COMISIÓN EUROPEA Bruselas, 23.11.2022 COM(2021) 804 final/2 2021/0424(COD) CORRIGENDUM



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The text shall read as follows: Propuesta de REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO relativo a los mercados interiores del gas natural y los gases renovables y del hidrógeno (versión refundida) {SEC(2021) 431}

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EXPOSICIÓN DE MOTIVOS 1.CONTEXTO DE LA PROPUESTA •Razones y objetivos de la propuesta 1.1. Introducción La Unión Europea se ha fijado el ambicioso objetivo de convertirse en el primer continente climáticamente neutro de aquí a 2050. Para ello, los Estados miembros y el Parlamento Europeo han acordado, en la Legislación Europea sobre el Clima, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en al menos el 55 % para 2030. Para alcanzar estos objetivos y, al mismo tiempo, contribuir a la competitividad, el crecimiento y el empleo, el sistema energético necesita un cambio sistémico: tenemos que reducir el uso de combustibles fósiles (incluido el gas fósil) y aumentar las fuentes renovables. Por tanto, es necesario diseñar hoy una ambiciosa transición del sector del gas hacia gases hipocarbónicos y gases renovables. El gas fósil constituye en torno al 95 % de los combustibles gaseosos consumidos en la actualidad en la Unión. Los combustibles gaseosos representan aproximadamente el 22 % del total del consumo energético actual de la Unión (lo que incluye en torno al 20 % de la producción de electricidad y el 39 % de la producción de calor). Según las hipótesis pertinentes utilizadas en la evaluación de impacto del Plan del Objetivo Climático, en 2050 el porcentaje de los combustibles gaseosos en el total del consumo energético de la Unión sería de en torno al 20 %. En 2050, los combustibles gaseosos desempeñarán un papel importante en la cesta energética, por lo que será necesaria la descarbonización del sector del gas mediante una configuración orientada al futuro con miras a unos mercados del gas descarbonizados y competitivos. Pese a su menor participación en la cesta energética actual de la Unión, el biogás, el biometano, el hidrógeno renovable y el hidrógeno hipocarbónico, así como el metano sintético (todos ellos gases hipocarbónicos o renovables) representarían alrededor de 2/3 de los combustibles gaseosos en la cesta energética de 2050, mientras que el gas fósil, con captura, almacenamiento y utilización de carbono, representaría el resto. La presente iniciativa también forma parte del paquete de medidas «Objetivo 55». Engloba la configuración del mercado de los gases, incluido el hidrógeno. Eliminará los obstáculos reglamentarios existentes y creará las condiciones para lograrlo de manera rentable. Es una parte importante del cambio hacia un sistema energético integrado que minimice los costes de la transición hacia la neutralidad climática, en particular para los consumidores, y ofrezca nuevas oportunidades para reducir las facturas de energía y permitir la participación activa en el mercado. Se espera que el hidrógeno se utilice principalmente en las zonas en las que la electrificación no es posible, incluidas las industrias que en la actualidad consumen mucha energía (como las refinerías, los fertilizantes o la fabricación de acero) y determinados sectores del transporte pesado (transporte marítimo, aviación o vehículos pesados de larga distancia). Es necesario desarrollar una infraestructura de hidrógeno específica para liberar todo el potencial del hidrógeno en estas aplicaciones de uso final. El objetivo de promover los gases renovables y los gases hipocarbónicos es descarbonizar esos sectores, aumentar la flexibilidad del sistema de electricidad gracias a las tecnologías de conversión de electricidad en otro producto, reforzar la seguridad del suministro reduciendo la dependencia de las importaciones de gas natural y permitir el almacenamiento (y la producción) de electricidad. De este modo se pueden vincular varios sectores de la economía, en combinación con otras formas de almacenamiento y flexibilidad, como las baterías y la respuesta a la demanda. Asimismo, se fomentará la autoproducción y el uso inteligente del suministro de energía distribuida, contribuyendo a una mayor capacitación de los consumidores. Los consumidores también necesitan disponer de información clara y fácilmente accesible para ayudar a cambiar los patrones de consumo energético y pasarse a soluciones renovables e hipocarbónicas, al igual que pueden hacer en el mercado de la electricidad. Si bien el objetivo es llegar al máximo de hidrógeno renovable a partir de 2030, a corto y medio plazo otras formas de gases hipocarbónicos, en particular el hidrógeno hipocarbónico, pueden desempeñar un papel importante, principalmente para reducir rápidamente las emisiones procedentes de la producción de hidrógeno existente y contribuir a la implantación futura y paralela del hidrógeno renovable. En consonancia con la estrategia de la UE sobre el hidrógeno, la producción de hidrógeno renovable en la Unión debería llegar al millón de toneladas en 2024 y hasta los diez millones en 2030. A partir de ahí, el hidrógeno renovable debería implantarse a gran escala y sustituir al hidrógeno hipocarbónico. El desarrollo eficiente y sostenible de los gases renovables y los gases hipocarbónicos, así como del mercado del hidrógeno, exige una adaptación del marco del mercado. Esto es debido a que, en la actualidad, los gases renovables y los gases hipocarbónicos se encuentran con obstáculos reglamentarios a la hora de acceder al mercado y a la red, lo que supone una desventaja comparativa frente al gas natural. Por otro lado, para crear un mercado del gas descarbonizado y contribuir a la transición energética, son necesarias cuotas significativamente más elevadas de fuentes de energía renovables en un sistema energético integrado, con la participación activa de los consumidores en mercados competitivos. Esto debería permitir a los consumidores beneficiarse de unos precios asequibles, un buen nivel de servicio y una elección efectiva entre ofertas que reflejen los avances tecnológicos. Es probable que la implantación de diversos tipos de gases renovables y de gases hipocarbónicos ocurra paralelamente, y se espera que estos evolucionen a ritmos diferentes en toda la Unión: ·una infraestructura de hidrógeno complementará progresivamente la red de gas natural; ·una infraestructura de gas en la que el gas fósil será sustituido progresivamente por otras fuentes de metano. Además, sucesos relacionados con el aumento de los precios de la energía nos han recordado que, a medida que el sistema energético de la Unión integra una energía renovable más descentralizada y van desapareciendo paulatinamente los combustibles fósiles, la resiliencia del sistema energético de la Unión es cada vez más importante. La seguridad del suministro y las medidas de preparación frente a los riesgos del sector del gas deben ser adecuadas para la transición hacia una energía limpia. La Comunicación de la Comisión para hacer frente al aumento de los precios de la energía («Un conjunto de medidas de actuación y apoyo») destaca la interacción entre la seguridad del suministro, el uso óptimo de las capacidades de almacenamiento y la volatilidad de los precios de la energía. 1.2. Objetivos de la propuesta El objetivo de la presente iniciativa es facilitar la penetración de los gases renovables y los gases hipocarbónicos en el sistema energético, abandonando de manera progresiva el gas natural y permitiendo que estos nuevos gases desempeñen el papel necesario para lograr el objetivo de neutralidad climática de la Unión para 2050. En este contexto, aborda los ámbitos siguientes: Bajo nivel de participación y protección de los clientes en el mercado minorista del gas ecológico. Para que los gases nuevos desempeñen un papel protagonista en la transición energética, las normas del mercado minorista deben capacitar a los clientes para elegir gases renovables y gases hipocarbónicos. En la actualidad esto no es así. Por otro lado, la Unión no cuenta con un sistema terminológico y de certificación común para los gases combustibles y los gases hipocarbónicos. Además, los mercados minoristas del gas adolecen de concentración y de bajos niveles en cuanto a nuevas entradas e innovación. Esto impide a los clientes beneficiarse de la competencia al elegir gases hipocarbónicos. Para poder hacer elecciones energéticas sostenibles, los clientes necesitan disponer de información suficiente sobre su consumo de energía y el origen de esta, así como de herramientas eficientes para participar en el mercado. Por otro lado, los Estados miembros deben tomar las medidas necesarias para proteger a los clientes vulnerables y a los que se encuentran en situación de pobreza energética. El mercado del gas descarbonizado no debe desarrollarse sin que esos clientes puedan beneficiarse plenamente de él y debe atender las necesidades de todos los grupos de edad, desde los más jóvenes hasta los más mayores. Infraestructura de hidrógeno y mercados del hidrógeno. El marco regulador vigente para los vectores energéticos gaseosos no aborda la implantación del hidrógeno como un vector energético independiente a través de redes de hidrógeno específicas. No existen reglas a nivel de la Unión sobre las inversiones en las redes basadas en tarifas ni sobre la propiedad y la explotación de redes de hidrógeno específicas. Además, tampoco existen normas no armonizadas sobre la calidad del hidrógeno (puro). Por consiguiente, existen barreras para el desarrollo de una infraestructura de hidrógeno transfronteriza rentable y un mercado del hidrógeno competitivo, requisitos previos para la implantación de la producción y el consumo de hidrógeno. La presente propuesta trata de poner remedio a estas deficiencias. Incluye una propuesta relativa a un sistema terminológico y de certificación del hidrógeno hipocarbónico y los combustibles hipocarbónicos.

Gases renovables y gases hipocarbónicos en la infraestructura y los mercados del gas existentes, y seguridad energética. En la actualidad, los gases renovables y los gases hipocarbónicos representan una cuota menor en la cesta energética de la Unión. Para aprovechar su potencial, el acceso al mercado mayorista del gas (es decir, los puntos de intercambio virtual pertinentes) es un requisito previo fundamental. Eliminar los costes de los intercambios transfronterizos de esos gases y facilitar la conexión de las instalaciones de producción también mejorará el aspecto comercial. Las diferencias en los parámetros de calidad del gas y en el volumen de hidrógeno mezclado en la red de gas natural pueden afectar al diseño de la infraestructura del gas, a las aplicaciones de los usuarios finales y a la interoperabilidad del sistema transfronterizo, con el consiguiente riesgo de fragmentación del mercado interior. Sin embargo, las normas vigentes en materia de calidad del gas no son adecuadas para abordar la evolución futura. Con respecto al GNL, la eliminación de los obstáculos residuales al acceso a las terminales de GNL podría abrir la puerta a la importación de gases renovables y gases hipocarbónicos desde el extranjero, contribuyendo así a la descarbonización del mercado del gas de la Unión. Por último, para preservar y reforzar la resiliencia en la transición son necesarias medidas adecuadas de seguridad del suministro. Planificación de las redes. Como se pone de manifiesto en la Estrategia para la Integración del Sistema Energético de la Comisión, la planificación y la explotación coordinadas del sistema energético de la Unión en su conjunto, teniendo en cuenta todos los vectores energéticos, las infraestructuras y los sectores de consumo, constituyen un requisito previo para lograr los objetivos climáticos de 2050. Los programas y prácticas vigentes de planificación de las redes son deficientes, ya que existen discrepancias entre el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión y los planes de desarrollo de la red nacionales. Mejorar la vinculación entre ambos permitiría intercambiar información a nivel transnacional sobre el uso de sistemas de transporte. Seguridad del suministro y almacenamiento En respuesta al incremento significativo de los precios de la energía a escala de la Unión en el otoño de 2021, el Consejo Europeo invitó a la Comisión a estudiar rápidamente medidas a medio y largo plazo para aumentar la resiliencia del sistema energético de la Unión, incluidas medidas para mejorar la seguridad del suministro. A fin de contribuir a dar una respuesta oportuna a esa crisis y a posibles nuevas crisis a nivel de la Unión, la presente propuesta incluye medidas específicas para mejorar la cooperación y la resiliencia, en particular para garantizar un uso, un almacenamiento y unas disposiciones en materia de solidaridad operativa más efectivos y coordinados. Dichas medidas están destinadas a reforzar la resiliencia del sistema energético de la Unión frente a futuras crisis de manera oportuna. Abarcan tanto las medidas de la presente normativa como del Reglamento (UE) 2017/1938, sobre la seguridad del suministro de gas. A fin de garantizar una respuesta coherente, las medidas sobre la seguridad del suministro se incluyen en la presente propuesta legislativa, y no en una propuesta legislativa separada. Como se indica en la Comunicación sobre los precios de la energía, de 13 de octubre de 2021, titulada «Un conjunto de medidas de actuación y apoyo para hacer frente al aumento de los precios de la energía», la coordinación transfronteriza de la seguridad del suministro es fundamental para la resiliencia frente a futuras crisis. Las medidas propuestas exigen a los Estados miembros que de manera explícita incluyan el almacenamiento en sus evaluaciones del riesgo sobre la seguridad del suministro a nivel regional, y que contemplen los riesgos vinculados al control del almacenamiento por entidades de terceros países. Los Estados miembros deben plantearse medidas de almacenamiento a través de la cooperación regional en caso de riesgos no abordados. La propuesta define condiciones que permiten la adquisición conjunta voluntaria de existencias estratégicas de gas para ser utilizadas en caso de emergencia. Se introducen también medidas para mejorar la transparencia y el acceso a las instalaciones de almacenamiento, abordar los riesgos del gas en materia de ciberseguridad y facilitar las disposiciones bilaterales de solidaridad entre Estados miembros en caso de crisis. La Comisión anima a los Estados miembros a que no esperen para adoptar disposiciones de solidaridad, de manera que incluso en caso de crisis grave los hogares reciban el gas que necesiten. •Coherencia con las disposiciones existentes en la misma política sectorial La iniciativa propuesta está fuertemente ligada a las propuestas legislativas presentadas en el contexto del paquete de medidas «Objetivo 55» para la implantación del Pacto Verde Europeo y complementa esas propuestas, que incluyen: La Directiva revisada sobre fuentes de energía renovables (DFER II), que es el principal instrumento de la Unión que aborda el fomento de la energía procedente de fuentes renovables. Su objetivo es acelerar la penetración de la energía renovable, incluidos los gases renovables, en el sistema energético. La modificación propuesta aumenta al 40 % el objetivo de participación de las fuentes renovables en la cesta energética de la Unión y promueve la integración de los combustibles renovables, como el hidrógeno renovable, en la industria y el transporte, con objetivos adicionales. En relación con la presente iniciativa, la DFER II incluye el hidrógeno renovable entre los «combustibles renovables de origen no biológico» y los «combustibles de biomasa» que consiguen reducir en un 70 % las emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con los combustibles fósiles, y establece objetivos secundarios específicos para el consumo del hidrógeno renovable (el 50 % del consumo total de hidrógeno destinado a fines de energía y materia prima en la industria en 2030 y el 2,6 % de la energía suministrada al sector del transporte). La Directiva de eficiencia energética y la Directiva conexa relativa a la eficiencia energética de los edificios, incluidas sus propuestas de modificación, interactúan con la presente iniciativa, ya que afectan al nivel y la estructura de la demanda de gas. Las medidas de eficiencia energética pueden aliviar la pobreza energética y reducir la vulnerabilidad de los consumidores. Dado que en la actualidad los combustibles gaseosos dominan el suministro europeo de calefacción y refrigeración y las plantas de cogeneración, su uso eficiente ocupa un lugar central en las medidas de eficiencia energética. Tanto la Directiva como el Reglamento sobre el gas son coherentes con el principio de «primero, la eficiencia energética»: un mercado de la Unión abierto y competitivo, con precios que reflejen los costes de producción de los vectores energéticos, los costes del carbono y los costes y beneficios externos, proporcionaría de manera eficiente un hidrógeno limpio y seguro a los usuarios finales que más lo valoran. El Reglamento RTE-E, propuesto por la Comisión en diciembre de 2020, pretende apoyar en mayor medida la modernización de la infraestructura energética transfronteriza europea de cara al Pacto Verde Europeo. Introduce la infraestructura de hidrógeno como una nueva categoría de infraestructura para el desarrollo de la red europea. La presente iniciativa complementa el Reglamento RTE-E propuesto, ya que se centra en la armonización de los planes nacionales con los requisitos del plan decenal de desarrollo de la red a escala europea. Como se anuncia en la estrategia de la Unión para la reducción de las emisiones de metano, la Comisión propondrá legislación para reducir las emisiones de metano en el sector de la energía. La iniciativa en cuestión tratará de mejorar la información relativa a todas las emisiones de metano en el sector de la energía. La presente iniciativa complementa a la anterior al tratar de facilitar la penetración de los gases renovables y los gases hipocarbónicos, permitiendo así el abandono progresivo del gas natural. •Coherencia con otras políticas de la Unión El régimen de comercio de derechos de emisión (RCDE) aumenta el precio de utilización de los combustibles fósiles en comparación con los gases renovables y los gases hipocarbónicos y, de este modo, fomenta la demanda de estos gases y la inversión en la tecnología de producción conexa. La Comisión ha propuesto reforzar el sector de la aviación, el marítimo y el del transporte por carretera, así como el de los edificios, tanto con refuerzos internos como con ampliaciones a esos sectores. En este régimen están incluidas todas las instalaciones de producción de hidrógeno, así como los electrolizadores con una capacidad de producción superior a 25 toneladas diarias. El Fondo de Innovación, creado mediante la Directiva sobre el régimen de comercio de derechos de emisión de la UE (RCDE UE) para el período 2021-2030, es uno de los instrumentos de financiación que apoyan la transición hacia una Europa climáticamente neutra de aquí a 2050. El Fondo de Innovación, creado mediante la Directiva RCDE UE para el período 2021-2030, es uno de los instrumentos de financiación que apoyan la transición hacia una Europa climáticamente neutra de aquí a 2050. La revisión de la Directiva sobre fiscalidad de la energía trata de armonizar la fiscalidad de los productos energéticos con las políticas energéticas y climáticas de la Unión, promoviendo tecnologías limpias y eliminando las exenciones obsoletas y los tipos reducidos que actualmente fomentan el uso de combustibles fósiles. En la Directiva revisada, los productos contemplados en ella se agrupan y clasifican según su comportamiento medioambiental. Según esto, la revisión establece unos niveles mínimos preferenciales de imposición de 0,15 EUR/GJ (frente a los 10,75 EUR/GJ de los combustibles fósiles) para los combustibles de hidrógeno renovable o hipocarbónico utilizados como carburante de automoción. En el caso de los combustibles de hidrógeno renovable o hipocarbónico utilizados como combustible para calefacción, establece unos niveles mínimos preferenciales de imposición de 0,15 EUR/GJ (frente a los 0,6 EUR/GJ del gas natural). El Reglamento revisado sobre la infraestructura para los combustibles alternativos, que derogará la Directiva 2014/94/UE, relativa a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, propuesto por la Comisión en julio de 2021, pretende combatir el aumento de las emisiones en el transporte por carretera para contribuir a la transición hacia un parque automovilístico de emisiones casi nulas de aquí a 2050. Dicho Reglamento exige a los Estados miembros que amplíen su red de infraestructura de recarga y repostaje en consonancia con las ventas de vehículos de emisión cero y que instalen puntos de recarga y repostaje a intervalos regulares en las principales autopistas. La revisión del Reglamento sobre la infraestructura para los combustibles alternativos exigirá una estación de repostaje cada 150 km (mín. 2 t/día, 700 bares) a lo largo de la red básica de la RTE-T y en cada nodo urbano de aquí a 2030; esto se traducirá en unas setecientas estaciones de repostaje de hidrógeno a lo largo de los nodos de transporte y ochenta y ocho en los nodos urbanos. La modificación del Reglamento por el que se establecen normas sobre las emisiones de CO2 de turismos y furgonetas tiene como objetivo garantizar una trayectoria clara, a partir de 2025, hacia el transporte de emisión cero. En concreto, dicho Reglamento define como vehículos de emisión cero los vehículos eléctricos con batería, los vehículos con pila de combustible y otros vehículos impulsados por hidrógeno, y establece un objetivo de cero emisiones de promedio para el nuevo parque automovilístico de aquí a 2030. La propuesta «FuelEU Maritime» tiene como objetivo aumentar la cuota de combustibles alternativos hipocarbónicos y sin carbono sostenibles en la cesta de combustibles del transporte marítimo internacional, entre ellos: los biocombustibles líquidos, los electrolíquidos, el gas descarbonizado (incluidos el biogás natural licuado y el electrogás), el hidrógeno descarbonizado y los combustibles derivados del hidrógeno descarbonizado (incluidos el metano y el amoníaco). La focalización en los combustibles y las tecnologías energéticas debería permitir reducir de manera significativa y rápida las emisiones, utilizando las tecnologías y las infraestructuras existentes junto con los incentivos que proporcionan otras medidas que se van a proponer. También facilitará la definición de las trayectorias de descarbonización para todo el sector marítimo. La propuesta «ReFuelEU Aviation», cuyo objetivo es promover el potencial de los combustibles de aviación sostenibles para reducir la huella de los gases de efecto invernadero de la aviación, todavía está muy desaprovechada. A fin de disminuir de manera significativa sus emisiones, el sector de la aviación tendrá que reducir su dependencia actual de los combustibles fósiles y recurrir de manera creciente al uso de combustibles de aviación sostenibles en los próximos años. Dicha propuesta establece un porcentaje mínimo del 0,7 % de «combustibles de aviación sintéticos» en los combustibles de aviación suministrados a los operadores de aeronaves cuando los «combustibles de aviación sintéticos» sean combustibles renovables de origen no biológico, como se definen en la Directiva sobre fuentes de energía renovables. 2.BASE JURÍDICA, SUBSIDIARIEDAD Y PROPORCIONALIDAD •Base jurídica Los objetivos de la presente iniciativa no pueden alcanzarse a nivel nacional. Las medidas previstas en la presente iniciativa tratan de promover los cuatro objetivos establecidos en el artículo 194 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE), al tiempo que contribuyen a la descarbonización de la economía de la Unión. Las medidas previstas deben adoptarse sobre la base del artículo 194, apartado 2, del TFUE, junto con el artículo 114, apartado 1, de ese mismo Tratado. Con arreglo al artículo 4, apartado 2, letra i), la Unión dispone de competencia compartida en el ámbito de la energía.

La presente iniciativa también se basa en un conjunto exhaustivo de actos legislativos que se han adoptado y actualizado a lo largo de los dos últimos decenios. La Unión, con el objetivo de crear un mercado interior de la energía, adoptó cuatro paquetes legislativos consecutivos entre 1996 y 2019, cuya finalidad principal era la integración de los mercados y la liberalización de los mercados nacionales de la electricidad y el gas. Las disposiciones en cuestión abordan una amplia gama de aspectos, desde el acceso a los mercados hasta la transparencia, pasando por los derechos de los consumidores, el aumento de la liquidez de los mercados del gas y la independencia de las autoridades reguladoras. •Subsidiariedad (en el caso de competencia no exclusiva) En la actualidad no hay normas a nivel de la Unión que regulen las redes o los mercados del hidrógeno específicos ni el hidrógeno hipocarbónico o los combustibles hipocarbónicos. Habida cuenta de los esfuerzos que se están realizando a nivel tanto de la Unión como nacional para promover el uso del hidrógeno renovable en sustitución de los combustibles fósiles, los Estados miembros se verían incentivados para adoptar normas sobre el transporte de hidrógeno mediante la infraestructura específica a nivel nacional. Por tanto, se corre el riesgo de fragmentación del panorama regulador de la Unión, lo que podría obstaculizar la integración de las redes y mercados nacionales del hidrógeno e impedir así los intercambios transfronterizos de hidrógeno o disuadir de su realización. La armonización de las normas relativas a la infraestructura de hidrógeno en una etapa posterior (es decir, una vez que la legislación nacional hubiera sido adoptada) aumentaría la carga administrativa para los Estados miembros e incrementaría los costes derivados de la regulación y la incertidumbre para las empresas, en particular con respecto a las inversiones a largo plazo en las infraestructuras de producción y transporte de hidrógeno. La creación de un marco regulador a nivel de la Unión para las redes y los mercados específicos del hidrógeno contribuiría a la integración y la interconexión de los mercados y las redes nacionales del hidrógeno. Las normas a nivel de la Unión sobre planificación, financiación y explotación de esas redes específicas de hidrógeno generarían una previsibilidad a largo plazo para los inversores potenciales en este tipo de infraestructuras a largo plazo, en particular con respecto a las interconexiones transfronterizas (que, de otro modo, podrían estar sujetas a diferentes leyes nacionales, posiblemente divergentes). En relación con el biometano, sin una iniciativa a nivel de la Unión, es probable que en 2030 siga habiendo un abigarrado conjunto de normas con respecto al acceso a los mercados mayoristas, las obligaciones de conexión y las medidas de coordinación entre los gestores de redes de transporte (GRT) y los gestores de redes de distribución (GRT). De la misma forma, sin un mínimo de armonización a nivel de la Unión, los productores de gases renovables y gases hipocarbónicos tendrán que hacer frente a unos costes muy diferentes en materia de conexión e inyección en toda la Unión, lo que daría lugar a unas condiciones de competencia desiguales. Si no se adoptara nueva legislación a nivel de la Unión, los Estados miembros seguirían aplicando diferentes normas de calidad del gas y diferente normativa sobre los niveles de mezcla del hidrógeno, lo que conllevaría el riesgo de restricciones del flujo transfronterizo y segmentación de los mercados. Las normas de la calidad del gas seguirían definiéndose básicamente en función de los parámetros de calidad del gas natural, limitando así la integración de gases renovables en la red. Todos estos aspectos podrían disminuir los intercambios transfronterizos de gases renovables y gases hipocarbónicos, lo que podría compensarse con un aumento de las importaciones de gas natural. La utilización de las terminales y las importaciones de GNL podría limitarse al gas natural, a pesar de que no sería necesario adaptar dichas terminales si hubiera disponible biometano o metano sintético competitivo procedente de fuentes externas a la Unión. La planificación nacional de redes solo tendrá que llevarse a cabo en los Estados miembros en los que operen gestores de transporte y gestores de redes independientes certificados. Pese a que la mayoría de los Estados miembros disponen de un plan de desarrollo nacional del gas único en cuyo marco cooperan los gestores del gas, la cooperación intersectorial todavía es limitada. La preparación coordinada ante emergencias a nivel de la Unión en relación con el sector actual del gas ha resultado ser más eficaz que la actuación únicamente a nivel nacional. •Proporcionalidad La presente iniciativa se atiene al principio de proporcionalidad. Entra en el ámbito de aplicación del artículo 194 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE). La intervención es proporcional a la dimensión y naturaleza de los problemas detectados y a la consecución de los objetivos fijados. La presente propuesta no excede de lo necesario para alcanzar el objetivo general perseguido de facilitar la descarbonización de los combustibles gaseosos de manera competitiva al menor coste económico, al tiempo que garantiza la seguridad energética y sitúa a los consumidores en el centro de los mercados de la energía. El conjunto de opciones preferidas se considera proporcionado y se basa, en la medida de lo posible, en enfoques existentes. El equilibrio entre las obligaciones y la consideración de las diferentes capacidades de actuación entre los Estados miembros y las entidades privadas se considera adecuado, habida cuenta de la imperiosidad de alcanzar la neutralidad climática de aquí a 2050. •Elección del instrumento Sobre la base de la valoración global del marco regulador vigente del mercado del gas, los instrumentos elegidos son una directiva, que refunde la Directiva 2009/73/CE, y un reglamento, que refunde el Reglamento n.º 715/2009. La opción de refundir estos dos actos jurídicos existentes mejorará la claridad jurídica. El recurso a un acto modificativo podría haber sido inadecuado para gestionar un extenso conjunto de nuevas disposiciones. Por tanto, la elección de los instrumentos requiere una revisión de las normas ya adoptadas e implementadas, a modo de evolución natural de la legislación vigente, habida cuenta de estos cambios. Será necesario modificar otros actos mediante el Reglamento sobre el gas, como: el Reglamento (UE) 2017/1938, sobre la seguridad del suministro de gas, el Reglamento (UE) 2019/942, sobre la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), y el Reglamento (UE) 1227/2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (RITME). 3.RESULTADOS DE LAS EVALUACIONES EX POST, DE LAS CONSULTAS CON LAS PARTES INTERESADAS Y DE LAS EVALUACIONES DE IMPACTO •Evaluaciones ex post / controles de la adecuación de la legislación existente La entrada en vigor del tercer paquete de medidas sobre la energía ha contribuido positivamente a la competencia y el rendimiento de los mercados internos de la energía. No obstante, el marco regulador vigente para el gas se centra en el gas natural fósil y no prevé del todo la aparición de alternativas para los gases del metano (incluidos el gas natural y el biometano), como el hidrógeno. Es necesario volver a examinar el marco regulador actual del mercado del gas, y la Comisión Europea ya ha anunciado que va a hacerlo en su Comunicación relativa a una estrategia del hidrógeno para una Europa climáticamente neutra. Dado el diferente potencial de los Estados miembros de la Unión para la producción de hidrógeno renovable e hidrógeno hipocarbónico, una estructura de mercado adecuada podría facilitar que el hidrógeno ejerciera su papel como vector energético y como capacitador de la integración del sistema energético. Sobre esta base, se han detectado cuatro factores principales en el ámbito problemático I de la evaluación de impacto: i) la descarbonización dará lugar a la aparición de una cadena de valor del hidrógeno europea basada en un mercado del hidrógeno transfronterizo; ii) la falta de inversiones en infraestructuras del hidrógeno obstaculiza el desarrollo del mercado; iii) es probable que la infraestructura del hidrógeno constituya un monopolio natural, lo que generaría estructuras de mercado no competitivas; iv) la variedad en las normas sobre la calidad del hidrógeno puede poner obstáculos a los flujos transfronterizos y generar costes adicionales.

Las normas vigentes sobre el gas, centradas en el gas natural fósil principalmente importado de fuera de la Unión, no abordan las características específicas de la producción descentralizada de gases renovables y gases hipocarbónicos dentro de la Unión. Además, los volúmenes crecientes de biometano e hidrógeno, pero también de GNL, afectan a la calidad del gas y, por consiguiente, al diseño de la infraestructura del gas y de los aparatos de los usuarios finales. En particular, la evaluación de impacto reconoce cinco factores principales relacionados con este ámbito problemático: i) el acceso limitado al mercado y a la red para los productores locales de biometano conectados a las redes de distribución, la divergencia de las normas relativas a la obligación de conexión y de los costes de la conexión a la red para los gases renovables y gases hipocarbónicos, junto con las tarifas a la entrada/salida dentro de la Unión obstaculizan el establecimiento de un mercado interno del gas plenamente integrado, líquido e interoperable en la Unión; ii) las diferencias en la calidad del gas y en los niveles de mezcla de hidrógeno pueden influir negativamente en los flujos transfronterizos y en los usuarios finales, y las normas vigentes sobre la calidad del gas no son adecuadas para tratar la evolución futura; iii) terminales de GNL equipadas para recibir principalmente gas natural, acceso limitado para nuevos gases a las terminales de GNL; iv) los contratos de suministro a largo plazo para gas natural no reducido pueden obligar a la dependencia del gas natural y dificultar el suministro de gases renovables de aquí a 2050; v) las disposiciones actuales sobre seguridad energética solamente tratan los riesgos relacionados con el suministro de gas natural, no de gases renovables y gases hipocarbónicos. En lo relativo a la planificación de la red, la cooperación entre los GRT y los legisladores ha de seguir evolucionando. La creciente penetración de fuentes de energía intermitentes exige que todo el sistema energético esté mejor integrado y que aumente la interconexión de la infraestructura, sobre la base de un enfoque más holístico e inclusivo. La evaluación de impacto muestra tres factores principales en relación con este ámbito problemático: i) la planificación de la red varía entre Estados miembros y GRT, planificación independiente para la electricidad y el gas; ii) falta de transparencia sobre el potencial de la infraestructura existente para la reconversión o la retirada del servicio; iii) los GRD no están incluidos explícitamente en la planificación de los GRT. Es más, una estrategia de desarrollo de la red más armonizada incrementaría aún más la interrelación entre las redes de electricidad y de gases, incluido el hidrógeno. La evaluación mostró la necesidad de mejorar la competencia para garantizar que los beneficios de la integración del mercado se trasladen íntegramente a los consumidores de la Unión. Además, los consumidores aún se ven privados de las herramientas necesarias para participar activamente en el mercado. Las disposiciones sobre protección de los consumidores en la legislación analizada son solo parcialmente adecuadas para sus fines. En particular, la protección de los clientes vulnerables aún es desigual entre los Estados miembros y la pobreza energética sigue siendo significativa en toda la Unión. Así, en el ámbito problemático IV se detectaron tres factores: i) potencial competitivo no aprovechado en los mercados minoristas; ii) capacitación insuficiente de los clientes en materia de cambio de suministrador, herramientas de comparación de precios, información sobre la facturación, comunidades de energía y acceso a los datos; y iii) protección inadecuada de los consumidores, en especial para los vulnerables y los que están en situación de pobreza energética. •Consultas con las partes interesadas En consonancia con las directrices para la mejora de la legislación, la Comisión llevó a cabo una consulta amplia e inclusiva con las partes interesadas basada en una estrategia que incluía diversos métodos e instrumentos. El objetivo de la estrategia era garantizar que se tuvieran en cuenta todas las pruebas pertinentes, incluidos datos sobre costes, impacto social y beneficios de la iniciativa. Se emplearon varios instrumentos de consulta: una consulta sobre la evaluación inicial de impacto (hoja de ruta), una consulta pública en línea basada en un cuestionario, una presentación de la Comisión y los comentarios de las partes interesadas, incluido el Foro de la Regulación del Gas, deliberaciones con los Estados miembros, con diputados al Parlamento Europeo y con las autoridades reguladoras nacionales, y deliberaciones con las partes interesadas en un gran seminario. La Comisión recibió 263 respuestas a la consulta pública abierta. En general, los participantes confirmaron que veían la necesidad de revisar la Directiva sobre el gas y el Reglamento sobre el gas para ayudar a alcanzar los objetivos de descarbonización. Más del 60 % de los encuestados opinaron que los cambios tecnológicos y normativos necesarios para descarbonizar el mercado del gas tienen potencial para crear nuevos puestos de trabajo de aquí a 2030. En relación con el desarrollo de la infraestructura y los mercados del hidrógeno, la mayoría de los encuestados apoyan la introducción de regulación en una fase inicial para fomentar un mercado y una infraestructura del hidrógeno competitivos y que funcionen bien. Se mostraron favorables a un marco legislativo de la Unión que defina los principios reguladores fundamentales y tenga un enfoque por fases. Una gran mayoría apoya, por ejemplo, el acceso de terceros, las normas para el acceso a los gasoductos de hidrógeno, las terminales de importación y el almacenamiento, y defiende la separación de las actividades en la red. La mayoría de los encuestados consideró importante definir al principio la función de las partes privadas en el desarrollo de la infraestructura del hidrógeno. Una gran mayoría de los encuestados también considera que las redes privadas existentes y futuras pueden estar exentas (temporalmente) de ciertos requisitos reglamentarios, pero que es necesario garantizar la convergencia en un único marco regulador. La inmensa mayoría opina que los derechos y los requisitos de la nueva infraestructura del hidrógeno deberían ser similares a los aplicables actualmente a los gasoductos de metano. En relación con la promoción del acceso de gases renovables y gases hipocarbónicos al mercado y la infraestructura del gas existentes, las partes interesadas están de acuerdo en la necesidad de revisar el marco regulador vigente para ayudar a conseguir los objetivos de descarbonización. La mayoría de los encuestados considera importante garantizar el acceso pleno al mercado y facilitar la inyección de gases renovables y gases hipocarbónicos en la red del gas. Muchos encuestados defienden la obligación de que los gestores de redes conecten a los productores de gases renovables y gases hipocarbónicos e introduzcan una reducción de las tarifas por inyección. La mayoría apoya también la mejora del marco de transparencia para las terminales de GNL. Se observa también un fuerte apoyo a la aplicación armonizada de normas en materia de calidad del gas en toda la Unión, a la coordinación transfronteriza reforzada y al aumento de la transparencia. Los encuestados se muestran divididos en cuanto a la mezcla de hidrógeno, pero la mayoría está de acuerdo en que puede ser una primera fase rentable y rápida, pese a los altos costes técnicos, para la descarbonización del sistema energético. Pocas partes interesadas apoyan la eliminación de tarifas transfronterizas dentro de la Unión. La mayoría de los encuestados consideran importantes los problemas de seguridad específicos del gas y las medidas de ciberseguridad. En relación con la planificación de la red integrada, la mayoría de las partes interesadas apoya que el calendario del plan de desarrollo de la red coincida con el plan decenal de desarrollo de la red, y favorece un único plan sobre el gas, independientemente del modelo de separación que se elija. La mayoría de los encuestados expresó un apoyo incluso mayor a un modelo hipotético conjunto de la electricidad y el gas. Un número importante de partes interesadas pidió la inclusión de proyectos del hidrógeno en el plan de desarrollo de la red. La mayoría se mostró de acuerdo en la función de los GRD de proporcionar y compartir información, y varios encuestados también apoyaron que los GRD proporcionen su propio plan que incluya la optimización de la red entre distintos sectores. Los encuestados también prefieren un plan conjunto del gas y la electricidad a modelos hipotéticos conjuntos con planes separados. Varios señalaron como opción preferida un plan conjunto del metano y el hidrógeno, con un plan separado para la electricidad. En relación con la participación y la protección de los clientes en el mercado minorista del gas ecológico, la mayoría de las partes interesadas pidieron un aumento de las ambiciones en las disposiciones relacionadas con los ciudadanos/consumidores a la imagen de las existentes en el mercado de la electricidad. Asimismo, las disposiciones sobre la pobreza energética ayudarían a garantizar que los consumidores no paguen el coste de cambiar a opciones limpias basadas en el gas. Los representantes del sector privado apoyan los planes encaminados a eliminar progresivamente los precios regulados, mientras que algunas organizaciones de consumidores optarían por mantenerlos para proteger a los clientes vulnerables y en situación de pobreza energética. Casi la mitad de los encuestados desean que se refuercen las disposiciones sobre la comparabilidad de las ofertas y la accesibilidad de los datos, la transparencia, los sistemas de medición inteligentes y el cambio de suministrador. Ningún encuestado ha apoyado el enfoque no regulador. •Obtención y uso de asesoramiento especializado La iniciativa propuesta y la evaluación de impacto que la respalda se basan en pruebas incluidas en las aportaciones de las partes interesadas a las amplias consultas realizadas al respecto, así como en la revisión de la bibliografía y la modelización. La revisión de la bibliografía incluyó los resultados de varios estudios específicos sobre elementos clave, como la función de la infraestructura, del mercado y de la producción de gas descarbonizado y de hidrógeno, que se llevaron a cabo para la evaluación de impacto o que contribuyeron a su ámbito de aplicación, así como evaluaciones realizadas para otras iniciativas de la Comisión pertinentes. Las conclusiones adoptadas en el marco de varios foros de partes interesadas, principalmente los relativos a la regulación del gas (Foro de Madrid) y de la electricidad (Foro de Florencia) también se tuvieron en cuenta en el análisis. Igualmente se tuvieron presentes las deliberaciones con Estados miembros, diputados al Parlamento Europeo, autoridades reguladoras nacionales, la ACER y otras partes interesadas. •Evaluación de impacto Siguiendo las directrices para la mejora de la legislación, la Comisión llevó a cabo una evaluación de impacto de varias opciones. Esta labor contó con el apoyo de una consulta dentro de la Comisión a través de un grupo director interservicios. La evaluación de impacto se presentó al Comité de Control Reglamentario (CCR) para debate. El Comité de Control Reglamentario emitió un dictamen favorable con reserva. Las reservas se abordaron especialmente de las siguientes formas: i) integrando las conclusiones de la evaluación en la descripción del problema; ii) describiendo la función de la iniciativa como elemento del marco facilitador del paquete de medidas «Objetivo 55»; iii) aclarando la referencia del impacto de las opciones de políticas; iv) distinguiendo mejor entre distintos agentes, en particular entre productores y consumidores de gas natural y de hidrógeno; v) proporcionando una evaluación sobre las diferentes repercusiones que puede tener la iniciativa para pymes en comparación con otras empresas (de mayor tamaño); vi) reflejando mejor las opiniones divergentes y minoritarias en todo el informe, como en la definición del problema, la preparación de las opciones, el análisis de las repercusiones y la selección de la opción preferida; vii) mejorando la redacción del informe; y viii) completando los cuadros de costes y beneficios en el formato adecuado. Durante el trabajo de evaluación del impacto, se consideraron diversas medidas en cuatro ámbitos problemáticos para abordar los problemas detectados y sus factores con el fin de lograr los objetivos de la iniciativa. Tras la evaluación de su eficacia, eficiencia, coherencia y proporcionalidad, se obtuvo un paquete de opciones preferidas que se consideró el más adecuado para contribuir a los objetivos fijados. Ámbito problemático I: Infraestructura y mercados del hidrógeno El ámbito problemático I tiene en cuenta las siguientes opciones: organizar una licitación para los derechos de explotación de la red de hidrógeno (opción 1); introducir principios reguladores clave inspirados en los aplicables actualmente en el mercado del gas natural pero adaptados a la fase de desarrollo de los mercados del hidrógeno (opción 2); y establecer un régimen regulador plenamente desarrollado para el hidrógeno (similar al aplicable actualmente al sector del gas natural) sin necesidad de una transición hacia un mercado de hidrógeno más maduro (opción 3). La opción preferida es introducir principios reguladores clave desde el principio aclarando al mismo tiempo el régimen regulador (futuro) final (opción 2b «Principios reguladores clave con una visión»). El beneficio fundamental de esta opción es que fomenta la integración del mercado, aporta claridad para los inversores, y evita la aparición de estructuras de mercado no competitivas y de costes posteriores para el ajuste de normas una vez que el mercado esté maduro, pero da flexibilidad para adaptar la reglamentación al aumento por fases del sector del hidrógeno. Ámbito problemático II: Gases renovables y gases hipocarbónicos en la infraestructura y los mercados existentes de gas, y seguridad energética El ámbito problemático II incluye opciones que promueven el acceso de gases renovables y gases hipocarbónicos a los mercados y la infraestructura del gas existentes. Todas las opciones incluyen también un nivel progresivo de intervención para abordar las inquietudes respecto a la seguridad energética, especialmente ampliar las herramientas, las normas y los procedimientos existentes para que abarquen los gases renovables y gases hipocarbónicos, una solidaridad efectiva y el tratamiento de los riesgos vinculados a la ciberseguridad para el sector del gas. La opción 3 «Permitir y promover el acceso pleno de los gases renovables y gases hipocarbónicos al mercado» es la opción preferida para el ámbito problemático II. Esta opción contiene medidas para apoyar el acceso de los gases renovables y gases hipocarbónicos al mercado mayorista, las terminales de GNL y las redes de transporte (independientemente del lugar de conexión), como descuentos tarifarios para la inyección a la red y el transporte transfronterizo. La calidad del gas se regiría por un enfoque armonizado de la Unión para los puntos de interconexión transfronterizos que, simultáneamente, ofrecería flexibilidad a los Estados miembros. El límite máximo autorizado para las mezclas de hidrógeno se establece en el 5 % para todos los puntos transfronterizos, nivel que resulta rentable en términos de costes de adaptación y reducción.

Permitir y promover el acceso pleno de los gases renovables y gases hipocarbónicos al mercado: las medidas previstas son coherentes con los esfuerzos de la Unión sobre la lucha contra el cambio climático y son necesarias para cumplir los objetivos del Pacto Verde Europeo. El beneficio fundamental es que las medidas disminuirán los costes de producción para los productores de gases renovables y gases hipocarbónicos, aumentarán la competencia, la liquidez y el comercio de gases renovables, y al mismo tiempo fomentarán la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. De esta forma, los consumidores y contribuyentes resultarían beneficiados porque podrían reducirse las ayudas. Esta opción también limitará los riesgos para la seguridad energética y ahorrará tiempo y recursos, reducirá las incertidumbres, mejorará la eficiencia de las medidas de emergencia y reforzará los requisitos relativos a la seguridad para las compañías de gas. Ámbito problemático III: Planificación de la red El ámbito problemático III incluye opciones sobre la planificación integrada de la red. La opción preferida para el ámbito problemático III es la opción 2: «Planificación nacional basada en modelos hipotéticos europeos». Esta opción admite la planificación nacional, pero exige que se base en modelos hipotéticos conjuntos para el gas y la electricidad, coincida con el plan decenal de desarrollo de la red y esté vinculada al plan nacional de energía y clima correspondiente. Incluye a todos los agentes pertinentes (GRD) y permite determinar los gasoductos que pueden utilizarse para la reconversión de metano a H2 con un nivel de detalle que no se alcanzaría fácilmente a escala europea. Establecer la planificación nacional basada en modelos hipotéticos europeos: El beneficio fundamental es que eliminará el riesgo de que los GRT de la electricidad y el gas planifiquen la evolución de sus redes basándose en hipótesis incompatibles. Permite la integración del sector y un plan conceptual de la red, al tiempo que conserva las ventajas de los planes de desarrollo de la red más detallados y específicos para cada sector. Garantiza una visión común de las diferentes partes interesadas e implica que la planificación de la red tiene en cuenta las estrategias de descarbonización a escala nacional y de la Unión, lo que reduce el riesgo de posible dependencia o abandono de activos. Ámbito problemático IV: Bajo nivel de participación y protección de los clientes en el mercado minorista del gas ecológico El ámbito problemático IV contiene opciones que proponen un enfoque no regulador para tratar la competencia y la participación de los consumidores o, por el contrario, requieren abordar los factores mediante legislación nueva, que principalmente duplica lo ya establecido en el sector de la electricidad. A la luz del análisis, la opción preferida es la opción 2, «Legislación flexible», que duplica las disposiciones del mercado de la electricidad sobre la protección de los consumidores y también sobre su capacitación. Esta opción tiene más probabilidades de ser la más eficaz, efectiva y coherente con otros ámbitos problemáticos. La principal ventaja es que ofrecerá posibles ahorros significativos y ayudará a los nuevos suministradores y proveedores de servicios a entrar en el mercado y desarrollar productos innovadores, lo que dará como resultado un incremento de la competencia, la participación de los consumidores y los beneficios económicos. También permitiría a los ciudadanos y las comunidades incrementar la aceptación social, movilizaría capital privado y facilitaría el despliegue de gases renovables y gases hipocarbónicos. La reducción del riesgo de exceso de inversiones tendrá un impacto medioambiental positivo. •Adecuación regulatoria y simplificación Las propuestas de modificación de la legislación vigente se elaboran de conformidad con las opciones más rentables examinadas en la evaluación de impacto. Se prevé que algunas de las opciones preferidas incrementen los costes administrativos, de aplicación y de ejecución para los órganos reguladores y los operadores del mercado. Por ejemplo, de ellas podrían derivarse más intercambios administrativos entre las autoridades reguladoras nacionales y los transportistas de gas natural, mayores esfuerzos de coordinación entre los GRD y los GRT, y un aumento de las actividades de regulación y aplicación para los Estados miembros y las autoridades nacionales. Sin embargo, también cabe esperar que los costes de la regulación sean menores y más eficientes gracias al marco modificado. Además, la evaluación de impacto muestra que las medidas propuestas ofrecen las opciones de regulación más rentables para alcanzar el objetivo general de la iniciativa, a saber, establecer normas para el transporte, la distribución, el suministro y el almacenamiento de los gases metano e hidrógeno que puedan fomentar la descarbonización del sistema energético y garantizar una energía segura y asequible. Los costes de la regulación a corto plazo que conllevan algunas de las medidas preferidas deben evaluarse respecto a los costes y los esfuerzos que implicaría a largo plazo la demora en la integración y la descarbonización del sistema energético. Los beneficios que se prevé obtener de las opciones en materia de apoyo a fuentes renovables, integración del sistema energético, protección de los consumidores y seguridad energética compensarán con creces los costes administrativos y de aplicación a corto plazo. La propuesta también contribuye a simplificar el marco regulador vigente armonizando las disposiciones sobre la infraestructura y el mercado del gas con la nueva arquitectura reguladora concebida por el paquete de medidas sobre energía limpia para el sector de la electricidad. La mayor coincidencia entre sectores beneficiará previsiblemente muchos aspectos de la regulación, en especial la protección y la capacitación de los consumidores, la gobernanza y la supervisión de la regulación. También se prevén aportaciones similares para la introducción temprana de un marco regulador para las infraestructuras y los mercados del hidrógeno. Aunque es probable que esas normas incrementen los costes administrativos y la carga reguladora inmediatos para las autoridades nacionales y los operadores del mercado, armonizar desde el principio los principios reguladores para el hidrógeno probablemente reducirá en gran medida los costes futuros de cumplimiento y evitará el riesgo de grandes divergencias en la normativa y elevados costes de ejecución. •Derechos fundamentales Es primordial salvaguardar los valores de la Unión y los derechos fundamentales y la seguridad de los ciudadanos en un entorno energético ecológico y digital en evolución. Las medidas propuestas relativas a la gestión de datos se elaboraron teniendo esto presente, con el objetivo de garantizar el acceso y el uso generalizados de tecnologías digitales y basadas en datos velando al mismo tiempo por un alto nivel de protección del derecho a la vida privada y a la protección de los datos personales, consagrado en los artículos 7 y 8 de la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea y en el Reglamento general de protección de datos. 4.REPERCUSIONES PRESUPUESTARIAS Las repercusiones en el presupuesto de la Unión vinculadas a la propuesta de este conjunto de medidas están relacionadas con los recursos humanos de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea que se describen en la ficha de financiación legislativa que acompaña a la propuesta de la Comisión de una versión refundida del [Reglamento sobre el gas]. Básicamente, las nuevas tareas que deberá llevar a cabo la ACER, en particular las relacionadas con las normas que facilitan el desarrollo de un sector del hidrógeno competitivo, pero también con la mayor complejidad de los mercados del gas debida al aumento de la cuota de otros gases respecto al gas natural, exigen la introducción progresiva de 21 EJC adicionales en la ACER a partir de 2023. La aplicación de las nuevas normas propuestas a un sector nuevo y en crecimiento, la integración de nuevos tipos de gases en el mercado y la infraestructura del gas, así como la ejecución de disposiciones más estrictas sobre los consumidores, también hacen necesario aumentar los recursos humanos de la Dirección General de Energía en 5 EJC adicionales. 5.OTROS ELEMENTOS •Planes de ejecución y modalidades de seguimiento, evaluación e información El seguimiento de los progresos consistirá en un enfoque doble formado por un informe anual de la ACER y una evaluación de la Comisión. Se mantendrá el mandato de la ACER sobre el seguimiento y la notificación anuales de la eficacia del mercado mediante su informe anual de seguimiento del mercado [obligación recogida en el Reglamento (CE) n.º 715/2009] y su ámbito de aplicación se ampliará al hidrógeno. En un plazo de un año a partir de la adopción de las propuestas, la Comisión invitará a la ACER a revisar y actualizar sus indicadores de seguimiento actuales (con la participación de las partes interesadas afectadas) a fin de garantizar que siguen siendo pertinentes para seguir los avances hacia los objetivos de las presentes propuestas. La ACER seguirá basándose en las fuentes de datos ya establecidas utilizadas para la preparación del informe de seguimiento del mercado, que se ampliarán con los datos pertinentes sobre el hidrógeno.

El informe anual de la ACER sustituirá las obligaciones de elaboración de informes de la Comisión que aún persisten en virtud de la Directiva sobre el gas. Las propuestas detalladas garantizarán que el seguimiento de la ACER sea complementario a otros ejercicios de seguimiento (especialmente el de la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima) y que se eviten duplicaciones. La Comisión llevará a cabo una evaluación completa de las repercusiones de las iniciativas propuestas, incluyendo su eficacia, eficiencia, coherencia constante y pertinencia, en un calendario establecido a partir de la entrada en vigor de las medidas adoptadas (a modo indicativo, de cinco años). A más tardar el 31 de diciembre de 2030, la Comisión procederá al reexamen de la Directiva y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo. •Documentos explicativos (para las directivas) Tras la sentencia del Tribunal de Justicia en el asunto Comisión/Bélgica (C-543/17), los Estados miembros deben acompañar sus notificaciones sobre las medidas de transposición nacionales con información suficientemente clara y precisa, indicando qué disposiciones del Derecho nacional transponen las distintas disposiciones de una directiva. Esta información debe suministrarse para cada obligación, no únicamente a «nivel de artículo». Si los Estados miembros cumplen esta obligación, en principio no tendrían que enviar a la Comisión documentos explicativos sobre la transposición. El Reglamento será de aplicación directa y uniforme en los Estados miembros y, por tanto, no requiere un documento explicativo. •Explicación detallada de las disposiciones específicas de la propuesta La propuesta de Directiva revisada consta de diez capítulos con noventa artículos. Capítulo I. Objeto, ámbito de aplicación y definiciones En este capítulo se establecen el contenido y el ámbito de aplicación de las normas para el transporte, la distribución, el suministro y el almacenamiento de gases utilizando la red de gas natural, así como las normas para el transporte, el suministro y el almacenamiento de hidrógeno utilizando el sistema de hidrógeno. También se definen los términos principales utilizados en la propuesta de Directiva. Capítulo II. Normas generales de organización de los mercados Este capítulo establece las normas para garantizar mercados de los gases competitivos, centrados en el consumidor, flexibles y no discriminatorios Contiene disposiciones sobre el acceso a los mercados, como la libre elección del suministrador, precios de suministro basados en el mercado, obligaciones de servicio público, sostenibilidad, certificación de gases renovables y gases hipocarbónicos, promoción de la cooperación regional, y normas técnicas y de procedimiento. Capítulo III. Capacitación y protección de los consumidores y mercados minoristas Este capítulo establece en particular un conjunto de derechos para los consumidores: desarrolla los derechos contractuales básicos, el derecho a cambiar de suministrador y las tasas relacionadas, y las normas sobre las herramientas de comparación, los clientes activos y las comunidades ciudadanas de energía. También contiene disposiciones sobre facturación, sistemas de medición inteligentes y convencionales y gestión de datos. Asimismo, incluye disposiciones sobre puntos de contacto únicos, derecho a la resolución extrajudicial de litigios, clientes vulnerables y mercados al por menor. Capítulo IV. Acceso de terceros a la infraestructura Este capítulo se divide en tres secciones que cubren lo siguiente: acceso a la infraestructura de gas natural, acceso a la infraestructura de hidrógeno y denegación de acceso y conexión. Capítulo V. Normas aplicables a los gestores de redes de transporte, de almacenamientos y de redes de gas natural Este capítulo explica las funciones de los gestores de redes de transporte, de almacenamientos y de redes de GNL, la confidencialidad y las competencias de decisión. Capítulo VI. Funcionamiento de la red de distribución del gas natural Este capítulo establece la designación de los gestores de redes de distribución, sus funciones, las competencias de decisión sobre la conexión de nuevas instalaciones de producción de gases renovables y gases hipocarbónicos a la red de distribución, la separación de los gestores de redes de distribución, la obligación de confidencialidad de los gestores de redes de distribución, y establece disposiciones sobre las redes de distribución cerradas y la explotación combinada.

Capítulo VII. Normas aplicables a las redes de hidrógeno específicas Este capítulo establece en particular las funciones de los gestores de redes, almacenamiento y terminales de hidrógeno, disposiciones sobre redes de hidrógeno existentes, redes de hidrógeno limitadas geográficamente, redes de hidrógeno cerradas, interconectores con terceros países y confidencialidad para los gestores. Capítulo VIII. Planificación de la red integrada Este capítulo trata el desarrollo de la red y las competencias para tomar decisiones de inversión, los informes sobre el desarrollo de la red de hidrógeno y también la financiación de la nueva infraestructura de hidrógeno transfronteriza. Capítulo IX. Separación de los gestores de redes de transporte Este capítulo se divide en seis secciones que cubren lo siguiente: separación patrimonial, gestores de redes independientes, gestores de transporte independientes, separación de los gestores de redes de hidrógeno específicas, designación y certificación de los gestores de redes de gas natural y de sistemas de hidrógeno, y separación y transparencia de las cuentas. Capítulo X. Autoridades reguladoras Este capítulo se centra en la designación y la independencia de las autoridades reguladoras, los objetivos generales de la autoridad reguladora, sus obligaciones y competencias, el régimen regulador de las cuestiones transfronterizas, el cumplimiento de los códigos de red y las directrices, y los registros. Capítulo XI. Disposiciones finales El último capítulo trata las disposiciones finales e incluye en particular artículos sobre las medidas de salvaguardia, la igualdad de condiciones, acuerdos técnicos, excepciones, el procedimiento de habilitación, el ejercicio de la delegación, el procedimiento de comité, los informes, la derogación, la transposición, la entrada en vigor y los destinatarios. El anexo I trata sobre los requisitos mínimos de facturación e información sobre la facturación. El anexo II se refiere a la medición inteligente del gas natural. El anexo III indica la fecha de aplicación y los límites de transposición de la Directiva derogada y sus modificaciones. El anexo IV contiene la tabla de correspondencias. La propuesta de Reglamento revisado consta de ocho capítulos con sesenta y nueve artículos. Capítulo I. Objeto, ámbito de aplicación y definiciones En este capítulo se establecen el objeto y el ámbito de aplicación de las normas relacionadas con los objetivos de la Unión de la Energía, el clima y el marco de la energía, así como los consumidores. También se definen los términos principales utilizados en la propuesta de Reglamento. Capítulo II. Normas generales de organización de los mercados y acceso a la infraestructura Este capítulo establece los principios generales, así como la separación de bases de activos regulados, los servicios de acceso de terceros, la evaluación del mercado de gases renovables y gases hipocarbónicos, los principios de los mecanismos de asignación de la capacidad y el procedimiento de gestión de la congestión, el comercio de derechos de capacidad, las normas y tarifas de balance, la certificación y la cooperación de los gestores de redes de transporte. Capítulo III. Acceso a la red

Este capítulo trata las tarifas de acceso a las redes y los descuentos. Capítulo IV. Explotación de la red de transporte, almacenamiento, GNL y terminal de hidrógeno Este capítulo establece disposiciones sobre la capacidad firme para gases renovales y gases hipocarbónicos, la coordinación transfronteriza de la calidad del gas, las mezclas de hidrógeno, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas, el control por la ACER, las autoridades reguladoras, las consultas, los costes, la cooperación regional, el plan decenal de desarrollo de la red, los requisitos de transparencia y los registros. Capítulo V. Explotación de redes de distribución Este capítulo establece las normas sobre la capacidad firme para gases renovables y gases hipocarbónicos, la cooperación entre los GRD y los GRT, los requisitos de transparencia y la entidad europea de los gestores de redes de distribución. También incluye procedimientos y tareas. Capítulo VI. Acceso a las redes de hidrógeno específicas Este capítulo se centra en la coordinación transfronteriza de la calidad del hidrógeno, la Red Europea de Gestores de Redes de Hidrógeno y sus tareas, el plan decenal de desarrollo de la red para el hidrógeno, los costes y la consulta, el control por la ACER, la cooperación regional y los requisitos de transparencia. Capítulo VII. Códigos de red y directrices Este capítulo establece disposiciones para la adopción de códigos de red y directrices, el establecimiento de códigos de red, la modificación de códigos de red, las directrices, el derecho de los Estados miembros a adoptar medidas más detalladas, el suministro de información y la confidencialidad, y las sanciones. Las tres normas se han adaptado para el hidrógeno. Capítulo VIII. Disposiciones finales Este capítulo se centra en las disposiciones finales e incluye, en particular, artículos sobre nuevas infraestructuras de gas natural y de hidrógeno, el procedimiento de comité, las excepciones, las exenciones, el ejercicio de la delegación, la modificación de Reglamentos y la modificación para ampliar el Reglamento sobre seguridad del suministro de gas a los gases renovables y los gases hipocarbónicos y para incluir medidas sobre ciberseguridad, solidaridad y almacenamiento, la derogación y la entrada en vigor. El anexo I contiene las directrices. El anexo II contiene el anexo IX añadido al Reglamento 2017/1938. El anexo III contiene información sobre el Reglamento derogado con una lista de sus sucesivas modificaciones. El anexo IV contiene la tabla de correspondencias. 🡻 715/2009 (adaptado) ⇨ nuevo 2021/0424 (COD)

Propuesta de REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO sobre las condiciones de acceso a las relativo a los mercados interiores del gas natural y los gases renovables redes de transporte de gas naturaly del hidrógeno y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.º 1775/2005 (versión refundida) EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA, Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea ⌦ Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea ⌫, y en particular su artículo 95 ⌦ 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, Visto el dictamen del Comité de las Regiones, De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario, Considerando lo siguiente: ⇩ nuevo (1)El Reglamento (UE) n.º 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo ha sido modificado en varias ocasiones y de forma sustancial. Dado que deben hacerse nuevas modificaciones y en aras de la claridad, conviene proceder a la refundición de dicho Reglamento. 🡻 715/2009 considerando 1 (adaptado) (2)El mercado interior del gas natural, que se ha ido implantando gradualmente desde 1999, tiene como finalidad dar una posibilidad real de elección a todos los consumidores de la Comunidad ⌦ Unión ⌫, sean ciudadanos o empresas, 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. ⇩ nuevo (3)El Pacto Verde Europeo y la legislación sobre el clima establecieron el objetivo de la Unión de alcanzar la neutralidad climática en 2050, de manera que se contribuya a la competitividad, el crecimiento y el empleo en Europa. Con el fin de establecer mercados del gas descarbonizados y contribuir a la transición energética, se necesitan cuotas significativamente mayores de fuentes de energía renovables en un sistema energético integrado con la participación activa de los consumidores en mercados competitivos.

(4)El presente Reglamento tiene por objeto facilitar la penetración de gases renovables y gases hipocarbónicos en el sistema energético para permitir un menor uso del gas fósil, así como lograr que estos nuevos gases ejerzan un papel importante en la consecución de los objetivos climáticos de la UE para 2030 y la neutralidad climática de aquí a 2050. El Reglamento también tiene por finalidad establecer un marco regulador que permita a todos los participantes en el mercado tener en cuenta la función de transición del gas fósil durante la planificación de sus actividades para evitar un efecto de dependencia y garantizar la eliminación gradual y oportuna de ese gas fósil, especialmente en todos los sectores pertinentes de la industria y para la calefacción, y les ofrezca incentivos para hacerlo. (5)La Estrategia sobre el hidrógeno de la UE reconoce que, dado que los Estados miembros de la UE tienen un potencial diferente para la producción de hidrógeno renovable, un mercado de la UE abierto y competitivo con un comercio transfronterizo sin obstáculos tiene importantes ventajas para la competencia, la asequibilidad y la seguridad del suministro. Además, destaca que la transición hacia un mercado líquido con un comercio de hidrógeno basado en las materias primas facilitaría la entrada de nuevos productores y sería beneficiosa para una mayor integración con otros vectores energéticos. Crearía señales de precios viables para las inversiones y las decisiones operacionales. Por consiguiente, las normas establecidas en el presente Reglamento deberían ser favorables a la aparición de mercados de hidrógeno y de comercio de hidrógeno basado en las materias primas, así como de centros de comercio líquido, y los Estados miembros deberían eliminar los obstáculos indebidos al respecto. Las normas vigentes que permiten operaciones comerciales eficientes desarrolladas para los mercados y el comercio de la electricidad y del gas deberían tenerse en consideración para el mercado de hidrógeno, teniendo en cuenta las diferencias inherentes de este. 🡻 715/2009 considerando 2 La Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y el Reglamento (CE) n.º 1775/2005 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 28 de septiembre de 2005, relativo a las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural han contribuido de manera destacada a la creación de este mercado interior del gas natural. 🡻 715/2009 considerando 3 La experiencia adquirida en la aplicación y el control del primer conjunto de Directrices de Buenas Prácticas adoptado en el año 2002 por el Foro Europeo de la Regulación del Gas («Foro de Madrid»), demuestra que, para garantizar la plena aplicación de las normas establecidas en dichas directrices en todos los Estados miembros y con el fin de ofrecer en la práctica una garantía mínima de igualdad de condiciones de acceso al mercado, es necesario establecer su obligatoriedad jurídica. 🡻 715/2009 considerando 4 El segundo conjunto de normas comunes, denominadas las «Segundas Directrices de Buenas Prácticas», se adoptó en la reunión del Foro de Madrid de los días 24 y 25 de septiembre de 2003 y el propósito del presente Reglamento es establecer, con arreglo a dichas directrices, los principios y las normas básicas sobre el acceso a las redes y los servicios de acceso de terceros, la gestión de la congestión, la transparencia, el balance y el comercio de derechos de capacidad. 🡻 715/2009 considerando 5 (adaptado) (6)⌦ [La versión refundida de la Directiva sobre el gas propuesta en COM(2021) xxx] ⌫ La Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural establece la posibilidad de un gestor combinado del sistema de transporte y distribución. Por lo tanto, las normas establecidas en el presente Reglamento no hacen necesario modificar la organización de las redes nacionales de transporte y distribución que sean compatibles con las disposiciones de dicha Directiva. 🡻 715/2009 considerando 6 Los gasoductos de alta presión que conectan los distribuidores locales a la red de gas y que no se utilizan principalmente en el contexto de la distribución local están incluidos en el ámbito de aplicación del presente Reglamento. 🡻 715/2009 considerando 7 ⇨ nuevo

(7)Es necesario precisar los criterios de fijación de las tarifas de acceso a la red, para garantizar que cumplen plenamente el principio de no discriminación y que responden a las necesidades del buen funcionamiento del mercado interior, que tienen plenamente en cuenta la integridad del sistema y que reflejan los costes reales incurridos, en la medida en que dichos costes correspondan a los de un gestor de redes eficiente y estructuralmente comparable y sean transparentes, incluyendo al mismo tiempo una rentabilidad adecuada de las inversiones, ⇨ y permitiendo la integración de gases renovables y gases hipocarbónicos ⇦ y teniendo en cuenta, cuando proceda, la evaluación comparativa de las tarifas efectuada por las autoridades reguladoras. ⇨ Las normas sobre las tarifas de acceso a la red del presente Reglamento se completan con nuevas normas sobre dichas tarifas, especialmente sobre los códigos de red y las directrices adoptados sobre la base del presente Reglamento, en [el Reglamento RTE-E propuesto en COM(2020) 824 final], [el Reglamento sobre el Metano propuesto en COM(2021) xxx], la Directiva (UE) 2018/2001 y [la Directiva sobre Eficiencia Energética propuesta en COM(2021) 558 final]. ⇦ ⇩ nuevo (8)En general, lo más eficiente es financiar la infraestructura con cargo a los ingresos obtenidos de los usuarios de dicha infraestructura y evitar las subvenciones cruzadas. Además, esas subvenciones cruzadas, en el caso de los activos regulados, serían incompatibles con el principio general de que las tarifas reflejen los costes. En casos excepcionales, no obstante, las subvenciones cruzadas podrían conllevar beneficios para la sociedad, en particular durante las fases iniciales del desarrollo de la red, cuando la capacidad reservada es baja en comparación con la capacidad técnica y hay un alto grado de incertidumbre sobre cuándo se materializará la demanda futura de capacidad. Por tanto, las subvenciones cruzadas podrían contribuir a unas tarifas razonables y previsibles para los usuarios iniciales de la red y reducir los riesgos de las inversiones para los gestores de redes. Las subvenciones cruzadas también podrían contribuir a un clima de inversión favorable a los objetivos de descarbonización de la Unión. Dichas subvenciones cruzadas no deberían ser financiadas por usuarios de redes de otros Estados miembros, ni directa ni indirectamente. Así, solo sería apropiado obtener financiación para subvenciones cruzadas de puntos de salida hacia los clientes finales del mismo Estado miembro. Es más, puesto que las subvenciones cruzadas son una medida excepcional, debería garantizarse que sean proporcionales, transparentes y limitadas en el tiempo, y que estén sujetas a supervisión reguladora. 🡻 715/2009 considerando 8 En el cálculo de las tarifas de acceso a la red es importante tener en cuenta los costes reales en que se haya incurrido, en la medida en que dichos costes correspondan a los de un gestor de redes eficiente y estructuralmente comparable y sean transparentes, así como la necesidad de proporcionar una rentabilidad adecuada a las inversiones e incentivos para la construcción de nuevas infraestructuras, de forma que se incluya un tratamiento normativo especial para la nuevas inversiones, como prevé la Directiva 2009/73/CE. A este respecto, y en particular si existe una competencia efectiva entre gasoductos, será de importante consideración el establecimiento de criterios de evaluación comparativa entre las tarifas por parte de las autoridades reguladoras. 🡻 715/2009 considerando 9 (adaptado) ⇨ nuevo (9)El uso de acuerdos basados en el mercado, tales como subastas, para establecer las tarifas debe ser compatible con lo dispuesto en ⌦ la versión refundida de la Directiva sobre el gas propuesta en COM(2021) xxx ⌫ la Directiva 2009/73/CE ⇨ y en el Reglamento (UE) 2017/459 de la Comisión ⇦. 🡻 715/2009 considerando 10 (adaptado) (10)Es necesario un conjunto mínimo de servicios de acceso de terceros para ofrecer en la práctica un nivel de acceso mínimo común en el conjunto de la Comunidad ⌦ Unión ⌫, para garantizar que los servicios de acceso de terceros son suficientemente compatibles y para aprovechar las ventajas derivadas del buen funcionamiento del mercado interior del gas natural. 🡻 715/2009 considerando 11 (adaptado) En la actualidad, existen obstáculos para la venta de gas en condiciones de igualdad, sin discriminación ni desventaja en la Comunidad. En particular, no existe todavía un acceso a la red no discriminatorio ni tampoco un nivel igualmente efectivo de supervisión reguladora en cada Estado miembro, y siguen existiendo mercados aislados. ⇩ nuevo

(11)Las normas sobre el acceso de terceros deberían basarse en los principios establecidos en el presente Reglamento. La organización de sistemas de entrada-salida, que permiten la libre asignación del gas sobre la base de la capacidad firme, ya fue acogida con satisfacción en el XXIV Foro de Madrid, en octubre de 2013. Por tanto, debería introducirse una definición de «sistema de entrada-salida» y debería garantizarse la integración del nivel de la red de distribución en la zona de balance, lo que ayudaría a crear condiciones de igualdad para gases renovables y gases hipocarbónicos conectados bien al nivel del transporte o al de la distribución. La fijación de tarifas para los gestores de redes de distribución y la organización de la asignación de capacidad entre las redes de transporte y de distribución debería ser responsabilidad de las autoridades reguladoras sobre la base de los principios consagrados en [la versión refundida de la Directiva sobre el gas propuesta en COM(2021) xxx]. (12)El acceso al sistema de entrada-salida debería basarse, generalmente, en la capacidad firme. Los gestores de redes deberían cooperar de manera que se maximice la oferta de capacidad firme, lo que, a su vez, permite a los usuarios de la red asignar libremente el gas entrante o saliente sobre la base de la capacidad firme a cualquier punto de entrada o de salida de un mismo sistema de entrada-salida. (13)Solo debería ofrecerse capacidad condicional cuando los gestores de redes no puedan ofrecer capacidad firme. Los gestores de redes deberían definir las condiciones para esa capacidad condicional sobre la base de limitaciones operacionales de manera clara y transparente. La autoridad reguladora debería garantizar que el número de productos de capacidad condicional sea limitado para evitar la fragmentación del mercado y velar por que se cumpla el principio de facilitar el acceso eficiente de terceros. 🡻 715/2009 considerando 12 (14)Debe alcanzarse un nivel suficiente de capacidad de interconexión transfronteriza para el gas y fomentarse la integración de los mercados, a fin de conseguir la plena realización del mercado interior del gas natural. 🡻 715/2009 considerando 13 La Comunicación de la Comisión de 10 de enero de 2007, «Una política energética para Europa», destacaba la importancia de completar el mercado interior del gas natural y de crear condiciones de igualdad para todas las empresas de gas establecidas en la Comunidad. Las Comunicaciones de la Comisión de 10 de enero de 2007, tituladas «Perspectivas de los mercados interiores del gas y la electricidad» e «Investigación de conformidad con el artículo 17 del Reglamento (CE) n.º 1/2003 en los sectores europeos del gas y la electricidad (Informe final)» demostraron que las actuales normas y medidas no crean el marco necesario ni tampoco ofrecen las condiciones necesarias para la creación de capacidades de interconexión para lograr el objetivo de un mercado interior eficiente y abierto que funcione adecuadamente. 🡻 715/2009 considerando 14 Además de aplicar rigurosamente el marco regulador vigente, el marco regulador del mercado interior del gas natural establecido en el Reglamento (CE) n.º 1775/2005 debe adaptarse según lo indicado en dichas comunicaciones. 🡻 715/2009 considerando 15 (adaptado) ⇨ nuevo (15)En particular,sSe requiere una mayor cooperación y coordinación entre los gestores de redes de transporte ⇨ y, en su caso, de distribución ⇦ para crear 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 ⇨gas natural⇦ de la Comunidad ⌦ Unión ⌫, incluida la creación de capacidades de interconexión, teniendo debidamente en cuenta el medio ambiente. Los códigos de red deben ajustarse a directrices marco que no tienen carácter vinculante (directrices marco), elaboradas por la Agencia de ⌦ la Unión Europea para la ⌫ Cooperación de los Reguladores de la Energía ⌦ (ACER) ⌫ creada por ⌦ de conformidad con ⌫ el Reglamento (UE) 2019/942 (CE) n.º 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo , de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía («la Agencia»). La ⌦ ACER ⌫ Agencia debe intervenir en la revisión, sobre la base de elementos de hecho, de los proyectos de códigos de red, incluida su conformidad con las directrices marco y poder recomendar su adopción a la Comisión. ⌦ La ACER ⌫ La Agencia debe también evaluar las propuestas de modificación de los códigos de red y poder recomendar su adopción a la Comisión. Los gestores de redes de transporte deben operar sus redes de conformidad con estos códigos de red. 🡻 715/2009 considerando 16 (adaptado) ⇨ nuevo (16)A fin de asegurar una gestión óptima de la red de transporte de gas en la Comunidad ⌦ Unión ⌫, debe ⌦ facilitarse ⌫ establecerse una Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas («REGRT de Gas»). Las tareas de la REGRT de Gas deben desempeñarse con arreglo a las normas comunitarias de competencia ⌦ de la Unión ⌫, que son aplicables a las decisiones de la REGRT de Gas. Las tareas de la REGRT de Gas deben estar bien definidas y su método de trabajo debe ser garantía de eficacia, de transparencia y del carácter representativo de la REGRT de Gas. Los códigos de red que elabore la REGRT de Gas no tendrán por objeto sustituir 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 decenales no vinculantes de desarrollo de red a nivel ⌦ de la Unión ⌫ comunitario. La cooperación dentro de estas estructuras regionales presupone la separación efectiva entre, por una parte, las actividades de red y, por otra, las de producción y suministro, sin la cual la cooperación regional entre los gestores de redes de transporte crea un riesgo de actuaciones contrarias a la competencia. Los Estados miembros deben promover la cooperación y hacer un seguimiento de la eficacia de las operaciones de la red a nivel regional. La cooperación a nivel regional debe ser compatible con el progreso hacia un mercado interior del gas ⇨ de los gases ⇦ competitivo y eficiente.

🡻 715/2009 considerando 17 (nuevo) El trabajo asignado a la REGRT de Gas es de interés para todos los participantes en el mercado. Por tanto, es esencial contar con un proceso eficaz de consulta, y en él deben desempeñar un papel importante las estructuras creadas para facilitar y agilizar las consultas, como la Asociación europea para la racionalización del comercio de energía, los reguladores nacionales o la Agencia. 🡻 715/2009 considerando 18 (adaptado) ⇨ nuevo (17)Para garantizar una mayor transparencia en lo relativo al desarrollo de la totalidad de la red de transporte de gas en la Comunidad ⌦ Unión ⌫, la REGRT de Gas debe elaborar, publicar y actualizar periódicamente un plan decenal de desarrollo de la red de ámbito comunitario ⌦ a escala de la Unión ⌫ y no vinculante ⇨ bas ado en un modelo hipotético conjunto y en el modelo interactivo ⇦ («plan de desarrollo de la red de ámbito comunitario ⌦ a escala de la Unión ⌫»). Este plan de desarrollo de la red debe incluir redes viables de transporte de gas y las conexiones regionales necesarias y pertinentes desde el punto de vista comercial o de la seguridad del suministro. 🡻 715/2009 considerando 19 ⇨ nuevo (18)Para mejorar la competencia mediante los mercados mayoristas líquidos del gas, es vital que el gas pueda comercializarse independientemente de su ubicación en el sistema. La única manera de hacerlo es dar a los usuarios de la red libertad para reservar capacidad de entrada y de salida independientemente, creando así un transporte de gas por zonas en vez de por itinerarios contractuales. ⇨ Para garantizar la libertad de reservar capacidad independientemente en los puntos de entrada y de salida, las tarifas fijadas para un punto de entrada no deberían guardar relación con las tarifas fijadas para un punto de salida, y viceversa, ofrecidas para esos puntos de manera separada y las tarifas no deberían combinar los gastos de entrada y de salida en un único precio. ⇦ La mayor parte de los participantes en el VI Foro de Madrid de los días 30 y 31 de octubre de 2002 manifestaron ya su preferencia por los sistemas de entrada-salida para facilitar el desarrollo de la competencia. Las tarifas no deben depender de la ruta de transporte. Por consiguiente, la tarifa fijada para uno o más puntos de entrada no debe guardar relación con la tarifa fijada para uno o más puntos de salida y viceversa. ⇩ nuevo (19)Aunque el Reglamento (UE) n.º 312/2014 de la Comisión, por el que se establece un código de red sobre el balance del gas en las redes de transporte, contempla normas para establecer normas técnicas por las que se crea un régimen de balance, admite varias opciones de diseño para cada régimen de balance que se aplica en un sistema de entrada-salida específico. La combinación de opciones por las que se opte da lugar a un régimen de balance específico que es aplicable en un sistema de entrada-salida concreto, y los que hay en la actualidad reflejan principalmente territorios de los Estados miembros. (20)Los usuarios de red asumirán la responsabilidad de alcanzar un balance en sus aportaciones y retiradas, estableciéndose plataformas de comercio para facilitar el comercio de gas entre los usuarios de red. Para integrar mejor los gases renovables y los gases hipocarbónicos en el sistema de entrada-salida, la zona de balance también debería cubrir el nivel de la red de distribución. El punto de intercambio virtual debería usarse para intercambiar gas entre las cuentas de balance de los usuarios de red. 🡻 715/2009 considerando 20 (21)Las referencias a los contratos de transporte armonizados en el contexto de un acceso no discriminatorio a la red de los gestores de redes de transporte no implican que los términos y condiciones de los contratos de transporte de un gestor de la red de transporte particular en un Estado miembro deban ser iguales a los de otro gestor de la red de transporte en ese o en otro Estado miembro, a menos que se fijen requisitos mínimos que deban satisfacer todos los contratos de transporte. 🡻 715/2009 considerando 21

Existe una congestión contractual considerable en las redes de gas. Por ello, los principios que rigen la asignación de capacidad y la gestión de la congestión para los contratos nuevos o renegociados se basan en la liberación de la capacidad no utilizada permitiendo a los usuarios de la red subarrendar o revender la capacidad contratada, y en la obligación de los gestores de redes de transporte de ofrecer la capacidad no utilizada al mercado, al menos con un día de antelación y con carácter interrumpible. Dada la elevada proporción de contratos ya en vigor y la necesidad de crear auténticas condiciones de igualdad entre los usuarios de las instalaciones nuevas y de las ya existentes, estos principios deben aplicarse a toda la capacidad contratada, incluidos los contratos ya en vigor. 🡻 715/2009 considerando 22 Aunque actualmente la congestión física de las redes no suele ser un problema en la Comunidad, puede llegar a serlo en el futuro. Por ello es importante establecer el principio fundamental de la asignación de la capacidad congestionada en tales circunstancias. 🡻 715/2009 considerando 23 El seguimiento del mercado efectuado estos últimos años por las autoridades reguladoras nacionales y por la Comisión ha mostrado que los requisitos de transparencia y las normas de acceso a las infraestructuras actuales no son suficientes para garantizar un mercado interior del gas genuino, eficiente y abierto que funcione adecuadamente. 🡻 715/2009 considerando 24 (22)Se necesita un acceso homogéneo a la información relativa al estado físico y a la eficiencia de la red, de manera que todos los participantes en el mercado puedan evaluar la situación general de la oferta y la demanda, y determinar cuáles son los motivos que explican los movimientos de los precios mayoristas. Esto incluye una información más precisa sobre la oferta y la demanda, la capacidad de la red, los flujos y el mantenimiento, el balance y la disponibilidad y el uso del almacenamiento. La importancia de esta información para el buen funcionamiento del mercado exige que se palien las limitaciones existentes a la publicación por motivos de confidencialidad. 🡻 715/2009 considerando 25 (23)Los requisitos en cuanto al carácter confidencial de la información comercialmente sensible tienen especial importancia cuando se trata de datos de índole estratégica comercial para la empresa, o cuando para una instalación de almacenamientos exista un solo usuario, o en los puntos de salida dentro de una red o red secundaria que no estén conectadas a otras redes de transporte o distribución sino a un solo consumidor industrial final si la publicación de tales datos revela información confidencial en lo que se refiere al proceso de producción de dicho consumidor. 🡻 715/2009 considerando 26 (24)Para potenciar la confianza en el mercado, es preciso que quienes participan en él estén convencidos de que los comportamientos abusivos pueden ser sancionados de forma efectiva, proporcionada y disuasiva. Debe 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 del gas, todas estas decisiones son comunicadas a los gestores de redes en forma de reservas de capacidad, nominaciones y flujos efectuados. Los gestores de redes deben mantener esta información fácilmente accesible y a disposición de las autoridades competentes durante un período de tiempo especificado. Además, las autoridades competentes deben hacer un seguimiento periódico de la observancia de las normas por parte de los gestores de redes de transporte. 🡻 715/2009 considerando 27 ⇨ nuevo (25)El acceso a las instalaciones de almacenamientos ⇨ de gas natural ⇦ y ⇨ las instalaciones ⇦ de gas natural licuado («GNL») es insuficiente en algunos Estados miembros, y, por tanto, hay que mejorar la aplicación de las normas existentes ⇨ , incluso en lo relativo a la transparencia. Esas mejoras deberían tener en cuenta el potencial y la adopción de gases renovables y gases hipocarbónicos para esas instalaciones en el mercado interior. ⇦ El seguimiento llevado a cabo por el Grupo de Organismos Reguladores Europeos de la Electricidad y el Gas concluyó que las directrices sobre buenas prácticas para el acceso de terceros destinadas a los gestores de almacenamientos, de carácter voluntario y acordadas por todas las partes interesadas en el Foro de Madrid, se aplican de manera insuficiente y, por consiguiente, es necesario que se hagan vinculantes.

🡻 715/2009 considerando 28 ⇨ nuevo (26)Unos sistemas de balance de gas ⇨ natural ⇦ transparentes y no discriminatorios, dirigidos por los gestores de las redes de transporte, son mecanismos especialmente importantes para los nuevos participantes en el mercado, que pueden tener más dificultades para equilibrar sus ventas globales que empresas ya establecidas en un mercado determinado. En consecuencia, es necesario establecer normas que garanticen que los gestores de las redes de transporte apliquen esos mecanismos de forma compatible con unas condiciones de acceso real a la red transparentes y no discriminatorias. 🡻 715/2009 considerando 29 El comercio de los derechos de capacidad primaria es un aspecto importante del desarrollo de un mercado competitivo y de la creación de liquidez. Por consiguiente, el presente Reglamento debe establecer las normas básicas sobre dicho comercio. 🡻 715/2009 considerando 30 ⇨ nuevo (27)Las autoridades reguladoras nacionales deben garantizar el cumplimiento de las normas del presente Reglamento ⇨ y de los códigos de red ⇦ y de las directrices adoptadoas con arreglo al mismo. 🡻 715/2009 considerando 31 (adaptado) ⇨ nuevo (28)En las directrices adjuntas al presente Reglamento se definen las normas ⌦ más ⌫ detalladas de aplicación específica, con arreglo a las Segundas Directrices de Buenas Prácticas. Cuando proceda, estas normas ⇨ deberían ⇦ evolucionarán con el tiempo y tendrán ⌦ teniendo ⌫ en cuenta las diferencias entre las redes nacionales de gas ⇨ y el desarrollo de estas ⇦. 🡻 715/2009 considerando 32 (29)Al proponer la modificación de las directrices que se recogen en el anexo I del presente Reglamento, la Comisión debe asegurar la consulta previa de las partes afectadas por dichas directrices, representadas por las organizaciones profesionales, y de los Estados miembros dentro del Foro de Madrid. 🡻 715/2009 considerando 33

(30)Los Estados miembros y las autoridades nacionales competentes han de facilitar a la Comisión toda la información pertinente. La Comisión debe tratar dicha información de forma confidencial. 🡻 715/2009 considerando 34 (adaptado) ⇨ nuevo (31)El presente Reglamento y ⇨ los códigos de red y ⇦ las directrices adoptadoas con arreglo al mismo se entenderán sin perjuicio de la aplicación de las normas comunitarias de competencia ⌦ de la Unión ⌫. 🡻 715/2009 considerando 35 (nuevo) Procede aprobar las medidas necesarias para la ejecución del presente Reglamento con arreglo a la Decisión 1999/468/CE del Consejo, de 28 de junio de 1999, por la que se establecen los procedimientos para el ejercicio de las competencias de ejecución atribuidas a la Comisión. 🡻 715/2009 considerando 36 (nuevo) Conviene, en particular, conferir competencias a la Comisión para que establezca o adopte las directrices necesarias para obtener el grado mínimo de armonización requerido con objeto de alcanzar el fin que persigue el presente Reglamento. Dado que esas medidas son de alcance general y están destinadas a modificar elementos no esenciales del presente Reglamento, incluso completándolo con nuevos elementos no esenciales, deben adoptarse con arreglo al procedimiento de reglamentación con control previsto en el artículo 5 bis de la Decisión 1999/468/CE. ⇩ nuevo (32)Los Estados miembros y las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía deben cooperar estrechamente en todos los asuntos relacionados con el desarrollo de una región integrada del comercio de gas y no deben adoptar medidas que pongan en peligro el avance de la integración de los mercados del gas natural ni la seguridad del suministro de los Estados miembros y las Partes contratantes. (33)Se podría permitir a los gestores de redes de transporte que reserven almacenamientos de gas natural exclusivamente para el ejercicio de sus funciones y con fines de seguridad del suministro. Estas reservas estratégicas podrían constituirse mediante adquisiciones conjuntas utilizando la plataforma de comercio mencionada en el artículo 10 del Reglamento (UE) n.º 312/2014 de la Comisión, sin perjuicio de las normas de competencia de la Unión. La retirada de gas natural solo debería permitirse para que los gestores de redes de transporte ejerzan sus funciones o en caso de que se declare una situación de emergencia, como se menciona en el artículo 11, apartado 1, del citado Reglamento, a fin de no interferir en el funcionamiento normal del mercado. (34)Cuando se lleve a cabo la integración de mercados regionales, los gestores de redes de transporte y las autoridades reguladoras pertinentes deben abordar cuestiones que tienen repercusiones transfronterizas, como las estructuras tarifarias, el régimen de balance, las capacidades en los demás puntos transfronterizos, los planes de inversión y la realización de las tareas de los gestores de redes de transporte y las autoridades reguladoras. (35)La transición energética y la integración progresiva del mercado del gas requerirán mayor transparencia sobre los ingresos autorizados u objetivo del gestor de red de transporte. Diversas decisiones relacionadas con