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Timestamp: 2013-05-22 12:45:30+00:00

Document:
EUR-Lex - 32009R0714 - ES
Reglamento (CE) n o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009 , relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) n o 1228/2003 (Texto pertinente a efectos del EEE)
DO L 211 de 14.8.2009, p. 15/35 (BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, GA, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)
entr. en vigor: 03/09/2009; entrada en vigor fecha publicación + 20 ver art. 26
entr. en vigor: 03/03/2011; aplicación ver art. 26
COD 2007/0198
COD(2007)0198
propuesta Comisión; COM 2007/0531 final
dictamen Comité Económico y Social; 52008AE0758(04)
posición común Consejo; DOCE c 75E/2009 p 16
32003R1228 derogado 52007PC0531 adopción Modificado por:
modificado por 32013R0347 adjunta artículo 18.4 BI desde 01/06/2013
modificado por 32013R0347 adjunta artículo 23 .3 desde 01/06/2013
modificado por 32013R0347 sustitución artículo 8.3 letra A) desde 01/06/2013
Previa consulta al Comité de las Regiones [2],
(1) El mercado interior de la electricidad, que se ha ido implantando gradualmente desde 1999, tiene como finalidad dar una posibilidad real de elección a todos los consumidores de la Comunidad, 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.
(2) La Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad [4], y el Reglamento (CE) no 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad [5], han contribuido de manera destacada a la creación de este mercado interior de la electricidad.
(4) La Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejo, de 10 de enero de 2007, titulada "Una política energética para Europa" destacaba la importancia de completar el mercado interior de la electricidad y de crear condiciones de igualdad para todas las empresas eléctricas 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) no 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.
(5) Además de aplicar rigurosamente el marco regulador vigente, el marco regulador del mercado interior de la electricidad establecido en el Reglamento (CE) no 1228/2003 debe adaptarse según lo indicado en dichas comunicaciones.
(6) En particular, se requiere una mayor cooperación y coordinación entre los gestores de redes de transporte para garantizar la creación de códigos de red según los cuales se ofrezca y se dé un acceso efectivo y transparente a las redes de transporte a través de las fronteras, así como para garantizar una planificación coordinada y suficientemente previsora y una evolución técnica adecuada del sistema de transporte de la Comunidad, incluida la creación de capacidades de interconexión, teniendo debidamente en cuenta el medio ambiente. Estos códigos de red deben ajustarse a directrices marco que no tienen carácter vinculante (directrices marco), elaboradas por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía creada por el Reglamento (CE) no 713/2009 del Parlamento Europeo y el Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía [6] (Agencia). La 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 puede recomendar su adopción a la Comisión. La Agencia debe evaluar las propuestas de modificación de los códigos de red y puede recomendar su adopción a la Comisión. Los gestores de redes de transporte deben operar sus redes de acuerdo con estos códigos de red.
(7) A fin de asegurar una gestión óptima de la red de transporte de electricidad y de permitir el comercio y el suministro de electricidad a través de las fronteras comunitarias, debe establecerse una Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ("REGRT de Electricidad"). Las tareas de la REGRT de Electricidad deben desempeñarse con arreglo a las normas comunitarias de competencia, que son aplicables a las decisiones de la REGRT de Electricidad. Las tareas de la REGRT de Electricidad deben estar bien definidas y su método de trabajo debe ser garantía de eficacia, de transparencia y del carácter representativo de la REGRT de Electricidad. Los códigos de red que elabore la REGRT de Electricidad no tendrán por objeto sustituir a los necesarios códigos de red nacionales para asuntos no transfronterizos. Dado que pueden conseguirse avances más efectivos mediante un planteamiento a nivel regional, los gestores de redes de transporte deben crear estructuras regionales dentro de la estructura general de cooperación, asegurando, al mismo tiempo, que los resultados a nivel regional sean compatibles con los códigos de red y planes no vinculantes de desarrollo de red a nivel comunitario. Los Estados miembros deben promover la cooperación y hacer un seguimiento de la eficacia de la red a nivel regional. La cooperación a nivel regional debe ser compatible con el progreso hacia un mercado interior de la electricidad competitivo y eficiente.
(13) Las cantidades reales que deben abonarse por el acceso transfronterizo a la red pueden variar considerablemente en función de los gestores de redes de transporte que intervienen y debido a las diferencias entre los sistemas de tarificación aplicados en los Estados miembros. Por consiguiente, es necesario cierto grado de armonización, a fin de evitar la distorsión del comercio.
(17) Es importante evitar que las normas divergentes en materia de seguridad, de explotación y de planificación utilizadas por los gestores de redes de transporte en los Estados miembros conduzcan a una distorsión de la competencia. Además, debe existir transparencia para los operadores de mercado en lo relativo a las capacidades de transferencia disponibles y a las normas en materia de seguridad, de explotación y de planificación que afecten a las capacidades de transferencia disponibles.
(18) 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 auténtico mercado interior de la electricidad abierto, eficiente y que funcione adecuadamente.
(19) 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 generación de electricidad, la oferta y la demanda, incluidas las previsiones, la capacidad de la red y de la interconexión, los flujos y el mantenimiento, el equilibrado y la capacidad de reserva.
(20) 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 disuasoria. Deben concederse a las autoridades competentes competencias para investigar de manera efectiva las acusaciones de abuso del mercado. Para ello, es necesario que las autoridades competentes tengan acceso a los datos que facilitan información sobre las decisiones operacionales de las empresas de suministro. En el mercado de la electricidad, muchas decisiones importantes las adoptan los generadores, que 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 regular de la observancia de las normas por parte de los gestores de redes de transporte. Conviene sustraer de esta obligación a los pequeños generadores que carezcan de posibilidades reales de distorsionar el mercado.
(21) Conviene establecer reglas sobre la utilización de los ingresos procedentes de los procedimientos de gestión de la congestión, a menos que la naturaleza específica del interconector de que se trate justifique una exención a dichas reglas.
(22) La gestión de los problemas de congestión debe proporcionar indicadores económicos correctos a los gestores de redes de transporte y a los participantes del mercado, y deben basarse en mecanismos de mercado.
(23) La inversión en grandes infraestructuras debe promocionarse intensamente, asegurando, al mismo tiempo, el adecuado funcionamiento del mercado interior de la electricidad. A fin de reforzar el efecto positivo de los interconectores de corriente continua exentos y la seguridad del suministro, debe comprobarse su interés para el mercado, durante la fase de planificación, y han de adoptarse las normas sobre gestión de la congestión. Cuando los interconectores de corriente continua estén situados en el territorio de más de un Estado miembro, la Agencia debe tratar en última instancia todas las solicitudes de exención para valorar adecuadamente sus implicaciones transfronterizas y facilitar su tramitación administrativa. Además, dado el riesgo excepcional que lleva aparejada la construcción de estas infraestructuras exentas, se debe permitir eximir temporalmente a las empresas con intereses en el suministro y la producción de la plena aplicación a estos proyectos de las normas sobre separación. Las exenciones concedidas en virtud del Reglamento (CE) no 1228/2003 siguen aplicándose hasta la fecha de expiración prevista indicada en la decisión sobre la concesión de la exención.
(24) A fin de garantizar el funcionamiento correcto del mercado interior de la electricidad, deben establecerse procedimientos que permitan a la Comisión adoptar decisiones y directrices en materia, por ejemplo, de tarificación y asignación de capacidad, al tiempo que se asegura la participación de las autoridades reguladoras de los Estados miembros en este proceso, si procede, a través de su asociación europea. Las autoridades reguladoras, junto con otras autoridades competentes de los Estados miembros, desempeñan un papel importante contribuyendo al buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad.
(25) Las autoridades reguladoras nacionales deben velar por el cumplimiento de las normas contenidas en el presente Reglamento, así como de las directrices adoptadas con arreglo al mismo.
(26) 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. En caso necesario, la Comisión debe poder solicitar toda información pertinente directamente de las empresas interesadas, siempre y cuando se informe a las autoridades nacionales competentes.
(27) Los Estados miembros deben establecer normas relativas a las sanciones en caso de incumplimiento de las disposiciones del presente Reglamento y velar por la aplicación de las mismas. Las sanciones deben ser efectivas, proporcionadas y disuasorias.
(28) 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 [7].
(29) 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 estas medidas son de alcance general y están destinadas a modificar elementos no esenciales del presente Reglamento 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.
(30) Dado que el objetivo del presente Reglamento, a saber, la creación de un marco armonizado para el comercio transfronterizo de electricidad, no puede ser alcanzado de manera suficiente por los Estados miembros y, por consiguiente, puede lograrse mejor a nivel comunitario, la Comunidad puede adoptar medidas, de acuerdo con el principio de subsidiariedad consagrado en el artículo 5 del Tratado. De conformidad con el principio de proporcionalidad enunciado en dicho artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo.
(31) Dado el alcance de las modificaciones que se introducen en el Reglamento (CE) no 1228/2003, conviene, en aras de la claridad y la racionalización, proceder a una refundición de las disposiciones en cuestión reuniéndolas en un solo texto en un nuevo Reglamento.
a) establecer normas equitativas para el comercio transfronterizo de electricidad, impulsando así la competencia en el mercado interior de la electricidad teniendo en cuenta de las particularidades de los mercados nacionales y regionales. Lo anterior supone el establecimiento un mecanismo de compensación por los flujos eléctricos transfronterizos y la fijación de principios armonizados sobre tarifas de transporte transfronterizo y sobre la asignación de la capacidad de interconexión disponible entre las redes nacionales de transporte;
b) facilitar la creación de un mercado mayorista eficaz en su funcionamiento y transparente, con un elevado nivel de seguridad en el suministro eléctrico. Estable mecanismos de armonización de estas normas para el comercio transfronterizo de electricidad.
1. A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones contenidas en el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad [8], exceptuando la definición de "interconector", que se sustituirá por la siguiente:
- "interconector": una línea de transporte que cruza una frontera entre Estados miembros o se extiende a lo largo de ella y conecta los sistemas nacionales de transporte de los Estados miembros.
a) "autoridades reguladoras": las autoridades reguladoras a que se refiere el artículo 35, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE;
b) "flujo transfronterizo": un flujo físico de electricidad en una red de transporte de un Estado miembro que procede de la incidencia de la actividad de productores y/o los consumidores fuera de dicho Estado miembro en su red;
c) "congestión": la situación en que la interconexión que enlaza redes de transporte nacionales no puede acoger todos los flujos físicos resultantes del comercio internacional solicitado por participantes en el mercado, debido a la falta de capacidad de los interconectores y/o de las redes de transporte nacionales de que se trate;
d) "exportación declarada": el envío de electricidad en un Estado miembro sobre la base de disposiciones contractuales en virtud de las cuales se produzca la correspondiente descarga paralela (importación declarada) de electricidad en otro Estado miembro o un tercer país;
e) "tránsito declarado": una situación en la que se da una "exportación declarada" de electricidad y la vía declarada para la transacción implica a un país en el que no se producirá ni el envío ni la correspondiente descarga paralela de electricidad;
f) "importación declarada": la descarga de electricidad en un Estado miembro o en un tercer país de forma simultánea con el envío de electricidad (exportación declarada) en otro Estado miembro;
g) "nuevo interconector": un interconector que no esté completado el 4 de agosto de 2003.
2. La Comisión instará a la Agencia a que le transmita en un plazo razonable, que no superará los seis meses, una directriz marco no vinculante ("la directriz marco") en la que se establezcan principios claros y objetivos, de conformidad con el artículo 8, apartado 7, para el establecimiento de códigos de red relativos a las zonas definidas en la lista de prioridades. Cada directriz marco contribuirá a la no discriminación, a la competencia efectiva y al funcionamiento eficaz del mercado. Previa solicitud motivada de la Agencia, la Comisión podrá prorrogar este plazo.
a) herramientas de gestión de la red comunes para garantizar la coordinación de la gestión de la red en situaciones de normalidad y de emergencia, con inclusión de una escala común de clasificación de incidentes, y planes de investigación;
b) cada dos años, un plan decenal de desarrollo de la red de ámbito comunitario y no vinculante (plan de desarrollo de la red de ámbito comunitario), que incluya una perspectiva europea sobre la adecuación de la generación;
f) unas perspectivas anuales de la adecuación de la generación para invierno y verano.
a) normas de seguridad y fiabilidad de la red, con inclusión de normas sobre capacidad técnica de reserva de transporte para la seguridad operativa de la red;
c) normas de acceso para terceros;
h) normas sobre transacciones relacionadas con la prestación técnica y operativa de servicios de acceso a la red y equilibrado de la red;
j) normas de balance, incluidas las relativas a la potencia de reserva correspondientes a la red;
k) normas sobre armonización de estructuras tarifarias de transporte, incluyendo incentivos de ubicación y normas de compensación entre gestores de redes de transporte;
l) eficiencia energética de las redes de electricidad.
a) se basará en los planes nacionales de inversiones, teniendo en cuenta los planes regionales de inversiones mencionados en el artículo 12, apartado 1, y, si procede, en los aspectos comunitarios de la planificación de la red, incluidas las directrices sobre las redes transeuropeas en el sector de la energía de la Decisión no 1364/2006/CE del Parlamento Europeo y del Consejo [9];
b) en lo relativo a las interconexiones transfronterizas, se basará también en las necesidades razonables de los distintos usuarios de las redes e integrará los compromisos a largo plazo de los inversores a que se refiere el artículo 8 y los artículos 13 y 22 de la Directiva 2009/72/CE, y
11. La Agencia emitirá un dictamen sobre los planes decenales nacionales de desarrollo de la red a fin de evaluar su coherencia con el plan de desarrollo de la red de ámbito comunitario. Si la Agencia detecta incoherencias entre un plan decenal nacional de desarrollo de la red y el plan de desarrollo de la red de ámbito comunitario, recomendará que se modifique el plan decenal nacional de desarrollo de la red o el plan de desarrollo de la red de ámbito comunitario, según proceda. Si el plan decenal nacional de desarrollo de la red se elabora de conformidad con el artículo 22 de la Directiva 2009/72/CE+, la Agencia recomendará que la autoridad reguladora nacional competente modifique el plan decenal nacional de desarrollo de la red de conformidad con el artículo 22, apartado 7, de dicha Directiva e informará de ello a la Comisión.
a) los pagos y los ingresos resultantes del mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte;
b) los pagos efectivamente realizados y recibidos así como los pagos previstos para períodos de tiempo futuros, calculados a partir de períodos ya transcurridos.
a) garantizar la disponibilidad real de la capacidad asignada, y/o
b) inversiones en la red para mantener o aumentar la capacidad de interconexión, en particular mediante nuevos interconectores.
a) la inversión deberá impulsar la competencia en el suministro eléctrico;
b) el nivel de riesgo vinculado a la inversión sea tal que la inversión solo se efectuaría en caso de concederse la exención;
c) el propietario del interconector deberá ser una persona física o jurídica independiente, al menos en su forma jurídica, de los gestores de las redes en cuyos sistemas vaya a construirse el interconector;
d) se cobrarán cánones a los usuarios de dicho interconector;
e) desde la apertura parcial del mercado a que se refiere el artículo 19 de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interno de la electricidad [10], no deberá haberse efectuado recuperación alguna del capital ni de los costes de funcionamiento de dicho interconector por medio de cualquier componente de los cánones de utilización de los sistemas de transporte o distribución conectados por el interconector, y
a) cuando todas las autoridades reguladoras afectadas no hayan podido llegar a un acuerdo en un plazo de seis meses desde la fecha en que se solicitó la exención a la última de estas autoridades reguladoras, o
b) previa solicitud conjunta de las autoridades reguladoras afectadas.
7. Las autoridades reguladoras remitirán a la Agencia y a la Comisión sin demora una copia de cada solicitud de exención tan pronto se reciba. Las autoridades reguladoras afectadas o la Agencia ("los órganos notificantes") notificarán sin demora a la Comisión la decisión de exención, junto con toda la información pertinente relacionada con la misma. Esta información podrá remitirse a la Comisión de forma agregada, de manera que la Comisión pueda pronunciarse con conocimiento de causa. En particular, la información contendrá los siguientes elementos:
a) las razones detalladas por las cuales la Agencia ha concedido o denegado la exención, incluida la información financiera que justifica la necesidad de la misma;
b) el análisis realizado acerca de las repercusiones que la concesión de la exención tiene en la competencia y en el funcionamiento eficaz del mercado interior de la electricidad;
c) los motivos por los cuales se concede la exención para el período de tiempo y la parte de la capacidad total del interconector correspondiente, y
d) los resultados de la consulta con las autoridades reguladoras correspondientes.
a) información detallada sobre el procedimiento para la determinación de los gestores de redes de transporte que deben abonar compensaciones por flujos transfronterizos, incluida la relativa a la separación entre los gestores de las redes de transporte nacionales de las que los flujos transfronterizos proceden y de las redes donde estos flujos terminan, de conformidad con el artículo 13, apartado 2;
b) información detallada sobre el procedimiento de pago que debe seguirse, incluida la determinación del primer período de tiempo por el que deben pagarse compensaciones, de conformidad con el artículo 13, apartado 3, párrafo segundo;
c) información detallada sobre el método para establecer el volumen de flujos transfronterizos acogidos para los que vaya a pagarse una compensación con arreglo al artículo 13, tanto en términos de cantidad como de tipos de los flujos, e indicación de las magnitudes de dichos flujos con origen y/o destino final en redes de transporte de los Estados miembros, de conformidad con el artículo 13, apartado 5;
d) información detallada sobre el método para establecer los costes y los beneficios debidos a la acogida de flujos transfronterizos, de conformidad con el artículo 13, apartado 6;
e) información detallada sobre el tratamiento aplicado, en el marco del mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte, a los flujos con origen o destino en países que no pertenecen al Espacio Económico Europeo, y
f) la participación de las redes nacionales que están interconectadas mediante líneas de corriente continua, de conformidad con el artículo 13.
a) la información que debe aportarse, de manera detallada, con arreglo a los principios establecidos en el artículo 15;
b) las normas sobre el comercio de electricidad, de manera detallada;
c) las normas acerca de los incentivos a la inversión en capacidad de interconectores, de manera detallada, incluidas las señales de ubicación;
d) los aspectos enumerados en el artículo 8, apartado 6, de manera detallada.
a) se asegurará de que establezcan el grado de armonización mínimo necesario para lograr los objetivos del presente Reglamento y de que no vayan más allá de lo que resulte necesario para ello, y
b) indicará qué acciones ha llevado a cabo respecto de la conformidad de las normas en los terceros países que formen parte del sistema eléctrico comunitario con las directrices en cuestión.
[3] Dictamen del Parlamento Europeo de 18 de junio de 2008 (no publicado aún en el Diario Oficial), Posición Común del Consejo de 9 de enero de 2009 (DO C 75 E de 31.3.2009, p. 16), Posición del Parlamento Europeo de 22 de abril de 2009 (no publicada aún en el Diario Oficial) y Decisión del Consejo de 25 de junio de 2009.
[4] DO L 176 de 15.7.2003, p. 37.
[5] DO L 176 de 15.7.2003, p. 1.
[8] Véase la página 55 del presente Diario Oficial.
[10] DO L 27 de 30.1.1997, p. 20.
a) el incremento de los flujos físicos de electricidad resultante de la aceptación de dicha solicitud implica que puede seguir garantizándose la seguridad de funcionamiento de la red, y
b) el valor monetario correspondiente a dicha solicitud en el procedimiento de gestión de la congestión es inferior al de todas las demás solicitudes que se pretende aceptar para el mismo servicio y las mismas condiciones.
1.7. Cuando se definan las zonas adecuadas de la red en las que y entre las que vaya a ser aplicable la gestión de la congestión, los GRT se guiarán por los principios de efectividad de costes y minimización de los impactos negativos en el mercado interior de la electricidad. Específicamente, los GRT no podrán limitar la capacidad de interconexión con el fin de resolver la congestión en su propia zona de control, salvo por las razones citadas y por razones de seguridad operativa [1]. Si se produce esta situación, los GRT la describirán y la presentarán de forma transparente a todos los usuarios de la red. Esta situación solo se tolerará hasta que se encuentre una solución a largo plazo. Los GRT describirán y presentarán de forma transparente a todos los usuarios de la red la metodología y proyectos para lograr la solución a largo plazo.
2.5. Los derechos de acceso para las asignaciones a largo y medio plazo deberán ser derechos de capacidad de transporte firmes. Estarán sujetos a los principios de "usado o perdido" o de "usado o retribuido" en el momento de la nominación.
a) las características de los mercados;
b) las condiciones de funcionamiento, como las implicaciones de la compensación de los programas declarados firmemente;
c) el nivel de armonización de los porcentajes y horizontes temporales adoptados para los diferentes mecanismos de asignación de capacidad existentes.
a) Europa Septentrional (es decir, Dinamarca, Suecia, Finlandia, Alemania y Polonia);
b) Europa Noroccidental (es decir, el Benelux, Alemania y Francia);
c) Italia (es decir, Italia, Francia, Alemania, Austria, Eslovenia y Grecia);
d) Europa Central y Oriental (es decir, Alemania, Polonia, República Checa, Eslovaquia, Hungría, Austria y Eslovenia);
e) Europa Sudoccidental (es decir, España, Portugal y Francia);
f) el Reino Unido, Irlanda y Francia;
g) países bálticos (es decir, Estonia, Letonia y Lituania).
a) uso de un modelo de transporte común que aborde eficazmente los flujos en bucle físicos interdependientes y tenga en cuenta las discrepancias entre los flujos físicos y los comerciales;
b) asignación y nominación de capacidad para abordar eficazmente los flujos de bucle físicos interdependientes;
c) obligaciones idénticas para los titulares de los derechos de utilización de la capacidad para que faciliten información sobre el uso que pretenden dar a la capacidad, es decir, nominación de capacidad (para las subastas explícitas);
d) horizontes temporales y horas de cierre idénticos,
e) idéntica estructura para la asignación de capacidad entre diferentes horizontes temporales (por ejemplo, un día, tres horas, una semana, etc.) y en términos de bloques de capacidad vendida (cantidad de energía en MW, MWh, etc.);
f) marco contractual consistente con los participantes en el mercado;
g) verificación de conformidad de los flujos con respecto a los requisitos de seguridad de la red para la planificación del funcionamiento y para el funcionamiento en tiempo real;
h) el tratamiento contable y la liquidación de las acciones de gestión de la congestión.
a) anualmente: información sobre la evolución a largo plazo de las infraestructuras de transporte y su impacto en la capacidad de transporte transfronteriza;
b) mensualmente: previsiones para el mes y el año siguientes de la capacidad de transmisión disponible en el mercado, teniendo en cuenta toda la información pertinente de que disponen los GRT en el momento del cálculo de las previsiones (por ejemplo, impacto de las estaciones de verano e invierno en la capacidad de las líneas, mantenimiento en la red eléctrica, disponibilidad de las unidades de producción, etc.);
c) semanalmente: previsiones para la semana siguiente de la capacidad de transporte disponible en el mercado, teniendo en cuenta toda la información pertinente de que disponen los GRT en el momento del cálculo de las previsiones, como el pronóstico meteorológico, los trabajos de mantenimiento previstos en la red eléctrica, la disponibilidad de las unidades de producción, etc.;
d) diariamente: la capacidad de transporte diaria e intradiaria disponible para el mercado en cada unidad de tiempo del mercado, teniendo en cuenta todas las nominaciones para el día siguiente compensadas, los programas de producción del día siguiente, las previsiones de demanda y los trabajos de mantenimiento de la red eléctrica previstos;
e) la capacidad total ya asignada, por unidad de tiempo del mercado, y todas las condiciones pertinentes en las que pueda utilizarse dicha capacidad (por ejemplo, precio de liquidación de la subasta, obligaciones sobre cómo utilizar la capacidad, etc.), para identificar cualquier capacidad restante;
f) la capacidad asignada, lo antes posible después de cada asignación, así como una indicación de los precios pagados;
g) el total de capacidad utilizada, por unidad de tiempo del mercado, inmediatamente después de la nominación;
h) lo más cerca posible del tiempo real: los flujos comerciales y físicos realizados, agregados por unidad de tiempo del mercado, incluida una descripción de los efectos de cualquier acción correctiva adoptada por los GRT (como la restricción) para resolver problemas de la red o del sistema;
i) información ex ante sobre indisponibilidades previstas e información ex post para el día anterior acerca de indisponibilidades previstas e imprevistas de las unidades de generación de más de 100 MW.
[1] La seguridad operativa quiere decir que "se mantiene la red de transporte dentro de unos límites de seguridad convenidos".
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References: artículo 18
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 artículo 8
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