Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

 

EL COMITÉ ESPECIALIZADO EN ENERGÍA,

Visto el Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la Unión Europea y la Comunidad Europea de la Energía Atómica, por una parte, y el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, por otra (en lo sucesivo, «Acuerdo de Comercio y Cooperación»), y en particular su artículo 311, apartados 1 y 2, su artículo 312, apartado 1, su artículo 317, apartados 2 y 3, y su anexo 29,

Considerando lo siguiente:

(1)

De conformidad con el artículo 8, apartado 4, letra a), del Acuerdo de Comercio y Cooperación, el Comité Especializado en Energía (en lo sucesivo, «Comité Especializado») está facultado para supervisar y revisar la ejecución y garantizar el correcto funcionamiento del Acuerdo de Comercio y Cooperación en su ámbito de competencia. De conformidad con el artículo 8, apartado 4, letra c), está facultado para adoptar decisiones y formular recomendaciones respecto de todos los asuntos en los que el Acuerdo de Comercio y Cooperación así lo establezca o respecto de los cuales el Consejo de Asociación haya delegado en él sus competencias de conformidad con el artículo 7, apartado 4, letra f). De conformidad con el artículo 329, apartado 3, del Acuerdo de Comercio y Cooperación, formulará las recomendaciones necesarias para garantizar la ejecución efectiva de los capítulos del Título VIII del Acuerdo de Comercio y Cooperación de los que es responsable.

(2)

Con el fin de garantizar el uso eficiente de los interconectores de electricidad y reducir los obstáculos al comercio entre las Partes, el artículo 311, apartado 1, del Acuerdo de Comercio y Cooperación establece compromisos, entre otros, en relación con la asignación de capacidades, la gestión de las congestiones y el cálculo de las capacidades de los interconectores de electricidad, así como el desarrollo de mecanismos para lograr resultados sólidos y eficientes para todos los horizontes temporales pertinentes.

(3)

El 22 de enero de 2021, la Dirección General de Energía de la Comisión Europea y el Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido presentaron una recomendación preliminar (en lo sucesivo, «recomendación preliminar») a sus respectivos gestores de redes de transporte de electricidad («GRT») en la que les pedían que empezaran conjuntamente a preparar procedimientos técnicos para el uso eficiente de los interconectores de electricidad antes del inicio de los trabajos del Comité Especializado. Dado que el Comité Especializado inició sus operaciones en el transcurso de 2021, dicha recomendación preliminar, tal como las Partes la presentaron a los GRT, debe ser confirmada por el Comité Especializado como una Recomendación a las Partes.

(4)

Por lo que se refiere al cálculo y la asignación de capacidades para el horizonte temporal diario, la recomendación preliminar pedía a los GRT que prepararan un modelo de objetivo diario basado en el concepto de «acoplamiento multirregional de volumen flexible», de conformidad con el artículo 312, apartado 1, el artículo 317, apartados 2 y 3, y el anexo 29 del Acuerdo de Comercio y Cooperación.

(5)

Por lo que se refiere al cálculo y la asignación de capacidades para horizontes temporales distintos del horizonte temporal diario, la recomendación preliminar invitaba a los GRT de las Partes a preparar conjuntamente una propuesta de calendario para el desarrollo de los proyectos de procedimientos técnicos. Sigue siendo útil como punto de referencia y orientación para seguir trabajando en estas cuestiones, aunque se da prioridad al comercio de electricidad en el horizonte temporal diario.

(6)	Si bien no se ha cumplido el plazo establecido en el anexo 29 a que se refiere la recomendación preliminar, el Comité Especializado debe, no obstante, cumplir sus obligaciones con arreglo al artículo 312, apartado 1, y al artículo 317, apartado 2, del Acuerdo de Comercio y Cooperación.

(7)

Los GRT y las autoridades reguladoras de las Partes ya han empezado a trabajar en relación con la recomendación preliminar. A la luz de los progresos realizados hasta la fecha por los GRT, se requiere más información sobre el análisis coste-beneficio y las propuestas generales de procedimientos técnicos para que el Comité Especializado pueda cumplir sus obligaciones con arreglo al artículo 312, apartado 1, y al artículo 317, apartado 2, del Acuerdo de Comercio y Cooperación.

(8)	Por consiguiente, cada una de las Partes debe pedir a sus GRT que faciliten la información adicional mencionada.

HA ADOPTADO LA PRESENTE RECOMENDACIÓN:

1.

La recomendación preliminar emitida el 22 de enero de 2021 por la Dirección General de Energía de la Comisión Europea y el Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido y dirigida a los GRT de electricidad de la Unión y del Reino Unido, respectivamente, en la que se les pide que empiecen a preparar procedimientos técnicos sobre el uso eficiente de los interconectores de electricidad, tal como se establece en el anexo I de la presente Recomendación, queda confirmada como Recomendación del Comité Especializado en Energía a las Partes.

2.	El Comité Especializado recomienda que cada Parte pida a sus respectivos GRT de electricidad que faciliten la información adicional establecida en el anexo II de la presente Recomendación en un plazo de cinco meses a partir de la fecha de la petición realizada por cada Parte.

Hecho en Bruselas y Londres, el 7 de febrero de 2023.

Por el Comité Especializado

Los Copresidentes

F. ERMACORA

P. KOVACS

M. SKRINAR

ANEXO I-A

Recomendación preliminar de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea a los gestores de redes de transporte de electricidad de la UE, de 22 de enero de 2021, relativa al desarrollo de procedimientos técnicos para calcular y asignar capacidades de transporte a fin de garantizar un comercio eficiente a través de los interconectores de electricidad con arreglo al Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la UE y el Reino Unido

 

 

Bruselas, 22 de enero de 2021

[destinatario de la REGRT de Electricidad]

Asunto: Desarrollo de proyectos de procedimientos técnicos para calcular y asignar las capacidades de transporte a fin de garantizar un comercio eficiente a través de los interconectores de electricidad con arreglo al Acuerdo de Comercio y Cooperación

Muy señor mío / Muy señora mía:

Como sabrá, el Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la Unión Europea y la Comunidad Europea de la Energía Atómica, por una parte, y el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, por otra («el Acuerdo»), se firmó el 30 de diciembre de 2020 y es aplicado provisionalmente por las Partes desde el 1 de enero de 2021.

De conformidad con el artículo ENER.19 del Acuerdo, la Unión y el Reino Unido deben velar por que sus gestores de redes de transporte cooperen para desarrollar procedimientos técnicos en distintos ámbitos, incluido el uso de interconectores, si así lo recomienda el Comité Especializado en Energía. Durante las negociaciones, la Unión y el Reino Unido acordaron que es conveniente que algunos de estos procedimientos técnicos se desarrollen ahora, y antes del inicio de los trabajos del Comité Especializado en Energía. Por consiguiente, se pide a la REGRT de Electricidad que desarrolle proyectos de procedimientos técnicos para calcular y asignar las capacidades de transporte a fin de garantizar un comercio eficiente a través de los interconectores de electricidad. Una vez operativo, el Comité Especializado en Energía seguirá todos los trabajos relacionados con el desarrollo de los procedimientos técnicos.

Los proyectos de procedimientos técnicos deben abordar el cálculo y la asignación de capacidades en todos los horizontes temporales pertinentes.

La presente petición tiene por objeto dar efecto a determinados aspectos de los artículos ENER.13, ENER.14 y ENER.19 del Acuerdo en relación con el uso eficiente de la interconexión eléctrica, y debe entenderse en ese contexto. En particular, los procedimientos técnicos no deben conllevar ni implicar la participación de los gestores de redes de transporte del Reino Unido en los procedimientos de la Unión relativos a la asignación de capacidades y la gestión de las congestiones.

La REGRT de Electricidad debe desarrollar estos procedimientos técnicos en cooperación con los gestores de redes de transporte de electricidad del Reino Unido en el contexto de la cooperación establecida en el memorando de entendimiento establecido para dar efecto a determinados aspectos del artículo ENER.19 del Acuerdo.

En el anexo 2 («Cálculo de capacidades»), el anexo 3 («Asignación de capacidades») y el anexo 4 se detalla lo que debe incluirse en los proyectos de procedimientos técnicos.

Concretamente, por lo que se refiere al cálculo y la asignación de capacidades para el horizonte temporal diario, pedimos la elaboración de un modelo de objetivo diario basado en el concepto de «acoplamiento multirregional de volumen flexible» que sea conforme con el artículo ENER.14, ENER.19 y el anexo ENER-4 del Acuerdo; de conformidad con dichas disposiciones, este trabajo debe comenzar con carácter prioritario. El anexo ENER-4 del Acuerdo se reproduce en el anexo 4 de la presente carta.

La parte 2 del anexo ENER-4 del Acuerdo establece un calendario para el desarrollo de los procedimientos técnicos para el horizonte temporal diario. Las fechas indicadas a continuación se basan en este calendario, que, de conformidad con el artículo FINPROV.11.3 del Acuerdo, hemos calculado a partir del 1 de enero de 2021, que es la fecha de aplicación provisional del Acuerdo.

Para apoyar el desarrollo del modelo de objetivo diario, y en consonancia con el anexo ENER-4, pedimos que, a más tardar el 1 de abril de 2021, se completen unas propuestas preliminares y un análisis coste-beneficio para evaluar el valor añadido del modelo de objetivo. La elaboración de las propuestas preliminares y el análisis coste-beneficio deben realizarse de conformidad con el anexo 5 de la presente carta.

Pedimos que los proyectos de procedimientos técnicos se sometan al dictamen de la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (en lo sucesivo, «Agencia»). Con carácter previo, pedimos a la REGRT de Electricidad que lleve a cabo las consultas oportunas con los agentes del mercado sobre los proyectos de procedimientos técnicos. Una vez recibido el dictamen, le rogamos que lo remita junto con los proyectos de procedimientos técnicos al Comité Especializado en Energía con tiempo suficiente para que puedan ponerse en ejecución a más tardar el 1 de abril de 2022.

Por lo que se refiere al cálculo y asignación de capacidades para horizontes temporales distintos del horizonte temporal diario, invitamos a la REGRT de Electricidad a proponer un calendario para el desarrollo de los proyectos de procedimientos técnicos.

Remito copia de la presente a mi homólogo del Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial, que envía una carta equivalente a los GRT de electricidad del Reino Unido, copia de la cual se adjunta como anexo 1 a la presente.

Le saluda atentamente

[firma del remitente]

Copia

Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial

Anexo 1

Carta de [nombre del remitente], del Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial, a los GRT de electricidad del Reino Unido

Anexo 2   Cálculo de las capacidades

Los proyectos de procedimientos técnicos deben establecer términos, condiciones y metodologías para la asignación de capacidad de interconexión que posteriormente pueda ponerse a disposición del mercado.

Esta capacidad debe calcularse de manera coordinada entre los interconectores de electricidad.

Deben maximizarse las capacidades de todos los interconectores de electricidad. Este requisito debe:

—	tener en cuenta las obligaciones de los GRT de cumplir las normas de seguridad de funcionamiento de la red;

—	respetar las fronteras entre zonas de oferta dentro de la UE y el Reino Unido establecidas con arreglo a los marcos nacionales pertinentes;

—	permitir a los GRT de la UE cumplir el requisito de proporcionar al menos el 70 % de sus capacidades en las fronteras entre zonas de oferta dentro de la UE, tal como se establece en el artículo 16, apartado 8, del Reglamento (UE) 2019/943;

—	establecer la no discriminación entre los gestores de redes de transporte de la Unión y del Reino Unido en el cálculo de la capacidad;

—	contar con el apoyo de un proceso coordinado de medidas correctoras entre los interconectores de electricidad, que incluya el redespacho y el intercambio compensatorio;

—	contar con el apoyo de un acuerdo de reparto de costes entre los GRT de las Partes en relación con el redespacho y el intercambio compensatorio.

En la medida en que sea técnicamente posible, los GRT de las Partes deberán compensar las necesidades de capacidad de los flujos eléctricos que vayan en sentido contrario en los interconectores de electricidad, a fin de aprovechar los interconectores al máximo de su capacidad.

En relación con el cálculo de la capacidad, los GRT publicarán, al menos:

—	con una frecuencia anual, información sobre la evolución a largo plazo de las infraestructuras de transporte y su impacto en la capacidad de transporte transfronteriza;

—

con una frecuencia mensual, previsiones para el mes y el año siguientes 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 (por ejemplo, impacto de las estaciones de verano e invierno en la capacidad de las líneas, obras de mantenimiento de la red eléctrica, disponibilidad de las unidades de producción, etc.);

—

con una frecuencia semanal, 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, las obras de mantenimiento previstos en la red eléctrica, la disponibilidad de las unidades de producción, etc.;

—

con una frecuencia diaria, la capacidad de transporte diaria e intradiaria disponible en el mercado en cada unidad de tiempo del mercado, teniendo en cuenta todas las nominaciones para el día siguiente compensadas, los programas de producción diarios, las previsiones de demanda y las obras de mantenimiento previstas en la red eléctrica;

—	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 determinar cualquier capacidad restante;

—	la capacidad asignada, lo antes posible después de cada asignación, así como una indicación de los precios pagados;

—	el total de capacidad utilizada, por unidad de tiempo del mercado, inmediatamente después de la nominación;

—

con una frecuencia tan cercana como sea posible al 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 reducción de la capacidad) para resolver problemas de la red o del sistema;

—	información pertinente para evaluar si la capacidad del interconector de electricidad se ha calculado y asignado de manera coherente con el Acuerdo entre la UE y el Reino Unido.

Anexo 3   Asignación de capacidades

Los proyectos de procedimientos técnicos deben establecer términos, condiciones y metodologías para la asignación de capacidad de interconexión al mercado para los siguientes horizontes temporales:

—

a plazo;

—

diario;

—	intradiario.

Para cada horizonte temporal, la metodología debe:

—	contemplar subastas coordinadas para todos los interconectores de electricidad;

—	incluir normas para la nominación, la reducción, la firmeza, la remuneración, la transferencia y la devolución de las capacidades de transporte adquiridas, así como para los procedimientos alternativos y la compensación en caso de reducción;

—	incluir normas para la distribución de las rentas de congestión;

—	prohibir a los gestores de redes de transporte que apliquen precios de reserva cuando no se produzca congestión en los interconectores de electricidad, a menos que se aplique una exención.

Anexo 4   Modelo de objetivo diario: «acoplamiento multirregional de volumen flexible»

PARTE 1

1.

El nuevo procedimiento para la asignación de capacidad en los interconectores de electricidad en el horizonte temporal del mercado diario se basará en el concepto de «acoplamiento multirregional de volumen flexible». El objetivo general del nuevo procedimiento será maximizar los beneficios del comercio. Como primer paso en el desarrollo del nuevo procedimiento, las Partes garantizarán que los gestores de redes de transporte preparen propuestas preliminares y un análisis coste-beneficio.

2.

El acoplamiento multirregional de volumen flexible implicará el desarrollo de una función de acoplamiento de mercado para determinar las posiciones netas de energía (asignación implícita) entre: a) las zonas de oferta establecidas de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 que están conectadas directamente al Reino Unido mediante un interconector de electricidad; y b) el Reino Unido.

3.

Las posiciones netas de energía en los interconectores de electricidad se calcularán mediante un proceso de asignación implícito aplicando un algoritmo específico a: a) las ofertas y demandas comerciales para el horizonte temporal del mercado diario procedentes de las zonas de oferta establecidas de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 que están conectadas directamente al Reino Unido mediante un interconector de electricidad; b) las ofertas y demandas comerciales para el horizonte temporal del mercado diario procedentes de los mercados diarios de referencia en el Reino Unido; c) los datos sobre la capacidad de la red y las capacidades del sistema determinadas de conformidad con los procedimientos acordados entre los gestores de redes de transporte; y d) los datos sobre los flujos comerciales previstos de las interconexiones eléctricas entre las zonas de oferta conectadas al Reino Unido y otras zonas de oferta de la Unión, determinadas por los gestores de redes de transporte de la Unión utilizando metodologías rigurosas. Este proceso será compatible con las características específicas de los actuales interconectores de electricidad de corriente continua, incluidos los requisitos en materia de pérdidas y rampas de variación.

4.

La función de acoplamiento del mercado: a) producirá resultados con suficiente antelación en relación con el funcionamiento de los respectivos mercados diarios de las Partes [en el caso de la Unión, se trata del acoplamiento único diario establecido de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (1)] para que dichos resultados puedan utilizarse como insumos en los procesos que determinan los resultados en dichos mercados; b) producirá resultados fiables y repetibles; c) será un proceso específico para vincular los mercados diarios diferenciados de la Unión y del Reino Unido; en particular, esto significa que el algoritmo específico será distinto del utilizado en el acoplamiento único diario establecido de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión y, por lo que respecta a las ofertas y demandas comerciales de la Unión, solo tendrá acceso a las zonas de oferta que estén directamente conectadas al Reino Unido por un interconector de electricidad.

5.

Las posiciones netas de energía calculadas se publicarán tras un proceso de validación y verificación. Si la función de acoplamiento del mercado es incapaz de funcionar o de producir un resultado, la capacidad de interconexión de electricidad se asignará mediante un proceso alternativo, y se notificará a los participantes en el mercado que se aplicará dicho proceso alternativo.

6.

Los costes de desarrollo y ejecución de los procedimientos técnicos se repartirán equitativamente entre los gestores de redes de transporte del Reino Unido u otras entidades pertinentes, por una parte, y los gestores de redes de transporte de la Unión u otras entidades pertinentes, por otra, a menos que el Comité Especializado en Energía decida otra cosa.

PARTE 2

El calendario para la ejecución del presente anexo será, a partir de la entrada en vigor del presente Acuerdo, como sigue:

a)	en un plazo de tres meses: análisis coste-beneficio y propuestas preliminares de procedimientos técnicos;

b)	en un plazo de diez meses: propuesta de procedimientos técnicos;

c)	en un plazo de quince meses: entrada en funcionamiento de los procedimientos técnicos.

Anexo 5:   Requisitos de las propuestas preliminares y análisis coste-beneficio

Tal como se establece en la parte 1 del anexo ENER-4 del Acuerdo, la primera fase de desarrollo de los nuevos mecanismos diarios consiste en elaborar propuestas preliminares y realizar un análisis coste-beneficio.

Las propuestas preliminares deberán:

—	establecer el diseño de alto nivel de la solución de acoplamiento multirregional de volumen flexible;

—	determinar las funciones y responsabilidades de las partes del sector;

—	contener un plan de ejecución;

—	destacar cualquier riesgo o problema de ejecución y añadir sugerencias sobre cómo resolverlos; y

—	evaluar el impacto de las diferencias entre los sistemas de tarificación de las emisiones de carbono de las Partes en los flujos a través de interconectores.

El análisis coste-beneficio debe tener en cuenta el objetivo de estos mecanismos de maximizar los beneficios del comercio, lo que significa que, dentro de las limitaciones mencionadas en el anexo ENER-4 del Acuerdo, las disposiciones comerciales:

—	deben ser lo más eficientes posible, y

—	en circunstancias normales, deben tener como resultado que los flujos de los interconectores de electricidad sean coherentes con los precios de los mercados diarios de las Partes.

(1)  Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (DO L 197 de 25.7.2015, p. 24).

ANEXO I-B

Recomendación preliminar del Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido al gestor de la red de transporte de electricidad del Reino Unido, de 22 de enero de 2021, relativa al desarrollo de procedimientos técnicos para calcular y asignar capacidades de transporte a fin de garantizar un comercio eficiente a través de los interconectores de electricidad con arreglo al Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la UE y el Reino Unido

 

 

[remitente del Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial]

[destinatario del GRT de electricidad del Reino Unido]

Viernes, 22 de enero de 2021

Muy señor mío / Muy señora mía:

Desarrollo de proyectos de procedimientos técnicos para calcular y asignar las capacidades de transporte a fin de garantizar un comercio eficiente de los interconectores de electricidad con arreglo al Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la UE y el Reino Unido

Como sabrá, el Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la Unión Europea y la Comunidad Europea de la Energía Atómica, por una parte, y el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, por otra («el Acuerdo»), se firmó el 30 de diciembre de 2020 y es aplicado provisionalmente por las Partes desde el 1 de enero de 2021. De conformidad con el artículo ENER.19 del Acuerdo, la Unión y el Reino Unido deben velar por que sus gestores de redes de transporte cooperen para desarrollar procedimientos técnicos en distintos ámbitos, incluido el uso de interconectores, si así lo recomienda el Comité Especializado en Energía. Durante las negociaciones, la Unión y el Reino Unido acordaron que es conveniente que algunos de estos procedimientos técnicos se desarrollen ahora, y antes del inicio de los trabajos del Comité Especializado en Energía. Por consiguiente, se pide a los GRT de electricidad del Reino Unido que desarrollen proyectos de procedimientos técnicos para calcular y asignar las capacidades de transporte a fin de garantizar un comercio eficiente de los interconectores de electricidad. Una vez operativo, el Comité Especializado en Energía seguirá todos los trabajos relacionados con el desarrollo de los procedimientos técnicos.

Los proyectos de procedimientos técnicos deben abordar el cálculo y la asignación de capacidades en todos los horizontes temporales pertinentes.

La presente petición tiene por objeto dar efecto a determinados aspectos de los artículos ENER.13, ENER.14 y ENER.19 del Acuerdo en relación con el uso eficiente de la interconexión eléctrica, y debe entenderse en ese contexto. En particular, los procedimientos técnicos no deben conllevar ni implicar la participación de los gestores de redes de transporte del Reino Unido en los procedimientos de la Unión relativos a la asignación de capacidades y la gestión de las congestiones.

Los GRT de electricidad del Reino Unido deben desarrollar estos procedimientos técnicos en cooperación con la REGRT de Electricidad en el contexto de la cooperación establecida en el memorando de entendimiento establecido para dar efecto a determinados aspectos del artículo ENER.19 del Acuerdo.

En el anexo 2 («Cálculo de capacidades»), el anexo 3 («Asignación de capacidades») y el anexo 4 se detalla lo que debe incluirse en los proyectos de procedimientos técnicos.

Concretamente, por lo que se refiere al cálculo y la asignación de capacidades para el horizonte temporal diario, pedimos la elaboración de un modelo de objetivo diario basado en el concepto de «acoplamiento multirregional de volumen flexible» que sea conforme con el artículo ENER.14, ENER.19 y el anexo ENER-4 del Acuerdo; de conformidad con dichas disposiciones, este trabajo debe comenzar con carácter prioritario. El anexo ENER—4 del Acuerdo se reproduce en el anexo 4 de la presente carta.

La parte 2 del anexo ENER-4 del Acuerdo establece un calendario para el desarrollo de los procedimientos técnicos para el horizonte temporal diario. Las fechas indicadas a continuación se basan en este calendario, que, de conformidad con el artículo FINPROV.11.3 del Acuerdo, hemos calculado a partir del 1 de enero de 2021, que es la fecha de aplicación provisional del Acuerdo.

Para apoyar el desarrollo del modelo de objetivo diario, y en consonancia con el anexo ENER-4, pedimos que, a más tardar el 1 de abril de 2021, se completen unas propuestas preliminares y un análisis coste-beneficio para evaluar el valor añadido del modelo de objetivo. La elaboración de las propuestas preliminares y el análisis coste-beneficio deben realizarse de conformidad con el anexo 5 de la presente carta.

Pedimos que los proyectos de procedimientos técnicos se sometan al dictamen de las autoridades reguladoras del Reino Unido. Con carácter previo, pedimos a los GRT de electricidad del Reino Unido que lleven a cabo las consultas oportunas con los agentes del mercado sobre los proyectos de procedimientos técnicos. Una vez recibido el dictamen, le rogamos que lo remita junto con los proyectos de procedimientos técnicos al Comité Especializado en Energía con tiempo suficiente para que puedan ponerse en ejecución a más tardar el 1 de abril de 2022.

Por lo que se refiere al cálculo y asignación de capacidades para horizontes temporales distintos del horizonte temporal diario, invitamos a los GRT de electricidad del Reino Unido a proponer al Comité Especializado en Energía un calendario para el desarrollo de los proyectos de procedimientos técnicos.

Remito copia de la presente a mi homólogo de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, que envía una carta equivalente a la REGRT de Electricidad, copia de la cual se adjunta como anexo 1 a la presente.

Le saluda atentamente

[firma del remitente]

Copia

Dirección General de Energía de la Comisión Europea

Anexo 1

Carta de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea a la REGRT de Electricidad

Anexo 2   Cálculo de las capacidades

Los proyectos de procedimientos técnicos deben establecer términos, condiciones y metodologías para la asignación de capacidad de interconexión que posteriormente pueda ponerse a disposición del mercado.

Esta capacidad debe calcularse de manera coordinada entre los interconectores de electricidad.

Deben maximizarse las capacidades de todos los interconectores de electricidad. Este requisito debe:

—	tener en cuenta las obligaciones de los GRT de cumplir las normas de seguridad de funcionamiento de la red;

—	respetar las fronteras entre zonas de oferta dentro de la UE y el Reino Unido establecidas con arreglo a los marcos nacionales pertinentes;

—	permitir a los GRT de la UE cumplir el requisito de proporcionar al menos el 70 % de sus capacidades en las fronteras entre zonas de oferta dentro de la UE, tal como se establece en el artículo 16, apartado 8, del Reglamento (UE) 2019/943;

—	establecer la no discriminación entre los gestores de redes de transporte de la Unión y del Reino Unido en el cálculo de la capacidad;

—	contar con el apoyo de un proceso coordinado de medidas correctoras entre los interconectores de electricidad, que incluya el redespacho y el intercambio compensatorio;

—	contar con el apoyo de un acuerdo de reparto de costes entre los GRT de las Partes en relación con el redespacho y el intercambio compensatorio.

En la medida en que sea técnicamente posible, los GRT de las Partes deberán compensar las necesidades de capacidad de los flujos eléctricos que vayan en sentido contrario en los interconectores de electricidad, a fin de aprovechar los interconectores al máximo de su capacidad.

En relación con el cálculo de la capacidad, los GRT publicarán, al menos:

—	con una frecuencia anual, información sobre la evolución a largo plazo de las infraestructuras de transporte y su impacto en la capacidad de transporte transfronteriza;

—

con una frecuencia mensual, previsiones para el mes y el año siguientes 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 (por ejemplo, impacto de las estaciones de verano e invierno en la capacidad de las líneas, obras de mantenimiento de la red eléctrica, disponibilidad de las unidades de producción, etc.);

—

con una frecuencia semanal, 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, las obras de mantenimiento previstos en la red eléctrica, la disponibilidad de las unidades de producción, etc.;

—

con una frecuencia diaria, la capacidad de transporte diaria e intradiaria disponible en el mercado en cada unidad de tiempo del mercado, teniendo en cuenta todas las nominaciones para el día siguiente compensadas, los programas de producción diarios, las previsiones de demanda y las obras de mantenimiento previstas en la red eléctrica;

—	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 determinar cualquier capacidad restante;

—	la capacidad asignada, lo antes posible después de cada asignación, así como una indicación de los precios pagados;

—	el total de capacidad utilizada, por unidad de tiempo del mercado, inmediatamente después de la nominación;

—

con una frecuencia tan cercana como sea posible al 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 reducción de la capacidad) para resolver problemas de la red o del sistema;

—	información pertinente para evaluar si la capacidad del interconector de electricidad se ha calculado y asignado de manera coherente con el Acuerdo entre la UE y el Reino Unido.

Anexo 3   Asignación de capacidades

Los proyectos de procedimientos técnicos deben establecer términos, condiciones y metodologías para la asignación de capacidad de interconexión al mercado para los siguientes horizontes temporales:

—

a plazo;

—

diario;

—	intradiario.

Para cada horizonte temporal, la metodología debe:

—	contemplar subastas coordinadas para todos los interconectores de electricidad;

—

incluir normas para la nominación, la reducción, la firmeza, la remuneración, la transferencia y la devolución de las capacidades de transporte adquiridas, así como para los procedimientos alternativos y la compensación en caso de reducción; incluir normas para la distribución de las rentas de congestión;

—	prohibir a los GRT que apliquen precios de reserva cuando no se produzca congestión en los interconectores de electricidad, a menos que se aplique una exención.

Anexo 4   Modelo de objetivo diario: «acoplamiento multirregional de volumen flexible»

PARTE 1

1.

El nuevo procedimiento para la asignación de capacidad en los interconectores de electricidad en el horizonte temporal del mercado diario se basará en el concepto de «acoplamiento multirregional de volumen flexible». El objetivo general del nuevo procedimiento será maximizar los beneficios del comercio. Como primer paso en el desarrollo del nuevo procedimiento, las Partes garantizarán que los gestores de redes de transporte preparen propuestas preliminares y un análisis coste-beneficio.

2.

El acoplamiento multirregional de volumen flexible implicará el desarrollo de una función de acoplamiento de mercado para determinar las posiciones netas de energía (asignación implícita) entre: a) las zonas de oferta establecidas de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 que están conectadas directamente al Reino Unido mediante un interconector de electricidad; y b) el Reino Unido.

3.

Las posiciones netas de energía en los interconectores de electricidad se calcularán mediante un proceso de asignación implícito aplicando un algoritmo específico a: a) las ofertas y demandas comerciales para el horizonte temporal del mercado diario procedentes de las zonas de oferta establecidas de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 que están conectadas directamente al Reino Unido mediante un interconector de electricidad; b) las ofertas y demandas comerciales para el horizonte temporal del mercado diario procedentes de los mercados diarios de referencia en el Reino Unido; c) los datos sobre la capacidad de la red y las capacidades del sistema determinadas de conformidad con los procedimientos acordados entre los gestores de redes de transporte; y d) los datos sobre los flujos comerciales previstos de las interconexiones eléctricas entre las zonas de oferta conectadas al Reino Unido y otras zonas de oferta de la Unión, determinadas por los gestores de redes de transporte de la Unión utilizando metodologías rigurosas. Este proceso será compatible con las características específicas de los actuales interconectores de electricidad de corriente continua, incluidos los requisitos en materia de pérdidas y rampas de variación.

4.

La función de acoplamiento del mercado: a) producirá resultados con suficiente antelación en relación con el funcionamiento de los respectivos mercados diarios de las Partes [en el caso de la Unión, se trata del acoplamiento único diario establecido de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (1)] para que dichos resultados puedan utilizarse como insumos en los procesos que determinan los resultados en dichos mercados; b) producirá resultados fiables y repetibles; c) será un proceso específico para vincular los mercados diarios diferenciados de la Unión y del Reino Unido; en particular, esto significa que el algoritmo específico será distinto del utilizado en el acoplamiento único diario establecido de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión y, por lo que respecta a las ofertas y demandas comerciales de la Unión, solo tendrá acceso a las zonas de oferta que estén directamente conectadas al Reino Unido por un interconector de electricidad.

5.

Las posiciones netas de energía calculadas se publicarán tras un proceso de validación y verificación. Si la función de acoplamiento del mercado es incapaz de funcionar o de producir un resultado, la capacidad de interconexión de electricidad se asignará mediante un proceso alternativo, y se notificará a los participantes en el mercado que se aplicará dicho proceso alternativo.

6.

Los costes de desarrollo y ejecución de los procedimientos técnicos se repartirán equitativamente entre los gestores de redes de transporte del Reino Unido u otras entidades pertinentes, por una parte, y los gestores de redes de transporte de la Unión u otras entidades pertinentes, por otra, a menos que el Comité Especializado en Energía decida otra cosa.

PARTE 2

El calendario para la ejecución del presente anexo será, a partir de la entrada en vigor del presente Acuerdo, como sigue:

a)	en un plazo de tres meses: análisis coste-beneficio y propuestas preliminares de procedimientos técnicos;

b)	en un plazo de diez meses: propuesta de procedimientos técnicos;

c)	en un plazo de quince meses: entrada en funcionamiento de los procedimientos técnicos.

Anexo 5   Requisitos de las propuestas preliminares y análisis coste-beneficio

Tal como se establece en la parte 1 del anexo ENER-4 del Acuerdo, la primera fase de desarrollo de los nuevos mecanismos diarios consiste en elaborar propuestas preliminares y realizar un análisis coste-beneficio.

Las propuestas preliminares deberán:

—	establecer el diseño de alto nivel de la solución de acoplamiento multirregional de volumen flexible;

—	determinar las funciones y responsabilidades de las partes del sector;

—	contener un plan de ejecución;

—	destacar cualquier riesgo o problema de ejecución y añadir sugerencias sobre cómo resolverlos; y

—	evaluar el impacto de las diferencias entre los sistemas de tarificación de las emisiones de carbono de las Partes en los flujos a través de interconectores.

El análisis coste-beneficio debe tener en cuenta el objetivo de estos mecanismos de maximizar los beneficios del comercio, lo que significa que, dentro de las limitaciones mencionadas en el anexo ENER-4 del Acuerdo, las disposiciones comerciales:

—	deben ser lo más eficientes posible, y

—	en circunstancias normales, deben tener como resultado que los flujos de los interconectores de electricidad sean coherentes con los precios de los mercados diarios de las Partes.

(1)  Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (DO L 197 de 25.7.2015, p. 24).

ANEXO II

Proyecto de carta de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea y del Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido a sus respectivos gestores de redes de transporte de electricidad, en la que piden que se facilite información adicional con vistas a la preparación de procedimientos técnicos para la asignación de capacidades y la gestión de las congestiones en el horizonte temporal diario con arreglo al Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la UE y el Reino Unido

[dirección del gestor de la red de transporte de electricidad de la UE o del Reino Unido]

[fecha]

Asunto: Petición de información adicional con vistas a la preparación de procedimientos técnicos para la asignación de capacidades y la gestión de las congestiones en el horizonte temporal diario con arreglo al Acuerdo de Comercio y Cooperación entre la UE y el Reino Unido

Muy señor mío / Muy señora mía:

Le agradecemos el trabajo realizado hasta la fecha en la ejecución del título «Energía» del Acuerdo de Comercio y Cooperación y, en particular, la publicación del análisis coste-beneficio y la propuesta preliminar con el respaldo del dictamen de [espacio reservado: los reguladores nacionales del Reino Unido [o] la ACER] en abril de 2021.

Tras la reunión del Comité Especializado en Energía de 30 de marzo de 2022 y su Recomendación [espacio reservado: n.o X/202x], de [espacio reservado: fecha], [espacio reservado: el Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido [o] la Dirección General de Energía de la Comisión Europea] le pide que responda a las preguntas que figuran en el anexo de la presente carta en un plazo de cinco meses a partir de su recepción, asociando estrechamente al análisis a las partes pertinentes (p. ej.: mercados bursátiles de la electricidad, operadores designados para el mercado de la electricidad, cámaras de compensación) a fin de evaluar la viabilidad práctica de los distintos escenarios.

Además, [espacio reservado: el gestor de la red de transporte [o] la REGRT de Electricidad, que facilita el trabajo de los gestores de redes de transporte de la UE,] debe pedir un dictamen informal de [espacio reservado: los reguladores nacionales de energía del Reino Unido [o] la ACER] sobre esta información adicional y presentarlo junto con las respuestas a las preguntas que figuran en el anexo.

Las preguntas que figuran en el anexo se refieren a la preparación de los procedimientos técnicos para la asignación de capacidad y la gestión de congestiones en el horizonte temporal diario. Toda información que pueda necesitar de terceros debe tratarse exclusivamente con el fin de responder a dichas preguntas, y su confidencialidad debe protegerse evitando su divulgación si así lo solicita el tercero. [Espacio reservado: El Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido [o] la Dirección General de Energía de la Comisión Europea] se asegurarán de que la información que se reciba en respuesta a la presente carta se emplee también exclusivamente con ese fin. Tratará como información confidencial toda información que haya sido señalada como confidencial o delicada a efectos comerciales y protegerá su confidencialidad de conformidad con las disposiciones legales y reglamentarias aplicables, a menos que haya obtenido autorización expresa de su titular para divulgarla.

Le agradezco de antemano sus esfuerzos para satisfacer esta petición.

Cc: [remitente de la Dirección General de Energía de la Comisión Europea o, en su caso,

del Ministerio de Empresa, Energía y Estrategia Industrial del Gobierno del Reino Unido]

Anexo

Contexto: Las siguientes preguntas se refieren a las opciones planteadas por los gestores de redes de transporte del Reino Unido y de la UE en el análisis coste-beneficio publicado en abril de 2021. Obsérvese que el punto 3 del anexo 29 del Acuerdo de Comercio y Cooperación exige que las posiciones netas de energía en los interconectores de electricidad se calculen mediante un proceso de asignación implícito aplicando un algoritmo específico, en particular, a las ofertas y demandas comerciales para el horizonte temporal del mercado diario procedentes de los mercados diarios de referencia en el Reino Unido. El análisis coste-beneficio de los gestores de redes de transporte del Reino Unido y de la UE determinó que un precio único para Gran Bretaña es muy deseable para la ejecución eficiente del acoplamiento multirregional de volumen flexible en todas las opciones de diseño de dicho acoplamiento. En septiembre de 2021, el Departamento de Empresa, Energía y Estrategia Industrial inició una consulta para recabar opiniones sobre los acuerdos actuales de comercio de electricidad en lo relativo a los intercambios de energía en el mercado mayorista de electricidad de Gran Bretaña, así como sobre sus propuestas para apoyar un comercio transfronterizo eficiente. En particular, el Departamento de Empresa, Energía y Estrategia Industrial estableció un enfoque de alto nivel para el acoplamiento de subastas diarias específicas, que se utilizarían como «mercados diarios de referencia» a efectos del anexo 29 del Acuerdo de Comercio y Cooperación, con el objetivo de recabar las opiniones de las partes interesadas sobre la conveniencia de aplicar este enfoque y, en caso afirmativo, sobre cómo llevarlo a la práctica. Esta consulta finalizó en noviembre de 2021, y el Gobierno del Reino Unido publicará una respuesta a su debido tiempo.

1.   

Con respecto a la opción del libro de ofertas preliminares determinada por los gestores de redes de transporte:

a)

¿Qué proporción de ofertas para el acoplamiento único diario suele enviarse durante los quince minutos previos a la hora del cierre? ¿En qué rango suele variar esa proporción? ¿Existen factores específicos que influyen en el momento en que los participantes en el mercado envían sus ofertas? ¿Podrían estos factores cambiar como resultado de la puesta en ejecución de la opción del libro de ofertas preliminares?

b)	¿En qué medida repercutiría la proporción de ofertas presentadas durante los quince minutos previos al cierre del acoplamiento único del mercado diario en la compatibilidad de los flujos de los interconectores con los precios en los mercados diarios de las Partes?

c)	¿Mitigaría plenamente esta opción los problemas de calendario detectados con las opciones del libro de ofertas compartidas o persistirían algunos de ellos? Todo impacto y riesgo operativo debe explicarse y justificarse en detalle.

d)

¿Ofrecen los requisitos del artículo 305 («Prohibición del abuso de mercado en los mercados mayoristas de electricidad y gas») del Acuerdo de Comercio y Cooperación una mitigación suficiente de los riesgos de manipulación del mercado detectados como derivados de la opción del libro de ofertas preliminares? Todo riesgo residual de manipulación del mercado debe explicarse y justificarse en detalle.

e)

¿Existen otras medidas, requisitos u obligaciones de las autoridades reguladoras o los participantes en el mercado, los gestores de redes de transporte o los operadores del mercado, entre otros, que puedan establecerse para mitigar en mayor medida el riesgo de manipulación del mercado detectado con la opción del libro de ofertas preliminares? Todo riesgo residual de manipulación del mercado debe explicarse y justificarse en detalle.

2.   

Con respecto a las opciones del libro de ofertas compartidas determinadas por los gestores de redes de transporte:

a)

¿Cuál es la gama completa de opciones que podrían permitir que los procesos de cálculo de los operadores de acoplamiento del mercado del acoplamiento multirregional de volumen flexible se realicen entre el cierre del acoplamiento único del mercado diario a las 12.00, hora central europea, y la publicación de los resultados del acoplamiento único del mercado diario a las 13.00, hora central europea, incluidas las opciones que permitan que los procesos de cálculo de los operadores mencionados se lleven a cabo en paralelo con aspectos del acoplamiento único del mercado diario? ¿Cuáles son las ventajas y desventajas entre estas opciones? En particular: 1) las posibles repercusiones en el funcionamiento del acoplamiento único diario y en los procesos alternativos (es decir, los riesgos de desacoplamiento del acoplamiento único diario); 2) el impacto en los gestores de redes de transporte, los operadores del mercado y los participantes en el mercado. Todo impacto y riesgo operativo debe explicarse y justificarse en detalle.

b)

En el caso de otras opciones adicionales del libro de ofertas compartidas determinadas por los gestores de redes de transporte en el análisis coste-beneficio (un cambio en los plazos del cierre del acoplamiento único del mercado diario o la publicación de los resultados del acoplamiento único del mercado diario), ¿cuáles son las ventajas y desventajas entre estas opciones? En particular: 1) el impacto en los procesos anteriores (por ejemplo, el cálculo de capacidades) y posteriores al acoplamiento único del mercado diario (por ejemplo, los mercados intradiarios / de balance); 2) el impacto en los gestores de redes de transporte, los operadores del mercado y los participantes en el mercado de cualquier aumento del tiempo entre la hora del cierre del acoplamiento único del mercado diario y los resultados del acoplamiento único del mercado diario. Todo impacto y riesgo operativo debe explicarse y justificarse en detalle.

3.   

Con respecto a las opciones del libro de ofertas preliminares y del libro de ofertas compartidas:

a)	¿Cuáles son los diferentes procesos necesarios para realizar el cálculo de los operadores de acoplamiento del mercado del acoplamiento multirregional de volumen flexible y qué plazo precisaría cada uno de estos procesos? Todo plazo potencial debe explicarse y justificarse en detalle.

b)

Facilítese una propuesta preliminar para la metodología de las zonas de oferta fronterizas a fin de establecer una previsión exacta y sólida. Para ello, sírvase incluir: 1) las cuestiones, principios y parámetros clave (incluidos los datos de cálculo, los resultados y el uso de los resultados en el acoplamiento multirregional de volumen flexible) que deben abordarse y establecerse mediante la metodología de las zonas de oferta fronterizas; y 2) un calendario dentro del que esta metodología podría establecerse y hacerse operativa; 3) una evaluación cualitativa preliminar de la manera en que se espera que funcione la metodología de las zonas de oferta fronterizas propuesta en conjunción con el acoplamiento multirregional de volumen flexible, en comparación con los resultados de la asignación de capacidades mediante subastas explícitas para ofrecer mecanismos de negociación más eficientes, y, en particular, de las condiciones en que la metodología propuesta, en conjunción con el acoplamiento multirregional de volumen flexible, funciona mejor que las subastas explícitas.

c)

Ejecución 1) ¿Cuáles son los pasos detallados necesarios para poner en ejecución todos los aspectos de las opciones del libro de ofertas preliminares y del libro de ofertas compartidas, incluidos los procesos para probar y verificar el funcionamiento del acoplamiento multirregional de volumen flexible antes de que esté plenamente operativo y las funciones y responsabilidades de los gestores de redes de transporte, los operadores del mercado y los participantes en el mercado? ¿Cómo podrían ponerse en ejecución estos aspectos en el plazo más breve posible? ¿Cómo podría la estructura y el contenido de los procedimientos técnicos contribuir de la mejor manera posible a una ejecución eficiente? 2) Facilítese un calendario realista para la ejecución de cada opción (dicho calendario debe tener en cuenta la evolución actual y establecida para el futuro e incluir todas las medidas necesarias, como las consultas con las partes interesadas, la implantación de nuevos sistemas informáticos para los operadores de acoplamiento del mercado del acoplamiento multirregional de volumen flexible, las fases de pruebas, los procesos de gobernanza, etc.). 3) ¿Cuáles son los costes directos previstos de la ejecución y el funcionamiento del acoplamiento multirregional de volumen flexible en relación con las diferentes funciones necesarias para dicho acoplamiento?