junio de 2019

relativo al mercado interior de la electricidad

(versión refundida)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

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

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

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

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

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

De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario (3),

Considerando lo siguiente:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(12) Los artículos 18, 30 y 32 del Reglamento (UE) 2017/2195 establecen que el método de fijación de precios para los productos estándar y específicos de energía de balance crean incentivos para los participantes en el mercado a fin de que mantengan su equilibrio o contribuyan a recuperar el equilibrio del sistema respecto de su zona de precio de desvío, reduciendo así los desvíos del sistema y los costes para la sociedad. Dicho enfoque en cuanto a los precios debe intentar proporcionar un uso económicamente eficiente de la respuesta de la demanda y de otros recursos de balance respetando los límites de seguridad operativa.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

CAPÍTULO I

OBJETO, ÁMBITO DE APLICACIÓN Y DEFINICIONES

Artículo 1 Objeto y ámbito de aplicación El presente Reglamento tiene por objeto: a) sentar las bases de un logro eficiente de los objetivos de la Unión de la Energía, y en particular del marco de la política climática y energética para 2030, haciendo posible que las señales del mercado se verifiquen para aumentar la eficiencia, la cuota de fuentes de energía renovables, la seguridad del suministro, la flexibilidad, la sostenibilidad, la descarbonización y la innovación; b) establecer principios fundamentales para el funcionamiento correcto y la integración de los mercados de la electricidad que permitan un acceso al mercado no discriminatorio a todos los proveedores de recursos y clientes, capaciten a los consumidores de electricidad, garanticen la competencia en el mercado mundial así como la respuesta de la demanda, el almacenamiento de energía y la eficiencia energética, faciliten la agregación de la demanda distribuida y el suministro y permitan una integración de los mercados y sectorial y una remuneración basada en el mercado de la electricidad generada a partir de fuentes renovables; c) establecer normas equitativas para el comercio transfronterizo de electricidad, impulsando así la competencia en el mercado interior de la electricidad teniendo en cuenta de las particularidades de los mercados nacionales y regionales, incluyendo el establecimiento un mecanismo de compensación por los flujos eléctricos transfronterizos, la fijación de principios armonizados sobre tarifas de transporte transfronterizo y sobre la asignación de la capacidad de interconexión disponible entre las redes nacionales de transporte; d) facilitar la creación de un mercado mayorista eficaz en su funcionamiento y transparente, que contribuya a un elevado nivel de seguridad en el suministro eléctrico y establecer mecanismos de armonización de estas normas para el comercio transfronterizo de electricidad.

Artículo 2 Definiciones Se aplicarán las siguientes definiciones: 1) «interconector»: una línea de transmisión que cruza o bordea una frontera entre Estados miembros y que conecta los sistemas nacionales de transmisión de los Estados miembros; 2) «autoridades reguladoras»: una autoridad reguladora designada por cada Estado miembro en virtud del artículo 57, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944; 3) «flujo transfronterizo»: un flujo físico de electricidad en una red de transporte de un Estado miembro que procede de la incidencia de la actividad de productores, los clientes, o ambos, fuera de dicho Estado miembro en su red; 4) «congestión»: la situación en la que todas las solicitudes por parte de participantes en el mercado de comerciar entre zonas de red no pueden ser acogidas, pues afectarían significativamente a los flujos físicos sobre elementos de la red que no pueden acoger tales flujos; 5) «nuevo interconector»: un interconector que no estaba completado el 4 de agosto de 2003; 6) «congestión estructural»: congestión de la red de transporte que puede definirse de manera inequívoca, es predecible, estable geográficamente a lo largo del tiempo y frecuentemente recurrente en condiciones normales de la red energética; 7) «operador del mercado»: entidad que presta un servicio en virtud del cual las ofertas de venta de electricidad se combinan con ofertas de compra de electricidad; 8) «operador designado para el mercado eléctrico» o «NEMO», por sus siglas en inglés: operador del mercado designado por la autoridad competente para realizar funciones relacionadas con el acoplamiento único diario o intradiario; 9) «valor de carga perdida»: una estimación en EUR/MWh del precio máximo de la electricidad que los clientes están dispuestos a pagar para evitar una interrupción; 10) «balance»: todas las acciones y procesos, en todos los plazos, con que los gestores de redes de transporte garantizan, de manera continua, el mantenimiento de la frecuencia del sistema dentro de un rango de estabilidad predefinido y la conformidad con la cantidad de reservas necesaria con respecto a la calidad exigida; 11) «energía de balance»: energía utilizada por los gestores de redes de transporte para realizar el balance; 12) «proveedor de servicios de balance»: participante en el mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los gestores de redes de transporte; 13) «reserva de balance»: volumen de capacidad que un proveedor de servicios de balance ha aceptado mantener y respecto al cual el proveedor de servicios de balance ha aceptado presentar ofertas por un volumen correspondiente de energía de balance al gestor de la red de transporte durante el período de vigencia del contrato; 14) «sujeto de liquidación responsable del balance»: participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el mercado de la electricidad; 15) «período de liquidación de los desvíos»: unidad de tiempo respecto a la cual se calcula el desvío de los sujetos de liquidación responsables del balance; 16) «precio de desvío»: precio, ya sea positivo, negativo o cero, en cada período de liquidación de los desvíos por un desvío en cualquier dirección; 17) «zona de precio de desvío»: la zona en la que se calcula un precio de desvío; 18) «proceso de precualificación»: el proceso en el que se verifica la conformidad de un proveedor de reserva de balance con los requisitos de los gestores de redes de transporte; 19) «capacidad de reserva»: la cantidad de las reservas para la contención de la frecuencia, las reservas para la recuperación de la frecuencia o las reservas para sustitución que debe estar a disposición del gestor de la red de transporte; 20) «despacho prioritario»: por lo que respecta al modelo de autodespacho, el despacho de las centrales generadoras con arreglo a criterios diferentes del orden económico de las ofertas y, por lo que respecta al modelo de despacho centralizado, el despacho de las centrales generadoras con arreglo a criterios diferentes del orden económico de ofertas y delas limitaciones de la red, dando prioridad al despacho de determinadas tecnologías de generación; 21) «región de cálculo de capacidad»: zona geográfica en la que se aplica el cálculo coordinado de la capacidad; 22) «mecanismo de capacidad»: medida temporal para garantizar la consecución del nivel necesario de cobertura, remunerando los recursos por su disponibilidad, excluidas las medidas relativas a los servicios auxiliares y gestión de la congestión; 23) «cogeneración de alta eficiencia»: cogeneración que cumple los criterios establecidos en el anexo II de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (16); 24) «proyecto de demostración»: proyecto que demuestra una tecnología como primera de su tipo en la Unión y que representa una innovación importante que va mucho más allá del estado actual de la técnica; 25) «participante en el mercado»: persona física o jurídica que está generando, comprando o vendiendo electricidad, que participa en la agregación o que es un gestor de la participación activa de la demanda o servicios de almacenamiento de energía, incluida la emisión de órdenes de negociación, en uno o varios de los mercados de la electricidad, entre ellos los mercados de la energía de balance; 26) «redespacho»: medida, incluida la reducción, activada por uno o varios gestores de redes de transporte o gestores de redes de distribución a través de la alteración de la generación, el diagrama de carga, o ambos, a fin de cambiar los flujos físicos del sistema eléctrico y aliviar una congestión física o asegurar de otra manera la seguridad del sistema; 27) «intercambio compensatorio»: intercambio entre zonas iniciado por los gestores de las redes entre dos zonas de oferta para aliviar la congestión física; 28) «instalación de generación de electricidad»: instalación que convierte energía primaria en energía eléctrica y que se compone de uno o más módulos de generación de electricidad conectados a una red; 29) «modelo de despacho central»: modelo de programación y despacho en el que los programas de generación y los programas de consumo, así como el despacho de las instalaciones de generación de electricidad y las instalaciones de demanda, en referencia a las instalaciones del despacho, están determinados por un gestor de redes de transporte dentro del proceso de programación integrado; 30) «modelo de despacho descentralizado»: modelo de programación y despacho en el que los programas de generación y los programas de consumo, así como el despacho de las instalaciones de generación de electricidad y las instalaciones de demanda, están determinados por los operadores de programación de dichas instalaciones; 31) «producto estándar de balance»: producto de balance armonizado definido por todos los gestores de redes de transporte para el intercambio de servicios de balance; 32) «producto específico de balance»: producto de balance distinto de un producto estándar de balance; 33) «operador delegado»: entidad a la que han sido delegadas determinadas tareas u obligaciones específicas encomendadas a un gestor de redes de transporte o un operador designado para el mercado eléctrico en el marco del presente Reglamento o de cualquier otro acto jurídico de la Unión por parte de dicho gestor o NEMO o que han sido asignadas por un Estado miembro o una autoridad reguladora. 34) «cliente»: cliente tal como se define en el artículo 2, punto 1, de la Directiva (UE) 2019/944; 35) «cliente final»: cliente final tal como se define en el artículo 2, punto 3, de la Directiva (UE) 2019/944; 36) «cliente mayorista»: cliente mayorista tal como se define en el artículo 2, punto 2, de la Directiva (UE) 2019/944; 37) «cliente doméstico»: cliente doméstico tal como define en el artículo 2, punto 4, de la Directiva (UE) 2019/944; 38) «pequeña empresa»: pequeña empresa tal como se define en el artículo 2, punto 7, de la Directiva (UE) 2019/944; 39) «cliente activo»: cliente activo tal como se define en el artículo 2, punto 8, de la Directiva (UE) 2019/944; 40) «mercados de la electricidad»: mercados de electricidad tal como se definen en el artículo 2, punto 9, de la Directiva (UE) 2019/944; 41) «suministro»: suministro tal como se define en el artículo 2, punto 12, de la Directiva (UE) 2019/944; 42) «contrato de suministro de electricidad»: contrato de suministro de electricidad, tal como se define en el artículo 2, punto 13, de la Directiva (UE) 2019/944; 43) «agregación»: agregación, tal como se define en el artículo 2, punto 18, de la Directiva (UE) 2019/944; 44) «respuesta de la demanda»: respuesta de la demanda tal como se define en el artículo 2, punto 20, de la Directiva (UE) 2019/944; 45 «sistema de medición inteligente»: sistema de medición inteligente, tal como se define en el artículo 2, punto 23, de la Directiva (UE) 2019/944; 46) «interoperabilidad»: interoperabilidad tal como se define en el artículo 2, punto 24, de la Directiva (UE) 2019/944; 47) «distribución»: distribución tal como se define en el artículo 2, punto 28, de la Directiva (UE) 2019/944; 48) «gestor de la red de distribución»: gestor de la red de distribución tal como se define en el artículo 2, punto 29, de la Directiva (UE) 2019/944; 49) «eficiencia energética»: eficiencia energética tal como se define en el artículo 2, punto 30, de la Directiva (UE) 2019/944; 50) «energía procedente de fuentes renovables» o «energía renovable»: energía procedente de fuentes renovables tal como se define en el artículo 2, punto 31, de la Directiva (UE) 2019/944. 51) «generación distribuida»: generación distribuida tal como se define en el artículo 2, punto 32, de la Directiva (UE) 2019/944; 52) «transmisión»: la transmisión tal como se define en el artículo 2, punto 34, de la Directiva (UE) 2019/944; 53) «gestor de la red de transporte»: gestor de la red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 35, de la Directiva (UE) 2019/944; 54) «usuarios de la red»: usuarios de la red tal como se define en el artículo 2, punto 36, de la Directiva (UE) 2019/944; 55) «generación»: generación tal como se define en el artículo 2, punto 37, de la Directiva (UE) 2019/944; 56) «productor»: productor tal como se define en el artículo 2, punto 38, de la Directiva (UE) 2019/944; 57) «red interconectada»: red interconectada tal como se define en el artículo 2, punto 40, de la Directiva (UE) 2019/944; 58) «pequeña red aislada»: pequeña red aislada tal como se define en el artículo 2, punto 42, de la Directiva (UE) 2019/944; 59) «pequeña rede conectada»: pequeña red conectada tal como se define en el artículo 2, punto 43, de la Directiva (UE) 2019/944; 60) «servicios auxiliares»: servicios auxiliares tal como se definen en el artículo 2, punto 48, de la Directiva (UE) 2019/944; 61) «servicio auxiliar de no frecuencia»: servicio auxiliar de no frecuencia tal como se define en el artículo 2, punto 49, de la Directiva (UE) 2019/944; 62) «almacenamiento de energía»: almacenamiento de energía tal como se define en el artículo 2, punto 59, de la Directiva (UE) 2019/944; 63) «centro de coordinación regional»: el centro de coordinación regional tal como se define en el artículo 35 del presente Reglamento; 64) «mercado mayorista de la energía»: mercado mayorista de la energía tal como se define en el artículo 2, punto 6, del Reglamento (UE) n.o 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (17); 65) «zona de ofertas»: la mayor zona geográfica en la que los participantes en el mercado pueden intercambiar energía sin asignación de capacidad; 66) «asignación de capacidad»: la asignación de capacidad interzonal; 67) «zona de control»: una parte coherente de la red interconectada, gestionada por un solo gestor de redes, y que incluirá las cargas físicas conectadas y/o las unidades de generación, si las hubiera; 68) «capacidad neta de intercambio coordinada»: un método de cálculo de la capacidad basado en el principio de evaluación y definición ex ante de un intercambio máximo de energía entre zonas de ofertas adyacentes; 69) «elemento crítico de la red»: un elemento de la red, situado dentro de una zona de ofertas o entre ellas, tenido en cuenta en el proceso de cálculo de la capacidad, que limita la cantidad de energía que puede intercambiarse; 70) «capacidad interzonal»: la capacidad del sistema interconectado para asimilar la transferencia de energía entre zonas de ofertas; 71) «unidad de generación»: un solo generador de electricidad perteneciente a una unidad de producción.

CAPÍTULO II

NORMAS GENERALES PARA EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD

Artículo 3 Principios relativos a la operación de los mercados de la electricidad Los Estados miembros, las autoridades reguladoras, los gestores de las redes de transporte, los gestores de las redes de distribución, los operadores del mercado y los operadores delegados garantizarán que los mercados de la electricidad operen de acuerdo con los siguientes principios: a) los precios se formarán en función de la oferta y la demanda; b) las normas del mercado alentarán la libre formación de precios y evitarán las acciones que impidan la formación de los precios sobre la base de la oferta y la demanda; c) las normas del mercado facilitarán el desarrollo de una generación más flexible, una generación sostenible con baja emisión de carbono y una demanda más flexible; d) se dará a los clientes la posibilidad de beneficiarse de oportunidades de mercado y de una mayor competencia en los mercados minoristas y se les facultará para que actúen como participantes en el mercado de la energía y en la transición energética; e) la participación en el mercado de los clientes finales y las pequeñas empresas se hará posible mediante la agregación de la generación de electricidad a partir de instalaciones de generación o de la carga desde múltiples instalaciones de respuesta a la demanda para presentar ofertas conjuntas en el mercado de la electricidad y para ser gestionada conjuntamente en la red eléctrica, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia; f) las normas del mercado harán posible la descarbonización del sistema eléctrico y, por consiguiente, de la economía, permitiendo la integración de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables y proporcionando incentivos para la eficiencia energética; g) las normas del mercado aportarán incentivos adecuados a la inversión en la generación, especialmente a las inversiones a largo plazo para un sistema eléctrico sostenible y sin emisiones de carbono, el almacenamiento de energía, la eficiencia energética y la respuesta de la demanda a fin de satisfacer las necesidades del mercado y facilitarán la competencia equitativa para garantizar así la seguridad del suministro; h) se eliminarán progresivamente los obstáculos a los flujos transfronterizos de electricidad entre las zonas de oferta o los Estados miembros y a las transacciones transfronterizas relativas a los mercados de la electricidad y los mercados de servicios afines; i) las normas del mercado preverán la cooperación regional cuando sea eficaz; j) la generación, el almacenamiento de energía y la respuesta a la demanda seguros y sostenibles participarán en condiciones de igualdad en el mercado, en virtud de los requisitos establecidos en el Derecho de la Unión; k) todos los productores serán directamente o indirectamente responsables de vender la electricidad que generan; l) las normas del mercado permitirán el desarrollo de proyectos de demostración de fuentes de energía, tecnologías o sistemas sostenibles, seguros y con baja emisión de carbono que se lleven a cabo y utilicen en beneficio de la sociedad; m) las normas del mercado permitirán el despacho eficiente de los activos de generación, del almacenamiento de energía y de la respuesta de la demanda; n) las normas del mercado permitirán la entrada y salida de empresas de generación de electricidad, almacenamiento de energía y suministro de electricidad en función de su evaluación de la viabilidad económica y financiera de sus operaciones; o) con el fin de permitir a los participantes estar protegidos frente a los riesgos de volatilidad de los precios de mercado y mitigar la incertidumbre sobre la futura rentabilidad de las inversiones, los productos de cobertura a largo plazo serán negociables en intercambios de manera transparente y los contratos de suministro a largo plazo serán negociables en los mercados no organizados, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia. p) Las normas del mercado facilitarán el comercio de productos en toda la Unión y los cambios regulatorios tomarán en consideración los efectos en los productos y mercados a plazo y de futuros a corto y largo plazo; q) los participantes del mercado tienen derecho a obtener acceso a las redes de transporte y distribución en condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias.

Artículo 4 Transición justa La Comisión apoyará a los Estados miembros que establezcan una estrategia nacional para la reducción progresiva de la capacidad existente de extracción de carbón y de otros combustibles fósiles sólidos y de generación de energía a partir de estas fuentes, a través de todos los medios disponibles, para posibilitar una transición justa en las regiones afectadas por el cambio estructural. La Comisión ayudará a los Estados miembros para abordar las repercusiones sociales y económicas de la transición hacia las energías limpias. La Comisión colaborará estrechamente con las partes interesadas de las regiones con una utilización intensiva del carbón y altas emisiones de carbono, facilitará el acceso y el uso de los fondos y los programas disponibles, y fomentará el intercambio de buenas prácticas, en particular mediante debates sobre las hojas de ruta industriales y las necesidades de reciclaje de competencias.

Artículo 5 Responsabilidad en materia de balance 1. Todos los participantes del mercado serán responsables de los desvíos que causen en el sistema («responsabilidad de balance»). A tal fin, los participantes del mercado serán sujetos de liquidación responsables del balance o delegarán contractualmente su responsabilidad en un sujeto de liquidación responsable del balance de su elección. Cada sujeto de liquidación responsable del balance responderá financieramente de los desvíos y se esforzará por lograr el equilibrio o por contribuir a que el sistema eléctrico esté en equilibrio. 2. Los Estados miembros podrán establecer exenciones de la responsabilidad de balance únicamente para: a) proyectos de demostración de tecnologías innovadoras, sujetos a la aprobación de la autoridad reguladora, siempre que su exención esté limitada en cuanto al tiempo y al alcance a los necesarios para la consecución de los fines de demostración; b) instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables con una capacidad eléctrica instalada de menos de 400 kW; c) instalaciones que se beneficien de ayudas aprobadas por la Comisión conforme a las normas sobre ayudas estatales de la Unión de los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, y encargadas antes del 4 de julio de 2019. Los Estados miembros podrán, sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del TFUE, incentivar a los participantes en el mercado que estén total o parcialmente exentos de responsabilidad de balance a aceptar la plena responsabilidad. 3. Cuando un Estado miembro conceda una exención con arreglo al artículo 5, apartado 2, deberá garantizar que otro participante en el mercado cumpla las responsabilidades financieras por los desvíos. 4. En el caso de instalaciones de generación de electricidad puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2026, el apartado 2, letra b), se aplicará únicamente a las instalaciones de generación que utilizan fuentes de energía renovables con una capacidad eléctrica instalada de menos de 200 kW.

Artículo 6 Mercado de balance 1. Los mercados de balance, incluidos los procesos de precualificación, deberán organizarse de manera que: a) se garantice la no discriminación efectiva entre los participantes en el mercado, teniendo en cuenta las diferentes necesidades técnicas del sistema eléctrico y las diferentes capacidades técnicas de las fuentes de generación, el almacenamiento de energía y la respuesta de la demanda; b) se garantice una definición de los servicios transparente y neutral desde el punto de vista tecnológico y su adquisición transparente y basada en el mercado; c) se garantice un acceso no discriminatorio a todos los participantes en el mercado, individualmente o por agregación, incluida la electricidad procedente de fuentes de energía renovables no gestionables, la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía; d) se respete la necesidad de integrar porcentajes crecientes de generación variable, una mayor capacidad de respuesta de la demanda y la aparición de nuevas tecnologías. 2. El precio de la energía de balance no estará predeterminado en un contrato para reserva de balance. Los procesos de adquisición serán transparentes de conformidad con el artículo 40, apartado 4, de la Directiva (UE) 2019/944 respetando al mismo tiempo la confidencialidad de la información comercial sensible. 3. Los mercados de balance deberán garantizar la seguridad operativa, permitiendo al mismo tiempo una utilización máxima y la asignación eficiente de capacidad interzonal en todos los horizontes temporales de conformidad con el artículo 17. 4. La liquidación de la energía de balance en el caso de los productos estándar y específicos de balance se basará en precios marginales (remuneración al precio de casación o pay-as-cleared), salvo que todas las autoridades reguladoras aprueben un método de fijación de precios alternativo sobre la base de una propuesta conjunta de todos los gestores de redes de transporte, tras un análisis que demuestre que dicho método de fijación de precios alternativo es más eficiente. Los participantes en el mercado estarán autorizados a presentar ofertas tan cerca del tiempo real como sea posible, y las horas de cierre del mercado de energía de balance no serán anteriores a la hora de cierre del mercado interzonal intradiario. Los gestores de redes de transporte que apliquen un modelo de despacho central podrán establecer normas adicionales de conformidad con la línea directriz sobre el balance del sistema eléctrico adoptada sobre la base del artículo 6, apartado 11, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. 5. Los desvíos se liquidarán a un precio que refleje el valor de la energía en tiempo real. 6. Cada zona de precio de desvío será idéntica a una zona de oferta, excepto en el caso de un modelo de despacho central donde una zona de precio de desvío pueda constituir una parte de una zona de oferta. 7. El dimensionamiento de la capacidad de reserva será llevado a cabo por los gestores de redes de transporte y facilitado a escala regional. 8. La adquisición de reserva de balance será realizada por los gestores de redes de transporte y podrá ser facilitada a escala regional. La reserva de capacidad transfronteriza a tal fin podrá ser limitada. La adquisición de reserva de balance se basará en el mercado y se organizará de manera que no sea discriminatoria entre los participantes en el mercado en el proceso de precualificación de conformidad con el artículo 40, apartado 4, de la Directiva (UE) 2019/944, tanto si los participantes en el mercado participan individualmente o mediante agregación. La adquisición de reserva de balance se basará en un mercado primario a menos y en la medida en que la autoridad reguladora haya previsto una exención permitiendo el uso de otras formas de contratación basadas en el mercado por falta de competencia en el mercado de servicios de balance. Las exenciones de la obligación de basar la adquisición de reserva de balance en la utilización de los mercados primarios se revisarán cada tres años. 9. La adquisición de reserva de balance al alza y de reserva de balance a la baja se efectuará por separado, a menos que la autoridad reguladora apruebe una derogación de ese principio basada en la evaluación del gestor de redes de transporte en que demuestre que aumentaría así la eficiencia económica. La adquisición de reserva de balance no deberá realizarse más de un día antes del suministro de la reserva de balance, y el período de adquisición será como máximo de un día, a menos y en la medida en que la autoridad reguladora haya aprobado una adquisición anterior o períodos de adquisición más largos al objeto de garantizar la seguridad del suministro o mejorar la eficiencia económica. Cuando se conceda una exención, al menos para el 40 % de los productos estándar de balance y un mínimo del 30 % de todos los productos utilizados para la reserva de balance, la adquisición de la reserva de balance deberá realizarse durante un día como máximo antes del suministro de la reserva de balance, y el período de adquisición será como máximo de un día. La adquisición de la parte restante de la reserva de balance se efectuará como máximo un mes antes del suministro de la reserva de balance, y tendrá una duración contractual máxima de un mes. 10. Previa solicitud del gestor de redes de transporte, la autoridad reguladora podrá decidir ampliar el período de adquisición de la parte restante de la reserva de balance a que se refiere el apartado 9 hasta un máximo de doce meses, siempre que dicha decisión sea limitada en el tiempo y que los efectos positivos en términos de reducción de costes para los clientes finales superen a los efectos negativos en el mercado. La solicitud incluirá: a) el período específico de tiempo durante el que estará en vigor la exención; b) el volumen específico de reserva de balance al que se aplicará la exención; c) el análisis del impacto de la exención en la participación de los recursos de balance; y d) la justificación de la exención en la que se demuestre que dicha exención daría lugar a una reducción de costes para los consumidores. 11. No obstante lo dispuesto en el apartado 10, a partir del 1 de enero de 2026 los períodos contractuales no serán superiores a seis meses. 12. A más tardar el 1 de enero de 2028, las autoridades reguladoras informarán a la ACER y a la Comisión del porcentaje de la reserva total cubierta por contratos de duración, o con períodos de adquisición, superiores a un día. 13. Los gestores de redes de transporte o sus operadores delegados publicarán, lo más cercano posible al tiempo real pero no más tarde de 30 minutos tras la entrega, el balance actual del sistema de sus zonas de programación, los precios de desvío estimados y los precios de la energía de balance estimados. 14. Cuando los productos estándar de balance no sean suficientes para garantizar la seguridad operativa o cuando algunos recursos de balance no puedan participar en el mercado de balance a través de productos estándar de balance, los gestores de redes de transporte podrán proponer, y las autoridades reguladoras podrán aprobar, exenciones a lo dispuesto en los apartados 2 y 4 para los productos de balance específicos que se activen localmente sin intercambiarlos con otros gestores de redes de transporte. Las propuestas de exención incluirán una descripción de las medidas propuestas para minimizar el uso de productos específicos sujetas a eficiencia económica, una demostración de que los productos específicos no generan ineficiencias ni distorsiones significativas en el mercado de balance dentro o fuera de la zona de programación, así como, cuando proceda, las normas y la información para el proceso de conversión de las ofertas de energía de balance procedentes de productos específicos en ofertas de energía de balance procedentes de productos estándar.

Artículo 7 Mercados diario e intradiario 1. Los gestores de redes de transporte y los NEMO organizarán conjuntamente la gestión de los mercados diario e intradiario integrados de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222. Los gestores de redes de transporte y los NEMO cooperarán a nivel de la Unión o, cuando sea más adecuado, a nivel regional, a fin de maximizar la eficiencia y la eficacia del comercio diario e intradiario de electricidad de la Unión. La obligación de cooperar se entenderá sin perjuicio de la aplicación de las disposiciones del Derecho de la Unión en materia de competencia. En sus funciones relacionadas con el comercio de electricidad, los gestores de redes de transporte y los NEMO estarán sujetos a la supervisión reglamentaria de las autoridades reguladoras en virtud del artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944 y de la ACER en virtud de los artículos 4 y 8 del Reglamento (UE) 2019/942. 2. Los mercados diario e intradiario deberán: a) organizarse de manera que no sean discriminatorios; b) maximizar la capacidad de todos los participantes en el mercado para gestionar desvíos; c) maximizar las oportunidades de todos los participantes del mercado para participar en el comercio interzonal lo más cerca posible al tiempo real para todas las zonas de ofertas; d) ofrecer precios que reflejen los principios fundamentales del mercado, incluido el valor de la energía en tiempo real, y en los que los participantes en el mercado puedan confiar para llegar a acuerdos sobre productos de cobertura a largo plazo; e) garantizar la seguridad operativa, permitiendo al mismo tiempo una utilización máxima de la capacidad de intercambio de las interconexiones; f) ser transparentes, protegiendo al mismo tiempo la confidencialidad de la información comercial sensible y garantizando que el comercio se lleve a cabo de forma anónima; g) no hacer distinción entre las operaciones realizadas dentro de una zona de oferta y entre zonas de oferta; y h) estar organizados de forma que se garantice que todos los participantes en el mercado puedan acceder al mercado individualmente o mediante agregación.

Artículo 8 Comercio en los mercados diario e intradiario 1. Los NEMO autorizarán a los participantes en el mercado a comerciar con energía tan cerca del tiempo real como sea posible, y al menos hasta la hora de cierre del mercado interzonal intradiario. 2. Los NEMO facilitarán a los participantes en el mercado la oportunidad de comerciar con la energía a intervalos de tiempo al menos tan breves como el período de liquidación de los desvíos en los mercados diario e intradiario. 3. Para el comercio en los mercados diario e intradiario, los NEMO facilitarán productos que sean de un tamaño lo bastante reducido, con ofertas mínimas de 500 kW o inferiores, para hacer posible la participación efectiva de la respuesta por parte de la demanda, el almacenamiento de energía y las renovables a pequeña escala, incluida la participación directa por los clientes. 4. A más tardar el 1 de enero de 2021, el período de liquidación de los desvíos será de quince minutos en todas las zonas de programación, a menos que las autoridades reguladoras hayan concedido una exención. Las exenciones solo podrán concederse hasta el 31 de diciembre de 2024. A partir del 1 de enero de 2025, el período de liquidación de los desvíos no será superior a 30 minutos cuando todas las autoridades reguladoras de una zona síncrona hayan concedido una exención.

Artículo 9 Mercados a plazo 1. De conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719, los gestores de redes de transporte deberán asignar derechos de transmisión a largo plazo o disponer de medidas equivalentes para permitir que los participantes en el mercado, incluidos los propietarios de instalaciones de generación de electricidad con fuentes de energía renovables, se protejan de riesgos derivados de los precios a través de las fronteras entre zonas de oferta, a menos que la evaluación del mercado a plazo en las fronteras entre zonas de oferta llevada a cabo por las autoridades reguladoras competentes muestre suficientes oportunidades de protección en las zonas de oferta de que se trate. 2. Los derechos de transmisión a largo plazo se asignarán de forma transparente, no discriminatoria y basada en el mercado, a través de una plataforma única de asignación. 3. Siempre que se respete el Derecho de la Unión en materia de competencia, los operadores del mercado tendrán libertad para desarrollar productos de cobertura de futuros, también productos de cobertura de futuros a largo plazo, para proporcionar a los participantes en el mercado, incluidos los titulares de instalaciones de generación que utilizan fuentes de energía renovables, posibilidades adecuadas de protegerse frente a los riesgos financieros derivados de las fluctuaciones de los precios. Los Estados miembros no exigirán que se restrinja dicha actividad de cobertura al comercio dentro de un Estado miembro o una zona de oferta.

Artículo 10 Límites técnicos de las ofertas 1. No habrá un límite máximo ni un límite mínimo para los precios al por mayor de la electricidad. Esta disposición se aplicará, entre otras cosas, a las ofertas y casaciones en todos los horizontes temporales, e incluirá la energía de balance y los precios de desvío, sin perjuicio de los límites técnicos de precios que podrán aplicarse en el horizonte temporal del balance y en los horizontes temporales diario e intradiario de conformidad con el apartado 2. 2. Los NEMO podrán aplicar límites armonizados a los precios de casación máximos y mínimos para los horizontes temporales diario e intradiario. Esos límites serán lo suficientemente altos para no restringir innecesariamente el comercio, se armonizarán en la zona del mercado interior y tendrán en cuenta el valor máximo de carga perdida. Los NEMO aplicarán un mecanismo transparente para ajustar automáticamente los límites técnicos de las ofertas a su debido tiempo en caso de que se prevea alcanzar los límites fijados. Los límites ajustados más altos seguirán siendo de aplicación hasta que se precisen mayores aumentos en virtud de ese mecanismo. 3. Los gestores de redes de transporte no adoptarán ninguna medida para modificar las tarifas al por mayor. 4. Las autoridades reguladoras, o cuando un Estado miembro haya designado a otra autoridad competente a tales efectos, dichas autoridades competentes designadas determinarán las políticas y medidas aplicadas en su territorio que puedan contribuir a restringir indirectamente la formación de precios al por mayor, como la limitación de la oferta en relación con la activación de la energía de balance, los mecanismos de capacidad, las medidas de los gestores de redes de transporte, las medidas que tengan por objeto cuestionar los resultados de mercado o evitar el abuso de posición dominante o la definición ineficiente de las zonas de oferta. 5. Cuando una autoridad reguladora o una autoridad competente designada haya detectado una política o medida que pueda restringir la formación de precios al por mayor, deberá adoptar todas las medidas adecuadas para eliminarla o, si esto no es posible, mitigar su impacto en las estrategias de ofertas. A más tardar el 5 de enero de 2020, los Estados miembros presentarán un informe a la Comisión detallando las medidas y actuaciones que han llevado o tienen la intención de llevar a cabo.

Artículo 11 Valor de carga perdida 1. A más tardar el 5 de julio de 2020, cuando se precise fijar un estándar de fiabilidad de conformidad con el artículo 25, las autoridades reguladoras o cuando un Estado miembro haya designado a otra autoridad competente a tales efectos, dicha autoridad competente designada determinará una estimación única del valor de carga perdida para su territorio. Dicha estimación deberá ponerse a disposición del público. Las autoridades reguladoras u otras autoridades competentes designadas podrán determinar distintas estimaciones por cada zona de oferta si tienen varias zonas de oferta en su territorio. Cuando una zona de oferta conste de territorios de más de un Estado miembro, las autoridades reguladoras u otras autoridades competentes designadas en cuestión determinarán una estimación única del valor de carga perdida para esa zona de oferta. Al determinar la estimación única del valor de carga perdida, las autoridades reguladoras u otras autoridades competentes designadas aplicarán la metodología a que se refiere el artículo 23, apartado 6. 2. Las autoridades reguladoras y las autoridades competentes designadas deberán actualizar sus estimaciones del valor de carga perdida al menos cada cinco años o en una fecha anterior si observan un cambio significativo.

Artículo 12 Despacho de generación y respuesta de la demanda 1. El despacho de instalaciones de generación de electricidad y de respuesta de la demanda será no discriminatorio, transparente y, a menos que se disponga otra cosa en virtud del artículo 12, apartados 2 a 6, basado en el mercado. 2. Sin perjuicio de los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros velarán por que, cuando despachen instalaciones de generación de electricidad, los gestores de redes darán prioridad a las instalaciones de generación que utilicen energía procedente de fuentes renovables en tanto en cuanto el funcionamiento seguro de la red eléctrica nacional lo permita y con arreglo a criterios transparentes y no discriminatorios, y cuando esas instalaciones de generación de electricidad sean bien: a) instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía procedente de fuentes renovables con una capacidad eléctrica instalada de menos de 400 kW; o b) proyectos de demostración de tecnologías innovadoras, sujetos a la aprobación de la autoridad reguladora, siempre que dicha prioridad esté limitada en cuanto al tiempo y al alcance necesarios para la consecución de los fines de demostración. 3. Un Estado miembro podrá decidir no aplicar el despacho prioritario a instalaciones de generación de electricidad a que se refiere el apartado 2, letra a), que inicien su funcionamiento al menos seis meses después de la decisión, o aplicar una capacidad mínima más baja a la establecida en el apartado 2, letra a), siempre que: a) disponga de mercados intradiarios, y otros mercados mayoristas y de balance que funcionen correctamente y sean plenamente accesibles para todos los participantes en el mercado, de conformidad con el presente Reglamento; b) las normas sobre redespacho y la gestión de la congestión sean transparentes para todas los participantes en el mercado; c) que la contribución nacional de los Estados miembros al objetivo global vinculante de la Unión para la cuota de energía procedente de fuentes renovables con arreglo al artículo 3, apartado 2, de la Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo (18) y al artículo 4, letra a), punto 2, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo (19) sea al menos igual al resultado correspondiente de la fórmula establecida en el anexo II del Reglamento (UE) 2018/1999, y la cuota de energía procedente de fuentes renovables del Estado miembro no sea inferior a sus puntos de referencia con arreglo al artículo 4, letra a), punto 2, del Reglamento (UE) 2018/1999; o bien, que el porcentaje de energías renovables del Estado miembro en el consumo final bruto de electricidad sea de, al menos, el 50 %; d) que el Estado miembro haya notificado a la Comisión la exención prevista indicando de forma detallada cómo se cumplen las condiciones establecidas en las letras a), b) y c); y e) que el Estado miembro haya publicado la exención prevista, incluido el razonamiento detallado para la concesión de dicha exención, teniendo debidamente en cuenta la protección de la información sensible desde el punto de vista comercial cuando sea necesario. Cualquier exención evitará cambios retroactivos que afecten a las instalaciones de generación que ya se beneficien del despacho prioritario, con independencia de cualquier acuerdo voluntario entre un Estado miembro y un gestor de una instalación de generación. Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros podrán ofrecer incentivos a las instalaciones que puedan optar al despacho prioritario para que abandonen voluntariamente el despacho prioritario. 4. Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros podrán prever el despacho prioritario para la electricidad generada en instalaciones de generación de electricidad que utilicen cogeneración de alta eficiencia con una capacidad eléctrica instalada de menos de 400 kW. 5 En el caso de instalaciones de generación de electricidad puestas en servicio a partir del 1 de enero de 2026, el apartado 2, letra a), se aplicará únicamente a las instalaciones de generación de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables y que tengan una capacidad eléctrica instalada de menos de 200 kW. 6. Sin perjuicio de los contratos celebrados con anterioridad al 4 de julio de 2019, las instalaciones de generación de electricidad que utilicen energía procedente de fuentes renovables o cogeneración de alta eficiencia que hayan sido puestas en servicio antes del 4 de julio de 2019 y que, al ser puestas en servicio, hayan sido objeto de despacho prioritario con arreglo al artículo 15, apartado 5, de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo o al artículo 16, apartado 2, de la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (20) seguirán beneficiándose de despacho prioritario. El despacho prioritario dejará de aplicarse a partir de la fecha en la que las instalaciones de generación de electricidad experimenten cambios significativos, como sucederá, al menos, si se necesita un nuevo acuerdo de conexión o si aumenta la capacidad de generación de la instalación de generación de electricidad. 7. El despacho prioritario no deberá comprometer la seguridad operativa del sistema eléctrico, no deberá utilizarse como justificación para reducir las capacidades entre zonas más allá de lo dispuesto en el artículo 16 y se basará en criterios transparentes y no discriminatorios.

Artículo 13 Redespacho 1. El redespacho de la generación y el redespacho de la respuesta de la demanda se basarán en criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios. Estarán abiertos a todas las tecnologías de generación, almacenamiento de energía y respuesta de la demanda, incluidos los operadores del mercado situados en otros Estados miembros, a no ser que sea técnicamente inviable. 2. Los recursos redespachados se seleccionarán entre las instalaciones de generación, de almacenamiento de energía o de respuesta a la demanda utilizando mecanismos de mercado, y tendrán compensación financiera. Las ofertas de energía de balance utilizadas para el redespacho no establecerán el precio de la energía de balance. 3. El redespacho de la generación, del almacenamiento de energía y de la respuesta de la demanda no basados en el mercado sólo podrán emplearse cuando: a) no exista una alternativa basada en el mercado; b) todos los recursos disponibles basados en el mercado hayan sido utilizados; c) el número de instalaciones de generación de electricidad, de almacenamiento de energía o de respuesta de la demanda disponibles sea demasiado bajo para garantizar una competencia eficaz en la zona donde estén situadas las instalaciones adecuadas para la provisión del servicio; o d) la situación actual de la red eléctrica lleve a una congestión tan regular y previsible que el redespacho basado en el mercado daría lugar a ofertas estratégicas regulares que aumentarían el nivel de congestión interna y el Estado miembro afectado haya adoptado un plan de acción para hacer frente a estas congestiones o garantice que la capacidad mínima disponible para el comercio interzonal es conforme con el artículo 16, apartado 8. 4. Los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución pertinentes informarán al menos una vez al año a la autoridad reguladora competente, sobre: a) el nivel de desarrollo y eficacia de los mecanismos de redespacho basados en el mercado para las instalaciones de generación de electricidad, almacenamiento de energía y respuesta de la demanda; b) los motivos, los volúmenes en MWh y los tipos de fuentes de generación sujetos al redespacho; c) las medidas adoptadas para reducir, en el futuro, la necesidad de redespacho a la baja de las instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables o cogeneración de alta eficiencia, incluidas las inversiones en digitalización de la infraestructura de la red y en servicios que aumenten la flexibilidad. La autoridad reguladora presentará el informe a la ACER y publicará un resumen de los datos a que se refieren las letras a), b) y c) del párrafo primero junto con recomendaciones para realizar mejoras, si fuere necesario. 5. Sin perjuicio de los requisitos relativos al mantenimiento de la fiabilidad y la seguridad de la red, basados en criterios transparentes y no discriminatorios establecidos por las autoridades reguladoras, los operadores de sistemas de transporte y los operadores de sistemas de distribución deberán: a) garantizar la capacidad de las redes de transporte y de distribución para transportar electricidad procedente de fuentes de