Art. 2
Modificaciones del Reglamento (UE) 2019/943
En vigor desde 13 jun 2024
Artículo 2
Modificaciones del Reglamento (UE) 2019/943
El Reglamento (UE) 2019/943 se modifica como sigue:
1)
El artículo 1 se modifica como sigue:
a)
las letras a) y b) se sustituyen por el texto siguiente:
«a)
sentar las bases de un logro eficiente de los objetivos de la Unión de la Energía y del objetivo de alcanzar la neutralidad climática a más tardar en 2050, en particular del marco de la política climática y energética para 2030, haciendo posible que las señales del mercado se verifiquen para aumentar la eficiencia, la cuota de energía renovable, la seguridad del suministro, la flexibilidad, la integración del sistema a través de múltiples vectores energéticos, la sostenibilidad, la descarbonización y la innovación;
b)
establecer principios fundamentales para el funcionamiento correcto y la integración de los mercados de la electricidad que permitan un acceso no discriminatorio al mercado a todos los proveedores de recursos y clientes de electricidad, posibiliten el desarrollo de mercados de futuros del sector eléctrico para que los suministradores y los consumidores se cubran o se protejan contra el riesgo de una volatilidad futura de los precios de la electricidad, empoderen y protejan a los consumidores, garanticen la competitividad en el mercado mundial, aumenten la seguridad del suministro y la flexibilidad mediante la respuesta de la demanda, el almacenamiento de energía y otras soluciones no fósiles de flexibilidad, garanticen la eficiencia energética, faciliten la agregación de la demanda y la oferta distribuidas, y permitan una integración de los mercados y sectorial, así como una remuneración en condiciones de mercado de la electricidad generada a partir de energía renovable;»
;
b)
se añaden las letras siguientes:
«e)
apoyar las inversiones a largo plazo en generación de energía renovable, en flexibilidad y en redes para posibilitar que las facturas energéticas de los consumidores sean asequibles y menos dependientes de las fluctuaciones de los precios del mercado de la electricidad a corto plazo, en particular de los precios de los combustibles fósiles a medio y largo plazo;
f)
establecer un marco para la adopción de medidas con el fin de hacer frente a las crisis de los precios de la electricidad.».
2)
El artículo 2 se modifica como sigue:
a)
el punto 22 se sustituye por el texto siguiente:
«22)
“mecanismo de capacidad”: una medida para garantizar la consecución del nivel necesario de cobertura, remunerando los recursos por su disponibilidad, excluidas las medidas relativas a los servicios auxiliares o a la gestión de la congestión;»
;
b)
se añaden los puntos siguientes:
«72)
“hora punta”: la hora en la que, según las previsiones de los gestores de redes de transporte y, en su caso, los NEMO, se espera que el consumo bruto de electricidad o el consumo bruto de electricidad generada a partir de fuentes distintas de las fuentes renovables o el precio mayorista de la electricidad en el mercado diario sea el más elevado, teniendo en cuenta los intercambios interzonales;
73)
“aplanamiento de picos de consumo”: la habilidad de los participantes en el mercado de reducir el consumo de electricidad desde la red en las horas punta a petición del gestor de la red;
74)
“producto de aplanamiento de picos de consumo”: todo producto de mercado mediante el cual los participantes en el mercado pueden proporcionar nivelaciones de picos de consumo a los gestores de redes;
75)
“centro virtual regional”: una región no física que abarca más de una zona de ofertas para las cuales se fija un precio de referencia en función de una metodología;
76)
“contrato bidireccional por diferencias”: todo contrato entre un operador de instalaciones de generación de electricidad y una contraparte, normalmente una entidad pública, que prevé tanto una protección de la remuneración mínima como un límite a la remuneración excesiva;
77)
“contrato de compra de electricidad” o “CCE”: todo contrato en virtud del cual una persona física o jurídica consiente en comprar electricidad a un productor de electricidad en condiciones de mercado;
78)
“contador específico”: un contador vinculado a un activo que presta servicios de respuesta de la demanda o de flexibilidad en el mercado de la electricidad o a gestores de redes, o integrado en este;
79)
“flexibilidad”: la capacidad de un sistema eléctrico para ajustarse a la variabilidad de las pautas de generación y consumo y de la disponibilidad de la red, en los correspondientes horizontes temporales del mercado.».
3)
El artículo 7 se modifica como sigue:
a)
el apartado 1 se sustituye por el texto siguiente:
«1. Los gestores de redes de transporte y los NEMO organizarán conjuntamente, de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222, la gestión de los mercados diario e intradiario integrados. Los gestores de redes de transporte y los NEMO cooperarán a nivel de la Unión o, cuando sea más adecuado, a nivel regional, a fin de maximizar la eficiencia y la eficacia del comercio diario e intradiario de electricidad de la Unión. La obligación de cooperar se entenderá sin perjuicio de la aplicación de las disposiciones del Derecho de la Unión en materia de competencia. En sus funciones relacionadas con el comercio de electricidad, los gestores de redes de transporte y los NEMO estarán sujetos a la supervisión reglamentaria de las autoridades reguladoras en virtud del artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944 y de la ACER en virtud de los artículos 4 y 8 del Reglamento (UE) 2019/942 y estarán sujetos a las obligaciones de transparencia y a la supervisión efectiva contra la manipulación del mercado con arreglo a las disposiciones pertinentes del Reglamento (UE) n.o 1227/2011.»
;
b)
el apartado 2 se modifica como sigue:
i)
la letra c) se sustituye por el texto siguiente:
«c)
maximizar las oportunidades de todos los participantes en el mercado para participar en el comercio interzonal e intrazonal de manera no discriminatoria y lo más cerca posible al tiempo real entre todas las zonas de ofertas y dentro de ellas;
c bis)
estar organizados de manera que se garantice el reparto de la liquidez entre todos los NEMO, en todo momento, tanto en el comercio interzonal como en el intrazonal. En el caso del mercado diario, desde una hora antes del cierre hasta el último momento en que se permita la negociación diaria, los NEMO presentarán todas las órdenes de productos diarios y de productos de las mismas características al acoplamiento único del mercado diario, por un lado, y no organizarán la negociación con productos diarios ni con productos de las mismas características al margen del acoplamiento único del mercado diario, por el otro. En el caso del mercado intradiario, desde la hora de apertura del acoplamiento único del mercado intradiario al último momento en el que se permita la negociación intradiaria en una determinada zona de ofertas, los NEMO presentarán todas las órdenes de productos intradiarios y de productos de las mismas características al acoplamiento único del mercado intradiario, por un lado, y no organizarán la negociación con productos intradiarios ni con productos de las mismas características al margen del acoplamiento único del mercado intradiario, por el otro. Esas obligaciones se aplicarán a los NEMO, a las empresas que ejerzan directa o indirectamente control sobre un NEMO y a las empresas sobre las que un NEMO ejerza control directo o indirecto;»
,
ii)
la letra f) se sustituye por el texto siguiente:
«f)
ser transparentes y, cuando proceda, proporcionar información por unidades de generación, protegiendo al mismo tiempo la confidencialidad de la información comercial sensible y garantizando que la negociación se lleve a cabo de forma anónima;».
4)
Se añaden los artículos siguientes:
«Artículo 7 bis
Producto de aplanamiento de picos de consumo
1. Cuando se declare una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión de conformidad con el artículo 66 bis de la Directiva (UE) 2019/944, los Estados miembros podrán pedir a los gestores de redes que propongan la adquisición de productos de aplanamiento de picos de consumo para lograr una reducción de la demanda de electricidad en las horas punta. Dicha adquisición se limitará a la duración establecida en la decisión de ejecución adoptada de conformidad con el artículo 66 bis, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944.
2. Cuando se formule una petición en virtud del apartado 1, los gestores de redes, previa consulta a las partes interesadas, presentarán a la autoridad reguladora del Estado miembro en cuestión, para su aprobación, una propuesta en la que se establezcan el dimensionamiento y las condiciones para la adquisición y activación del producto de aplanamiento de picos de consumo.
3. La autoridad reguladora de que se trate evaluará la propuesta de producto de aplanamiento de picos de consumo contemplada en el apartado 2 con respecto al logro de una reducción de la demanda de electricidad y al efecto en el precio de la electricidad al por mayor durante las horas punta. Dicha evaluación tendrá en cuenta la necesidad de que el producto de aplanamiento de picos de consumo no distorsione indebidamente el funcionamiento de los mercados de la electricidad ni cause una reorientación de los servicios de respuesta de la demanda hacia productos de aplanamiento de picos de consumo. Sobre la base de dicha evaluación, la autoridad reguladora podrá solicitar al gestor de la red que modifique su propuesta.
4. La propuesta de producto de aplanamiento de picos de consumo contemplada en el apartado 2 deberá cumplir los requisitos siguientes:
a)
el dimensionamiento del producto de aplanamiento de picos de consumo:
i)
se basará en un análisis de la necesidad de un servicio adicional para garantizar la seguridad del suministro sin poner en riesgo la estabilidad de la red, de su impacto en el mercado y de los costes y los beneficios previstos,
ii)
tendrá en cuenta la previsión de la demanda, la previsión de electricidad producida a partir de energía renovable, la previsión de otras fuentes de flexibilidad del sistema, como el almacenamiento de energía, y el impacto en el precio mayorista del despacho que no se haya efectuado, y
iii)
estará limitado para garantizar que los costes previstos no superen los beneficios previstos del producto de aplanamiento de picos de consumo;
b)
la adquisición de productos de aplanamiento de picos de consumo se basará en criterios objetivos, transparentes, de mercado y no discriminatorios, se limitará a la respuesta de la demanda y no impedirá que los activos participantes accedan a otros mercados;
c)
la adquisición del producto de aplanamiento de picos de consumo se llevará a cabo mediante licitación, que puede ser continua, en la que se seleccionará el producto que cumpla unos criterios técnicos y medioambientales predeterminados con el menor coste y se permitirá la participación efectiva de los consumidores, directamente o mediante agregación;
d)
el tamaño mínimo de la oferta no será mayor de 100 kW, incluso mediante agregación;
e)
los contratos relativos a un producto de aplanamiento de picos de consumo no se celebrarán más de una semana antes de su activación;
f)
la activación del producto de aplanamiento de picos de consumo no reducirá la capacidad interzonal;
g)
la activación del producto de aplanamiento de picos de consumo tendrá lugar antes del mercado diario o durante el horizonte temporal del mercado diario y podrá realizarse conforme a un precio de la electricidad predeterminado;
h)
la activación del producto de aplanamiento de picos de consumo no implicará iniciar la generación de energía a partir de combustibles fósiles detrás del contador, con el fin de evitar el aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero.
5. La reducción real del consumo resultante de la activación de un producto de aplanamiento de picos de consumo se medirá con respecto a una base de referencia que refleje el consumo de electricidad previsto sin la activación de dicho producto. Cuando un gestor de redes adquiera un producto de aplanamiento de picos de consumo, dicho gestor elaborará una metodología de referencia previa consulta a los participantes en el mercado, tendrá en cuenta, cuando corresponda, los actos de ejecución adoptados en virtud del artículo 59, apartado 1, letra e), y la presentará a la autoridad reguladora de que se trate para su aprobación.
6. La autoridad reguladora de que se trate aprobará la propuesta de los gestores de redes que deseen adquirir un producto de aplanamiento de picos de consumo y la metodología de referencia presentada de conformidad con los apartados 2 y 5, o pedirá a los gestores de redes que modifiquen la propuesta o la metodología de referencia cuando dicha propuesta o metodología no cumpla los requisitos establecidos en los apartados 2, 4 y 5.
7. A más tardar seis meses después del final de una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión tal como se refiere el apartado 1, la ACER, previa consulta a las partes interesadas, evaluará la repercusión del uso de productos de aplanamiento de picos de consumo en el mercado de la electricidad de la Unión. Dicha evaluación tendrá en cuenta la necesidad de que los productos de aplanamiento de picos de consumo no distorsionen indebidamente el funcionamiento de los mercados de la electricidad ni causen una reorientación de los servicios de respuesta de la demanda hacia productos de aplanamiento de picos de consumo. La ACER podrá formular recomendaciones que las autoridades reguladoras tendrán en cuenta en su evaluación con arreglo al apartado 3.
8. A más tardar el 30 de junio de 2025, la ACER, previa consulta a las partes interesadas, evaluará la repercusión que el desarrollo de productos de aplanamiento de picos de consumo tiene en el mercado de la electricidad de la Unión en circunstancias normales de mercado. Dicha evaluación tendrá en cuenta la necesidad de que los productos de aplanamiento de picos de consumo no distorsionen indebidamente el funcionamiento de los mercados de la electricidad ni causen una reorientación de los servicios de respuesta de la demanda hacia productos de aplanamiento de picos de consumo. Sobre la base de dicha evaluación, la Comisión podrá presentar una propuesta legislativa para modificar el presente Reglamento con el fin de introducir productos de aplanamiento de picos de consumo al margen de situaciones de crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión.
Artículo 7 ter
Contadores específicos
1. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 19 de la Directiva (UE) 2019/944, los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución y los participantes en el mercado pertinentes, incluidos los agregadores independientes, podrán utilizar, previo consentimiento del cliente final, datos procedentes de contadores específicos para la observabilidad y la liquidación de los servicios de respuesta de la demanda y de flexibilidad, incluidos los procedentes de instalaciones de almacenamiento de energía.
A los efectos del presente artículo, el uso de datos procedentes de contadores específicos cumplirá lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la Directiva (UE) 2019/944 y en otras normas pertinentes del Derecho de la Unión, incluido el Derecho en materia de protección de datos y de la privacidad, en particular el Reglamento (UE) 2016/679 del Parlamento Europeo y del Consejo (*2). Cuando estos datos se utilicen con fines de investigación, la información se agregará y anonimizará.
2. Cuando un cliente final no disponga de un contador inteligente o cuando el contador inteligente de un cliente final no proporcione los datos necesarios para prestar servicios de respuesta de la demanda o de flexibilidad, en particular mediante un agregador independiente, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución aceptarán los datos de un contador específico, si hay uno disponible, para la liquidación de los servicios de respuesta de la demanda y de flexibilidad, incluidos los sistemas de almacenamiento, y no discriminarán a dicho cliente final al prestarle servicios de flexibilidad. Dicha obligación se aplicará supeditada al cumplimiento de las normas y los requisitos establecidos por los Estados miembros con arreglo al apartado 3.
3. Los Estados miembros establecerán las normas y los requisitos para el proceso de validación de los datos procedentes de contadores específicos, a fin de comprobar y garantizar la calidad y la coherencia de los datos pertinentes, así como la interoperabilidad, de conformidad con los artículos 23 y 24 de la Directiva (UE) 2019/944 y otras normas pertinentes del Derecho de la Unión.
(*2) Reglamento (UE) 2016/679 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de abril de 2016, relativo a la protección de las personas físicas en lo que respecta al tratamiento de datos personales y a la libre circulación de estos datos y por el que se deroga la Directiva 95/46/CE (Reglamento general de protección de datos) (DO L 119 de 4.5.2016, p. 1).»."
5)
El artículo 8 se modifica como sigue:
a)
el apartado 1 se sustituye por el texto siguiente:
«1. Los NEMO autorizarán a los participantes en el mercado a negociar con energía tan cerca del tiempo real como sea posible, y al menos hasta la hora de cierre del mercado interzonal intradiario. A partir del 1 de enero de 2026, la hora de cierre del mercado interzonal intradiario no antecederá más de treinta minutos a la hora real.
1 bis. A solicitud del gestor de la red de transporte de que se trate, la autoridad reguladora correspondiente podrá conceder una excepción respecto del requisito establecido en el apartado 1 hasta el 1 de enero de 2029. El gestor de la red de transporte presentará la solicitud ante la autoridad reguladora correspondiente. Dicha solicitud incluirá:
a)
una evaluación de impacto que tenga en cuenta las observaciones de los NEMO y los participantes en el mercado de que se trate, que demuestre los efectos negativos de tal medida para la seguridad del suministro en el sistema eléctrico nacional, para la eficiencia en términos de costes —también en relación con las plataformas de balance existentes con arreglo al Reglamento (UE) 2017/2195—, para la integración de la energía renovable y para las emisiones de gases de efecto invernadero, y
b)
un plan de acción para acortar la hora de cierre del mercado interzonal intradiario en treinta minutos respecto a la hora real, a más tardar el 1 de enero de 2029.
1 ter. A solicitud del gestor de la red de transporte de que se trate, la autoridad reguladora podrá conceder una excepción adicional respecto del requisito establecido en el apartado 1 de una duración máxima de dos años y medio a partir de la fecha de vencimiento del plazo indicado en el apartado 1 bis. El gestor de la red de transporte de que se trate presentará la solicitud ante la autoridad reguladora correspondiente, ante la REGRT de Electricidad y ante la ACER a más tardar el 30 de junio de 2028. Dicha solicitud incluirá:
a)
una nueva evaluación de impacto, en la que se tengan en cuenta las observaciones de los participantes en el mercado y de los NEMO, en la que se justifique la necesidad de una excepción adicional, basada en la existencia de riesgos para la seguridad del suministro del sistema eléctrico nacional, la eficiencia en términos de costes, la integración de la energía renovable y las emisiones de gases de efecto invernadero, y
b)
un plan de acción revisado para acortar la hora de cierre del mercado interzonal intradiario en treinta minutos respecto a la hora real, a más tardar en la fecha para la que se solicite la ampliación y a más tardar en la fecha para la que se solicite la excepción.
La ACER emitirá un dictamen sobre el efecto transfronterizo de una excepción adicional en un plazo de seis meses a partir de la recepción de la solicitud de dicha excepción. La autoridad reguladora de que se trate tendrá en cuenta dicho dictamen antes de decidir sobre una solicitud de excepción adicional.
1 quater. A más tardar el 1 de diciembre de 2027, la Comisión, previa consulta a los NEMO, la REGRT de Electricidad, la ACER y las partes interesadas pertinentes, presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo en el que evaluará los efectos de la implantación de la reducción de la hora de cierre del mercado interzonal establecida con arreglo al presente artículo, los costes y beneficios, la viabilidad y las soluciones prácticas para lograr reducirla aún más con el fin de que los participantes en el mercado puedan negociar la energía tan cerca del tiempo real como sea posible. En el informe se considerará la repercusión en la seguridad de los sistemas eléctricos, la eficiencia en términos de costes y las ventajas para la integración de la energía renovable y para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.»
;
b)
el apartado 3 se sustituye por el texto siguiente:
«3. Para el comercio en los mercados diario e intradiario, los NEMO ofrecerán productos que sean de un tamaño lo bastante reducido, con ofertas mínimas de 100 kW o inferiores, para hacer posible la participación efectiva de la respuesta de demanda, el almacenamiento de energía y las renovables a pequeña escala, incluida la participación directa por los clientes, así como mediante agregación.».
6)
El artículo 9 se sustituye por el texto siguiente:
«Artículo 9
Mercados a plazo
1. De conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719, los gestores de redes de transporte deberán asignar derechos de transmisión a largo plazo o disponer de medidas equivalentes para permitir que los participantes en el mercado, incluidos los propietarios de instalaciones de generación de electricidad con energía renovable, se protejan de riesgos derivados de los precios, a menos que una evaluación del mercado a plazo en las fronteras entre zonas de ofertas llevada a cabo por las autoridades reguladoras competentes muestre suficientes oportunidades de protección en las zonas de ofertas de que se trate.
2. Los derechos de transmisión a largo plazo se asignarán, con carácter periódico, de forma transparente, no discriminatoria y basada en el mercado, a través de una plataforma única de asignación. La frecuencia de asignación y los vencimientos de la capacidad interzonal a largo plazo contribuirán a que los mercados a plazo de la Unión funcionen de forma eficiente.
3. La configuración de los mercados a plazo de la Unión comprenderá las herramientas necesarias para mejorar la capacidad de los participantes en el mercado de protegerse de los riesgos derivados de los precios en el mercado interior de la electricidad.
4. A más tardar el 17 de enero de 2026, la Comisión, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, efectuará una evaluación del impacto de las posibles medidas para lograr el objetivo enunciado en el apartado 3. Dicha evaluación de impacto comprenderá, entre otros aspectos:
a)
los posibles cambios de la frecuencia de asignación de los derechos de transmisión a largo plazo;
b)
los posibles cambios de los vencimientos de los derechos de transmisión a largo plazo, en particular los vencimientos que se hayan prolongado hasta al menos tres años;
c)
los posibles cambios de la naturaleza de los derechos de transmisión a largo plazo;
d)
las formas de reforzar el mercado secundario, y
e)
la posible introducción de centros virtuales regionales para los mercados a plazo.
5. En lo que respecta a los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, la evaluación de impacto efectuada en cumplimiento del apartado 4 comprenderá lo siguiente:
a)
el ámbito geográfico adecuado de los centros virtuales regionales, incluidas las zonas de ofertas que constituyan dichos centros y las situaciones específicas de las zonas de ofertas pertenecientes a dos o más centros virtuales, con el fin de maximizar la correlación de precios entre los precios de referencia y los precios de las zonas de ofertas que constituyan los centros virtuales regionales;
b)
el nivel de interconectividad de electricidad de los Estados miembros, y en particular, de los situados por debajo de los objetivos de interconexión de electricidad para 2020 y 2030 establecidos en el artículo 4, letra d), punto 1, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo (*3);
c)
la metodología de cálculo de los precios de referencia para los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, destinada a maximizar la correlación de precios entre el precio de referencia y los precios de las zonas de ofertas que constituyan un centro virtual regional;
d)
la posibilidad de que las zonas de ofertas formen parte de más de un centro virtual regional;
e)
las maneras de maximizar las oportunidades de negociación para los productos de cobertura que referencien los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, así como para los derechos de transmisión a largo plazo desde las zonas de ofertas hacia los centros virtuales regionales;
f)
las maneras de asegurar que la plataforma única de asignación a que se refiere el apartado 2 ofrezca la asignación y facilite la negociación de derechos de transmisión a largo plazo;
g)
las implicaciones de los acuerdos intergubernamentales preexistentes y los derechos que de ellos se deriven.
6. En función de los resultados que arroje la evaluación de impacto a que se refiere el apartado 4 del presente artículo, la Comisión adoptará, a más tardar el 17 de julio de 2026, un acto de ejecución para especificar en mayor detalle las medidas y las herramientas destinadas a lograr los objetivos enunciados en el apartado 3 del presente artículo y las características concretas de esas medidas y herramientas. Dicho acto de ejecución se adoptará de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 67, apartado 2.
7. La plataforma única de asignación establecida de conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719 actuará como entidad que ofrece la asignación y facilita la negociación de los derechos de transmisión a largo plazo en nombre de los gestores de redes de transporte. Tendrá una de las formas jurídicas contempladas en el anexo II de la Directiva (UE) 2017/1132 del Parlamento Europeo y del Consejo (*4).
8. Cuando una autoridad reguladora competente considere que no hay suficientes oportunidades de cobertura disponibles para los participantes en el mercado, previa consulta a las autoridades competentes designadas en virtud del artículo 67 de la Directiva 2014/65/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (*5)cuando los mercados a plazo se refieran a instrumentos financieros tal como se definen en el artículo 4, apartado 1, punto 15, de dicha Directiva, dicha autoridad podrá exigir a los mercados bursátiles de la electricidad o a los gestores de redes de transporte que apliquen medidas adicionales, como actividades de creación de mercado, para mejorar la liquidez del mercado a plazo.
9. Supeditado al cumplimiento de lo dispuesto en el Derecho de la Unión en materia de competencia, así como en los Reglamentos (UE) n.o 648/2012 (*6) y (UE) n.o 600/2014 (*7) del Parlamento Europeo y del Consejo, y en la Directiva 2014/65/UE, los operadores del mercado podrán desarrollar productos de cobertura de futuros, también productos de cobertura de futuros a largo plazo, para ofrecer a los participantes en el mercado, incluidos los titulares de instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables, posibilidades adecuadas de protegerse frente a los riesgos financieros derivados de las fluctuaciones de los precios. Los Estados miembros no exigirán que se restrinja dicha actividad de cobertura a las negociaciones dentro de un Estado miembro o una zona de ofertas.
(*3) Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 663/2009 y (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, las Directivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE y 2013/30/UE del Parlamento Europeo y del Consejo y las Directivas 2009/119/CE y (UE) 2015/652 del Consejo, y se deroga el Reglamento (UE) n.o 525/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 328 de 21.12.2018, p. 1)."
(*4) Directiva (UE) 2017/1132 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 14 de junio de 2017, sobre determinados aspectos del Derecho de sociedades (DO L 169 de 30.6.2017, p. 46)."
(*5) Directiva 2014/65/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 15 de mayo de 2014, relativa a los mercados de instrumentos financieros y por la que se modifican la Directiva 2002/92/CE y la Directiva 2011/61/UE (DO L 173 de 12.6.2014, p. 349)."
(*6) Reglamento (UE) n.o 648/2012 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 4 de julio de 2012, relativo a los derivados extrabursátiles, las entidades de contrapartida central y los registros de operaciones (DO L 201 de 27.7.2012, p. 1)."
(*7) Reglamento (UE) n.o 600/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 15 de mayo de 2014, relativo a los mercados de instrumentos financieros y por el que se modifica el Reglamento (UE) n.o 648/2012 (DO L 173 de 12.6.2014, p. 84).»."
7)
El artículo 18 se modifica como sigue:
a)
los apartados 2 y 3 se sustituyen por el texto siguiente:
«2. Las metodologías de fijación de tarifas deberán:
a)
reflejar los costes fijos de los gestores de redes de transporte y de los gestores de redes de distribución y tener en cuenta tanto los gastos de capital como los gastos operativos, a fin de proporcionar a dichos gestores incentivos adecuados tanto a corto como a largo plazo, incluida la inversión anticipatoria, para aumentar la eficiencia, en particular la eficiencia energética;
b)
fomentar la integración del mercado, la integración de la energía renovable y la seguridad del suministro;
c)
apoyar el uso de servicios de flexibilidad y posibilitar el uso de conexiones flexibles;
d)
promover inversiones eficientes y oportunas, incluidas soluciones para optimizar la red existente;
e)
facilitar el almacenamiento de energía, la respuesta de la demanda y las actividades de investigación conexas;
f)
contribuir al cumplimiento de los objetivos establecidos en los planes nacionales integrados de energía y clima, reducir el impacto ambiental y fomentar la aceptación pública, y
g)
facilitar la innovación en interés del consumidor en ámbitos como la digitalización, los servicios de flexibilidad y las interconexiones, en particular para desarrollar la infraestructura necesaria para alcanzar el objetivo mínimo de interconexión de electricidad para 2030 establecido en el artículo 4, letra d), punto 1, del Reglamento (UE) 2018/1999.
3. Cuando corresponda, la cuantía de las tarifas aplicadas a los productores, o a los clientes finales, o a ambos, proporcionará señales de inversión relacionadas con la ubicación a nivel de la Unión, por ejemplo, incentivos mediante estructura tarifaria para reducir los costes de redespacho y de refuerzo de la red eléctrica y tendrá en cuenta la cantidad de pérdidas de la red y la congestión causadas, así como los costes de inversión en infraestructuras.»
;
b)
el apartado 8 se sustituye por el texto siguiente:
«8. Los métodos de fijación de tarifas de transporte y distribución deberán ofrecer incentivos a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución para que la explotación y el desarrollo de sus redes sean lo más eficientes posible en términos de costes, por ejemplo, mediante la contratación de servicios. A tal fin, las autoridades reguladoras reconocerán los costes pertinentes como admisibles, también los costes relativos a la inversión anticipatoria, incluirán estos costes en las tarifas de transporte y distribución, e introducirán, cuando corresponda, objetivos de rendimiento para incentivar a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución a que aumenten la eficiencia global en sus redes mediante, entre otras cosas, la eficiencia energética, el uso de servicios de flexibilidad y el desarrollo de redes inteligentes y sistemas de medición inteligente.»
;
c)
el apartado 9 se modifica como sigue:
i)
la letra f) se sustituye por el texto siguiente:
«f)
los métodos, que se determinarán previa consulta a las partes interesadas pertinentes, para garantizar la transparencia de la fijación y la estructura de las tarifas, incluida la inversión anticipatoria, que estén en consonancia con los objetivos pertinentes de la Unión y nacionales en materia de energía, y teniendo en cuenta las zonas de aceleración establecidas de conformidad con la Directiva (UE) 2018/2001;»
,
ii)
se añade la letra siguiente:
«i)
los incentivos para inversiones eficientes en redes, incluidos los recursos que aportan flexibilidad y los acuerdos de conexión de carácter flexible.».
8)
En el artículo 19, el apartado 2 se sustituye por el texto siguiente:
«2. Los objetivos siguientes tendrán prioridad con respecto a la asignación de los ingresos derivados de la asignación de capacidad interzonal:
a)
garantizar la disponibilidad real de la capacidad asignada, incluida la compensación por firmeza;
b)
mantener o aumentar la capacidad interzonal a través de la optimización del uso de los interconectores existentes mediante medidas correctoras coordinadas, en su caso, o cubrir los costes derivados de inversiones en la red que sean pertinentes para reducir la congestión de los interconectores, o
c)
compensar a los operadores de centrales marinas de generación de electricidad renovable en una zona de ofertas marina que estén conectados directamente a dos o más zonas de ofertas cuando el acceso a los mercados interconectados se haya reducido de manera que el operador de la central marina de generación de electricidad renovable no pueda exportar al mercado su capacidad de generación de electricidad y, en los casos pertinentes, se produzca una disminución de precio correspondiente en la zona de ofertas marina con respecto al precio sin reducción de capacidad.
La compensación a que se refiere el párrafo primero, letra c), se aplicará cuando, en los resultados validados del cálculo de la capacidad, uno o varios gestores de redes de transporte no hayan facilitado en el interconector la capacidad convenida en los acuerdos de conexión, no hayan facilitado la capacidad en los elementos críticos de la red con arreglo a las normas de cálculo de la capacidad dispuestas en el artículo 16, apartado 8, o ambas cosas. Los gestores de redes de transporte que sean responsables de la reducción del acceso a los mercados interconectados serán responsables de la compensación de los operadores de centrales marinas de generación de electricidad renovable. Anualmente, esta compensación no excederá del total de las rentas derivadas de la congestión generadas en los interconectores entre las zonas de ofertas de que se trate.».
9)
Se inserta el capítulo siguiente:
«CAPÍTULO III bis
INCENTIVOS ESPECÍFICOS A LA INVERSIÓN PARA ALCANZAR LOS OBJETIVOS DE DESCARBONIZACIÓN DE LA UNIÓN
Artículo 19 bis
Contratos de compra de electricidad
1. Sin perjuicio de lo dispuesto en la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros fomentarán el uso de CCE, entre otros medios, eliminando los obstáculos injustificados y las cargas o procedimientos desproporcionados o discriminatorios, con miras a asegurar previsibilidad de precios y a alcanzar los objetivos establecidos en su plan nacional integrado de energía y clima con respecto a la dimensión “Descarbonización” a la que se refiere el artículo 4, letra a), del Reglamento (UE) 2018/1999, también con respecto a la energía renovable, preservando al mismo tiempo la competitividad y la liquidez de los mercados de electricidad y el comercio transfronterizo.
2. Cuando efectúe la revisión del presente Reglamento de conformidad con el artículo 69, apartado 2, la Comisión evaluará, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, el potencial y la viabilidad de una o varias plataformas de mercado de la Unión para los CCE, que se utilizarán con carácter voluntario, incluida la interacción de dichas plataformas potenciales con otras plataformas existentes del mercado de la electricidad y la puesta en común de la demanda de CCE mediante agregación.
3. Los Estados miembros garantizarán, de manera coordinada, que existan instrumentos, tales como los sistemas de garantía a precios de mercado, destinados a reducir los riesgos financieros asociados al impago del comprador en el marco de los CCE, y que estos instrumentos sean accesibles para los clientes que se enfrentan a barreras de entrada en el mercado de los CCE y que no se encuentran en dificultades financieras. Entre esos instrumentos se podrán incluir sistemas de garantía respaldados por el Estado a precios de mercado, garantías privadas o instrumentos o estructuras que agrupen la demanda de CCE, de conformidad con el Derecho de la Unión pertinente. A tal fin, los Estados miembros velarán por la coordinación oportuna, también con los mecanismos pertinentes a escala de la Unión. Los Estados miembros podrán determinar a qué categorías de clientes se dirigen esos instrumentos, aplicando criterios no discriminatorios entre cada categoría de clientes y dentro de ellas.
4. Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del TFUE, si un sistema de garantía para los CCE es respaldado por el Estado miembro, incluirá disposiciones para evitar la reducción de la liquidez en los mercados de la electricidad y no prestará apoyo a la compra de generación a partir de combustibles fósiles. Los Estados miembros podrán decidir limitar dichos sistemas de garantía al apoyo exclusivo de la compra de electricidad procedente de nueva generación de energía renovable de conformidad con las políticas de descarbonización del Estado miembro, en particular cuando el mercado de contratos de compra de energía renovable tal como se define en el artículo 2, punto 17, de la Directiva (UE) 2018/2001 no esté suficientemente desarrollado.
5. Los sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables permitirán la participación de proyectos que reserven parte de la electricidad para venderla a través de un CCE de energías renovables u otros acuerdos en condiciones de mercado, siempre que dicha participación no afecte negativamente a la competencia en el mercado, en particular cuando las dos partes implicadas en dicho CCE estén controladas por la misma entidad.
6. Al configurar los sistemas de apoyo mencionados en el apartado 5, los Estados miembros se esforzarán por utilizar criterios de evaluación destinados a incentivar a los licitadores para que faciliten el acceso de los clientes que se enfrentan a barreras de entrada al mercado de los CCE, siempre y cuando esto no afecte negativamente a la competencia en el mercado.
7. Los CCE especificarán la zona de ofertas de entrega y la responsabilidad de obtener derechos de transporte interzonal en caso de cambio de zona de ofertas con arreglo al artículo 14.
8. Los CCE especificarán las condiciones en las que los clientes y los productores pueden salir de los CCE, tales como las tasas de salida y los plazos de notificación aplicables, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia.
9. Cuando configuren medidas que afecten directamente a los CCE, los Estados miembros respetarán las posibles expectativas legítimas y tendrán en cuenta los efectos de dichas medidas en los CCE existentes y futuros.
10. A más tardar el 31 de enero de 2026 y cada dos años a partir de entonces, la Comisión evaluará si persisten las barreras y si existe suficiente transparencia en los mercados de los CCE. La Comisión podrá elaborar orientaciones específicas sobre la eliminación de barreras en los mercados de los CCE, incluidos los procedimientos o cargas desproporcionados o discriminatorios.
Artículo 19 ter
Modelos voluntarios de CCE y seguimiento de los CCE
1. La ACER publicará una evaluación anual del mercado de CCE a escala de la Unión y de los Estados miembros como parte de su informe anual publicado con arreglo al artículo 15, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/942.
2. A más tardar el 17 de octubre de 2024, la ACER evaluará, en estrecha coordinación con las instituciones y partes interesadas pertinentes, la necesidad de elaborar y publicar modelos voluntarios de CCE, adaptados a las necesidades de las diferentes categorías de contrapartes.
Cuando la evaluación concluya que es necesario elaborar y publicar dichos modelos voluntarios de CCE, la ACER, junto con los NEMO, tras consultar a las partes interesadas pertinentes, elaborará tales modelos, teniendo en cuenta lo siguiente:
a)
el uso de dichos modelos de contrato será voluntario para las partes contratantes;
b)
los modelos de contrato, entre otras cosas:
i)
ofrecerán varias duraciones contractuales,
ii)
proporcionarán varias fórmulas de precios,
iii)
tendrán en cuenta el perfil de carga del comprador y el perfil de generación del generador.
Artículo 19 quater
Medidas de la Unión para contribuir a la consecución de la cuota adicional de energía procedente de fuentes renovables
La Comisión evaluará si unas medidas a nivel de la Unión pueden contribuir al esfuerzo colectivo de los Estados miembros para lograr una cuota adicional de energía procedente de fuentes renovables del 2,5 % del consumo final bruto de energía de la Unión en 2030 en virtud de la Directiva (UE) 2018/2001, como complemento de las medidas nacionales. La Comisión analizará la posibilidad de utilizar el mecanismo de financiación de energías renovables de la Unión establecido en virtud del artículo 33 del Reglamento (UE) 2018/1999 para organizar subastas de energía renovable a nivel de la Unión en consonancia con el marco normativo pertinente.
Artículo 19 quinquies
Sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias para inversiones
1. Los sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad para la generación de electricidad a partir de las fuentes enumeradas en el apartado 4 adoptarán la forma de contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos.
El párrafo primero se aplicará a los contratos que se rigen por sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nueva generación celebrados el 17 de julio de 2027 o posteriormente, o, en el caso de proyectos marinos híbridos conectados a dos o más zonas de ofertas, el 17 de julio de 2029.
La participación de los participantes en el mercado en los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contrato bidireccional por diferencias o de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos será voluntaria.
2. Todos los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contrato bidireccional por diferencias y de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos estarán diseñados para:
a)
mantener los incentivos para que la instalación de generación de electricidad opere y participe de manera eficiente en los mercados de la electricidad y, en particular, para reflejar las circunstancias del mercado;
b)
evitar cualquier efecto de distorsión del sistema de apoyo en las decisiones de funcionamiento, despacho y mantenimiento de la instalación de generación de electricidad o en el comportamiento de las ofertas en los mercados diario, intradiario, de servicios auxiliares y de balance;
c)
garantizar que el nivel de protección de la remuneración mínima y del límite máximo de la remuneración excesiva se ajusten al coste de la nueva inversión y a los ingresos de mercado, para garantizar la viabilidad económica a largo plazo de la instalación de generación de electricidad, evitando al mismo tiempo la sobrecompensación;
d)
evitar las distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior, en particular determinando los importes de la remuneración mediante un procedimiento de licitación abierto, claro, transparente y no discriminatorio; cuando no pueda organizarse tal procedimiento de licitación, los contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos —y los precios de ejercicio aplicables— estarán diseñados para garantizar que la distribución de los ingresos a las empresas no cree distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior;
e)
evitar las distorsiones de la competencia y del comercio en el mercado interior derivadas de la distribución de ingresos a las empresas;
f)
incluir penalizaciones aplicables en el caso de extinción anticipada unilateral indebida del contrato.
3. En la evaluación de los contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos con arreglo a los artículos 107 y 108 del TFUE, la Comisión garantizará el cumplimiento de los principios de diseño con arreglo al apartado 2.
4. El apartado 1 se aplicará a las inversiones en nueva generación de electricidad a partir de las siguientes fuentes:
a)
energía eólica;
b)
energía solar;
c)
energía geotérmica;
d)
energía hidroeléctrica sin embalse;
e)
energía nuclear.
5. Cualesquiera ingresos, o el equivalente en valor financiero de dichos ingresos, procedentes de sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias y de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos mencionados en el apartado 1 se distribuirán a los clientes finales.
No obstante lo dispuesto en el párrafo primero, los ingresos, o el equivalente en valor financiero de dichos ingresos, también podrán utilizarse para financiar los costes de los sistemas de apoyo directo a los precios o las inversiones para reducir los costes de electricidad para los clientes finales.
La distribución de ingresos a clientes finales se diseñará para mantener los incentivos para reducir su consumo o pasarlo a períodos en los que los precios de la electricidad sean bajos, y no para socavar la competencia entre los suministradores de electricidad.
6. De conformidad con el artículo 4, apartado 3, párrafo tercero, de la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros podrán eximir del cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo a las instalaciones de energía renovable de pequeña magnitud y a los proyectos de demostración.
Artículo 19 sexies
Evaluación de las necesidades de flexibilidad
1. A más tardar un año después de que la ACER apruebe la metodología de conformidad con el apartado 6, y posteriormente cada dos años, la autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada por un Estado miembro adoptará un informe sobre las estimaciones de necesidades de flexibilidad para un período de, como mínimo, los cinco a diez años siguientes, a escala nacional, habida cuenta de la necesidad de lograr con una buena relación coste-eficacia la seguridad y fiabilidad del suministro y descarbonizar el sistema eléctrico, teniendo en cuenta la integración de fuentes de energía renovable variables y los diferentes sectores, así como la naturaleza interconectada del mercado de la electricidad, incluidos los objetivos de interconexión y la posible disponibilidad de la flexibilidad transfronteriza.
El informe a que se refiere el párrafo primero deberá:
a)
ser coherente con el análisis europeo de cobertura y los análisis nacionales de cobertura efectuados con arreglo a los artículos 23 y 24;
b)
basarse en los datos y análisis proporcionados por los gestores de redes de transporte y gestores de redes de distribución de cada Estado miembro con arreglo al apartado 3, utilizando la metodología común en virtud del apartado 4 y, cuando estén debidamente justificados, datos y análisis adicionales.
Cuando el Estado miembro haya designado a tal fin un gestor de la red de transporte u otra entidad para adoptar el informe a que se refiere el párrafo primero, la autoridad reguladora aprobará o modificará el informe.
2. Como mínimo, el informe a que se refiere el apartado 1:
a)
evaluará los diferentes tipos de necesidades de flexibilidad, al menos con una periodicidad estacional, diaria y horaria, para integrar en el sistema eléctrico la electricidad generada a partir de fuentes renovables, por ejemplo, los diferentes supuestos en lo que respecta a los precios del mercado de la electricidad, la generación y la demanda;
b)
tendrá en cuenta el potencial de los recursos de flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía, incluidas la agregación y la interconexión, para satisfacer las necesidades de flexibilidad, tanto a nivel de transporte como de distribución;
c)
evaluará los obstáculos a la flexibilidad en el mercado y propondrá las medidas de mitigación y los incentivos pertinentes, incluidos la supresión de los obstáculos normativos y las posibles mejoras de los mercados y de los servicios o productos de gestión de las redes;
d)
evaluará la contribución de la digitalización de las redes de transporte y distribución de electricidad, y
e)
tendrá en cuenta las fuentes de flexibilidad que se prevé que estén disponibles en otros Estados miembros.
3. Los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución de cada Estado miembro proporcionarán a la autoridad reguladora, u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, los datos y análisis que sean necesarios para la preparación del informe al que se refiere el apartado 1. Cuando esté debidamente justificado, la autoridad reguladora, u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, podrá solicitar a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución de que se trate que, además de los requisitos mencionados en el apartado 4, aporten datos adicionales al informe. Los gestores de redes de transporte de electricidad o los gestores de redes de distribución de electricidad de que se trate coordinarán, junto con los gestores de redes de gas natural y de redes de hidrógeno, la recolección de la información pertinente cuando sea necesario a efectos del presente artículo.
4. La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE coordinarán el trabajo de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución en lo que respecta a los datos y análisis que deben proporcionarse según lo dispuesto en el apartado 3. En particular, deberán:
a)
definir el tipo y el formato de los datos que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución deberán proporcionar a las autoridades reguladoras o a otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1;
b)
desarrollar una metodología para que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución analicen las necesidades de flexibilidad, teniendo en cuenta al menos:
i)
todas las fuentes disponibles de flexibilidad de manera eficiente en términos de costes en los diferentes horizontes temporales, también en otros Estados miembros,
ii)
las inversiones previstas en la interconexión y la flexibilidad en el nivel de transporte y de distribución, y
iii)
la necesidad de descarbonizar el sistema eléctrico a fin de cumplir los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima, tal como se definen en el artículo 2, punto 11, del Reglamento (UE) 2018/1999, y el objetivo de neutralidad climática para 2050 establecido en el artículo 2 del Reglamento (UE) 2021/1119, de conformidad con el Acuerdo de París aprobado en virtud de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (*8).
La metodología a que se refiere la letra b) del párrafo primero contendrá criterios orientativos sobre el modo de evaluar la capacidad de las diferentes fuentes de flexibilidad para cubrir las necesidades de flexibilidad.
5. La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE cooperarán estrechamente en la coordinación de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución en lo que respecta al suministro de datos y análisis con arreglo al apartado 4.
6. A más tardar el 17 de abril de 2025, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE presentarán conjuntamente a la ACER una propuesta sobre el tipo de datos y el formato que deben presentarse a la autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, y la metodología para el análisis de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 4. En un plazo de tres meses a partir de la recepción de la propuesta, la ACER la aprobará o la modificará. En este último caso, la ACER consultará al Grupo de Coordinación de la Electricidad, a la REGRT de Electricidad y a la entidad de los GRD de la UE antes de adoptar las modificaciones. La propuesta adoptada se publicará en el sitio web de la ACER.
7. La autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1 presentará a la Comisión y a la ACER los informes a que se refiere el apartado 1 y los publicarán. En un plazo de doce meses a partir de la recepción de los informes, la ACER publicará un informe en el que los analice y formule recomendaciones sobre cuestiones de importancia transfronteriza en relación con las conclusiones de la autoridad reguladora o de otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, incluidas recomendaciones sobre la eliminación de los obstáculos a la entrada de recursos de flexibilidad no fósiles.
Entre las cuestiones de importancia transfronteriza, la ACER evaluará:
a)
el modo de integrar mejor el análisis de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 1 del presente artículo con la metodología para el análisis europeo de cobertura de conformidad con el artículo 23 y la metodología para el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión, garantizando la coherencia entre ellos;
b)
las estimaciones de necesidades de flexibilidad en el sistema eléctrico a escala de la Unión y su potencial económicamente disponible previsto para un período de los cinco a los diez años siguientes, teniendo en cuenta los informes nacionales;
c)
la posible introducción de nuevas medidas para liberar el potencial de flexibilidad en los mercados de la electricidad y en la gestión de las redes.
Los resultados del análisis a que se refiere el párrafo segundo, letra a), podrán tenerse en cuenta en nuevas revisiones de las metodologías a que se refiere dicha letra de conformidad con los actos jurídicos pertinentes de la Unión.
El Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático podrá, por iniciativa propia, aportar datos sobre el modo de velar por el cumplimiento de los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050.
8. La REGRT de Electricidad actualizará el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para incluir los resultados de los informes nacionales de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 1. En sus planes de desarrollo de la red, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución tendrán en cuenta dichos informes.
Artículo 19 septies
Objetivo nacional indicativo para la flexibilidad no fósil
A más tardar seis meses después de la presentación del informe elaborado con arreglo al artículo 19 sexies, apartado 1, del presente Reglamento, cada Estado miembro determinará, sobre la base de dicho informe, un objetivo nacional indicativo para la flexibilidad no fósil, que incluya las respectivas contribuciones específicas a dicho objetivo tanto de la respuesta de la demanda como del almacenamiento de energía. Los Estados miembros podrán alcanzar ese objetivo mediante la materialización del potencial identificado de los recursos de flexibilidad no fósiles, mediante la eliminación de las barreras de mercado constatadas o mediante los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil a que se refiere el artículo 19 octies del presente Reglamento. Este objetivo nacional indicativo, que incluye las respectivas contribuciones específicas a dicho objetivo de la respuesta de la demanda y del almacenamiento de energía, así como medidas para alcanzarlo, también se reflejará en los planes nacionales integrados de energía y clima de los Estados miembros en lo que se refiere a la dimensión “Mercado interior de la energía” de conformidad con los artículos 3, 4 y 7 del Reglamento (UE) 2018/1999 y en sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima de conformidad con el artículo 17 de ese mismo Reglamento. Los Estados miembros podrán determinar objetivos nacionales indicativos provisionales hasta que se adopte el informe en virtud del artículo 19 sexies, apartado 1, del presente Reglamento.
Tras la evaluación efectuada de conformidad con el artículo 9 del Reglamento (UE) 2018/1999, la Comisión, una vez recibido el objetivo indicativo nacional determinado y comunicado por los Estados miembros de conformidad con el apartado 1 del presente artículo, presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo en el que se evalúen los informes nacionales.
Sobre la base de las conclusiones del informe elaborado con la primera información comunicada por los Estados miembros, la Comisión podrá elaborar una estrategia de la Unión en materia de flexibilidad, que preste especial atención a la respuesta de la demanda y al almacenamiento de energía, para facilitar su despliegue, que sea coherente con los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y con el objetivo de neutralidad climática para 2050. Dicha estrategia de la Unión en materia de flexibilidad podrá ir acompañada, cuando proceda, de una propuesta legislativa.
Artículo 19 octies
Sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil
1. Cuando la inversión en flexibilidad no fósil sea insuficiente para satisfacer el objetivo nacional indicativo o, en su caso, los objetivos nacionales indicativos provisionales determinados en virtud del artículo 19 septies, los Estados miembros podrán aplicar sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil consistentes en pagos para la capacidad disponible de flexibilidad no fósil sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 12 y 13. Los Estados miembros que apliquen un mecanismo de capacidad considerarán realizar las adaptaciones necesarias en el diseño de los mecanismos de capacidad para promover la participación de la flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía, sin perjuicio de la posibilidad de que dichos Estados miembros utilicen los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil a que se refiere el presente apartado.
2. La posibilidad de que los Estados miembros apliquen medidas de apoyo a la flexibilidad no fósil con arreglo al apartado 1 del presente artículo no impedirá a los Estados miembros tratar sus objetivos nacionales indicativos determinados con arreglo al artículo 19 septies por otros medios.
Artículo 19 nonies
Principios de diseño de los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil
Los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil aplicados por los Estados miembros de conformidad con el artículo 19 octies, apartado 1:
a)
no irán más allá de lo necesario para alcanzar el objetivo nacional indicativo o, cuando proceda, el objetivo nacional indicativo provisional, determinado con arreglo al artículo 19 septies, con una buena relación coste-eficacia;
b)
se limitarán a nuevas inversiones en recursos de flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía;
c)
procurarán tener en cuenta criterios de ubicación para garantizar que las inversiones en nueva capacidad se realicen en ubicaciones óptimas;
d)
no implicarán el inicio de generación de energía a partir de combustibles fósiles detrás del contador;
e)
seleccionarán proveedores de capacidad mediante un proceso abierto, transparente, competitivo, voluntario, no discriminatorio y con una buena relación coste-eficacia;
f)
evitarán distorsiones indebidas del funcionamiento eficiente de los mercados de la electricidad, incluida la preservación de incentivos de funcionamiento eficientes y señales de precios, así como la exposición a la variación de precios y al riesgo de mercado;
g)
ofrecerán incentivos para la integración en los mercados de la electricidad en condiciones de mercado y de manera adaptada a este, evitando al mismo tiempo distorsiones innecesarias de los mercados de la electricidad y teniendo en cuenta los posibles costes de integración del sistema y la congestión y estabilidad de la red;
h)
establecerán un nivel mínimo de participación en los mercados de la electricidad en lo que se refiere a energía activada, que tenga en cuenta las especificidades técnicas del activo que proporciona la flexibilidad;
i)
aplicarán sanciones adecuadas a los proveedores de capacidad que no respeten el nivel mínimo de participación en los mercados de la electricidad contemplado en la letra h), o que no sigan incentivos de funcionamiento eficiente ni señales de precios indicados en la letra f);
j)
promoverán la apertura a la participación transfronteriza de aquellos recursos capaces de proporcionar el rendimiento técnico requerido, cuando un análisis de rentabilidad sea positivo.
(*8)
DO L 282 de 19.10.2016, p. 4.»."
10)
El artículo 21 se modifica como sigue:
a)
el apartado 1 se sustituye por el texto siguiente:
«1. Durante la ejecución de las medidas a que se refiere el artículo 20, apartado 3, del presente Reglamento y de conformidad con los artículos 107, 108 y 109 del TFUE, los Estados miembros podrán introducir mecanismos de capacidad.»
;
b)
se suprime el apartado 7;
c)
el apartado 8 se sustituye por el texto siguiente:
«8. La Comisión aprobará los mecanismos de capacidad por un período no superior a diez años. Las capacidades comprometidas se reducirán con arreglo a los planes de ejecución a que se refiere el artículo 20, apartado 3. Los Estados miembros seguirán aplicando el plan de ejecución después de la introducción del mecanismo de capacidad.».
11)
En el artículo 22, apartado 1, se suprime la letra a).
12)
En el artículo 37, apartado 1, la letra a) se sustituye por el texto siguiente:
«a)
llevar a cabo el cálculo coordinado de la capacidad de acuerdo con las metodologías elaboradas en virtud de la directriz sobre la asignación de capacidad a plazo, establecida mediante el Reglamento (UE) 2016/1719, la directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones establecida mediante el Reglamento (UE) 2015/1222 y la directriz sobre el balance eléctrico establecida mediante el Reglamento (UE) 2017/2195;».
13)
En el artículo 50, se inserta el apartado siguiente:
«4 bis. Los gestores de redes de transporte publicarán, de manera transparente, información clara sobre la capacidad disponible para nuevas conexiones en sus zonas de operación con una elevada granularidad espacial, que respete la seguridad pública y la confidencialidad de los datos, incluidas la capacidad objeto de solicitudes de conexión y la posibilidad de conexión flexible en zonas congestionadas. La publicación incluirá información sobre los criterios para calcular la capacidad disponible para nuevas conexiones. Los gestores de redes de transporte actualizarán dicha información de forma periódica, al menos mensualmente.
Los gestores de redes de transporte también proporcionarán, de manera transparente, información clara a los usuarios de la red sobre el estado y el tratamiento de sus solicitudes de conexión, que incluya, cuando proceda, información relacionada con los acuerdos de conexión de carácter flexible. Proporcionarán esta información en un plazo de tres meses a partir de la presentación de la solicitud. Cuando la conexión solicitada no se conceda ni se rechace definitivamente, los gestores de las redes de transporte actualizarán dicha información de forma periódica, al menos trimestralmente.».
14)
En el artículo 57, se añade el apartado siguiente:
«3. Los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte cooperarán entre sí en la publicación, de manera coherente, de información coherente sobre la capacidad disponible para nuevas conexiones en sus respectivas zonas de operación, que dé una visibilidad granular suficiente a los promotores de nuevos proyectos energéticos y a otros usuarios potenciales de la red.».
15)
El artículo 59 se modifica como sigue:
a)
en el apartado 1, la letra b) se sustituye por el siguiente:
«b)
normas de asignación de capacidad y gestión de la congestión en virtud de los artículos 7 a 10, artículos 13 a 17, artículo 19 y artículos 35 a 37 del presente Reglamento y del artículo 6 de la Directiva (UE) 2019/944 y, incluidas las normas sobre metodologías y los procesos de cálculo de la capacidad diaria, intradiaria y a plazo, los modelos de red, la configuración de las zonas de ofertas, el redespacho y el intercambio compensatorio, los algoritmos de negociación, el acoplamiento único diario y el acoplamiento único intradiario, las diferentes opciones de gobernanza, la firmeza de la capacidad interzonal asignada, la distribución de las rentas derivadas de la congestión, los detalles y las características específicas de las herramientas a que se refiere el artículo 9, apartado 3, del presente Reglamento, por referencia a los elementos especificados en los apartados 4 y 5 de dicho artículo, la asignación y la facilitación de la negociación de derechos de transmisión a largo plazo por la plataforma única de asignación, así como la frecuencia, el vencimiento y la naturaleza específica de tales derechos de transmisión a largo plazo, la cobertura de riesgos para la transmisión interzonal, los procedimientos de nominación y la recuperación de costes por asignación de capacidad y gestión de la congestión y la metodología para compensar a los operadores de centrales marinas de generación de electricidad renovable por las reducciones de capacidad;»
;
b)
en el apartado 2, la letra a) se sustituye por el texto siguiente:
«a)
normas de conexión a la red, en particular, normas sobre la conexión de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, de instalaciones de distribución conectadas a la red de transporte y de redes de distribución, la conexión de unidades de demanda utilizadas a efectos de la respuesta de la demanda, los requisitos para la conexión a la red de generadores y otros usuarios de la red, los requisitos para la conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua, los requisitos de los módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua y de las estaciones convertidoras de alta tensión en corriente continua de terminal remoto, y los procedimientos de notificación operativa para la conexión a la red;».
16)
En el artículo 64 se insertan los apartados siguientes:
«2 bis. Como excepción a lo dispuesto en el artículo 6, apartados 9, 10 y 11, Estonia, Letonia y Lituania podrán celebrar contratos financieros para la capacidad de balance hasta cinco años antes del inicio del suministro de dicha capacidad. La duración de tales contratos no podrá superar los ocho años una vez que Estonia, Letonia y Lituania se hayan adherido a la zona síncrona de Europa continental.
Las autoridades reguladoras de Estonia, Letonia y Lituania podrán autorizar a sus gestores de redes de transporte a asignar capacidad interzonal en un proceso en condiciones de mercado, tal como se establece en el artículo 41 del Reglamento (UE) 2017/2195, sin limitaciones de volumen hasta seis meses después del día en que el proceso de asignación cooptimizado se aplique plenamente y sea operativo con arreglo al artículo 38, apartado 3, de dicho Reglamento.
2 ter. Como excepción a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 4, letra b), los Estados miembros podrán solicitar que la capacidad de generación que haya comenzado su producción comercial antes del 4 de julio de 2019 y que emita más de 550 g de CO2 procedente de combustibles fósiles por kWh de electricidad y más de 350 kg de CO2 procedente de combustibles fósiles de media por año por kWe instalado pueda, supeditado al cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del TFUE, comprometerse excepcionalmente o recibir pagos o compromisos de pagos futuros después del 1 de julio de 2025 con arreglo a un mecanismo de capacidad aprobado por la Comisión antes del 4 de julio de 2019.
2 quater. La Comisión evaluará la repercusión de la solicitud a que se refiere el apartado 2 ter en términos de emisiones de gases de efecto invernadero. La Comisión podrá conceder la excepción tras evaluar el informe a que se refiere el apartado 2 quinquies, siempre que se cumplan las condiciones siguientes:
a)
que el Estado miembro haya llevado a cabo, el 4 de julio de 2019 o después de esa fecha, un procedimiento de licitación con arreglo al artículo 22 y para un período de entrega posterior al 1 de julio de 2025, cuyo objetivo sea maximizar la participación de los proveedores de capacidad que cumplan los requisitos del artículo 22, apartado 4;
b)
que la cantidad de capacidad ofertada en el procedimiento de licitación a que se refiere la letra a) del presente apartado no sea suficiente para hacer frente al problema de cobertura constatado con arreglo al artículo 20, apartado 1, para el período de entrega a que se refiere dicho procedimiento de licitación;
c)
que la capacidad de generación que emita más de 550 g de CO2 procedente de combustibles fósiles por kWh de electricidad se haya comprometido o reciba pagos o compromisos de pagos futuros por un período no superior a un año, y para un período de entrega que no supere la duración de la excepción, y se haya adquirido mediante un proceso de adquisición adicional que cumpla todos los requisitos del artículo 22, excepto los establecidos en el apartado 4, letra b), de dicho artículo, y únicamente para la cantidad de capacidad necesaria para solucionar el problema de cobertura constatado a que se refiere la letra b) del presente apartado.
La excepción prevista en el presente apartado podrá aplicarse hasta el 31 de diciembre de 2028, siempre que se cumplan las condiciones en él establecidas durante toda la duración de la excepción.
2 quinquies. La solicitud de excepción a que se refiere el apartado 2 ter irá acompañada de un informe del Estado miembro, que incluirá:
a)
una evaluación del impacto de la excepción en términos de emisiones de gases de efecto invernadero y en la transición a la energía renovable, una mayor flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda;
b)
un plan con hitos para abandonar la participación de la capacidad de generación a que se refiere el apartado 2 ter en los mecanismos de capacidad en la fecha de expiración de la excepción, que incluya un plan para adquirir la capacidad de sustitución necesaria en consonancia con la trayectoria nacional indicativa relativa a la cuota general de energías renovables y una evaluación de los obstáculos a la inversión que causan la falta de ofertas suficientes en el procedimiento de licitación a que se refiere el apartado 2 quater, letra a).».
17)
El artículo 69 se modifica como sigue:
a)
el apartado 2 se sustituye por el texto siguiente:
«2. A más tardar el 30 de junio de 2026, la Comisión revisará el presente Reglamento y presentará un informe exhaustivo al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la base de dicha revisión, acompañado, cuando proceda, de una propuesta legislativa.
El informe de la Comisión evaluará, entre otros elementos:
a)
la eficacia de la estructura y el funcionamiento actuales de los mercados de la electricidad a corto plazo, también en situaciones de crisis o emergencia, y, de manera más general, las posibles ineficiencias del mercado interior de la electricidad y las diferentes opciones para introducir posibles correcciones e instrumentos que se apliquen en situaciones de crisis o emergencia, en vista de la experiencia a escala internacional y de la evolución y novedades del mercado interior de la electricidad;
b)
la idoneidad del actual marco jurídico y financiero de la Unión en materia de redes de distribución para alcanzar los objetivos de la Unión en lo relativo a la energía renovable y el mercado interior de la energía;
c)
de conformidad con lo dispuesto en el artículo 19 bis, el potencial y la viabilidad del establecimiento de una o varias plataformas del mercado de la Unión para los CCE, que se utilizarán con carácter voluntario, incluida la interacción de dichas plataformas potenciales con otras plataformas existentes del mercado de la electricidad y la puesta en común de la demanda de CCE mediante agregación.»
;
b)
se añade el apartado siguiente:
«3. A más tardar el 17 de enero de 2025, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe detallado en el que se evalúen las posibilidades de racionalización y simplificación del proceso de aplicación de un mecanismo de capacidad con arreglo al capítulo IV, a fin de garantizar que los Estados miembros puedan abordar oportunamente los problemas de cobertura. En ese contexto, la Comisión solicitará a la ACER que modifique la metodología para el análisis europeo de cobertura a que se refiere el artículo 23 de conformidad con los artículos 23 y 27, según proceda.
A más tardar el 17 de abril de 2025, la Comisión, previa consulta con los Estados miembros, presentará propuestas con vistas a simplificar el proceso de evaluación de los mecanismos de capacidad, según proceda.».
18)
Se inserta el artículo siguiente:
«Artículo 69 bis
Interacción con los actos jurídicos financieros de la Unión
El presente Reglamento se entenderá sin perjuicio de la aplicación de los Reglamentos (UE) n.o 648/2012 y (UE) n.o 600/2014 y de la Directiva 2014/65/UE en lo que se refiere a las actividades de los participantes en el mercado o de los operadores del mercado en las que intervengan instrumentos financieros tal como se definen en el artículo 4, apartado 1, punto 15, de la Directiva 2014/65/UE.».
19)
En el anexo I, el punto 1.2 se sustituye por el texto siguiente:
«1.2.
El cálculo coordinado de la capacidad se realizará para todos los horizontes temporales de asignación.».
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Este artículo no ha sufrido modificaciones desde su publicación.
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