Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

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El 23 de noviembre de 2020, el Reino de España («España») presentó a la Comisión una solicitud de excepción («la solicitud») para los territorios no peninsulares de Canarias, Illes Balears, Ceuta y Melilla (conjuntamente, «los TNP»), con arreglo al artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 y al artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944.

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La solicitud pedía inicialmente excepciones con respecto a los artículos 8 y 54 de la Directiva (UE) 2019/944 y a los artículos 3 y 6, al artículo 7, apartado 1, al artículo 8, apartados 1 y 4, a los artículos 9, 10 y 11, a los artículos 14 a 17, a los artículos 19 a 27 y a los artículos 35 a 47 del Reglamento (UE) 2019/943. En la solicitud no se especificaba la duración de la excepción solicitada.

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El 18 de marzo de 2021, la Comisión publicó la solicitud en su sitio web e invitó a los Estados miembros y a las partes interesadas a que formularan observaciones hasta el 30 de abril de 2021.

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La Comisión solicitó a España información adicional sobre la solicitud el 17 de agosto y el 16 de diciembre de 2021. España respondió el 4 de octubre de 2021 y el 17 de enero de 2022. En ese último escrito, España modificó el alcance de su solicitud del siguiente modo:

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La presente Decisión debe aplicarse únicamente a Canarias. Las solicitudes de excepción presentadas por España en relación con los TNP de Ceuta, Melilla e Illes Balears deben abordarse en decisiones separadas de la Comisión relativas a excepciones.

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Canarias es una de las regiones ultraperiféricas recogidas en el artículo 349 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea («TFUE»), por lo que entra en esa categoría a efectos de la aplicación del artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 y del artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944.

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Según España, el territorio no peninsular de Canarias está compuesto por seis sistemas eléctricos aislados: Tenerife, Gran Canaria, La Palma, La Gomera, El Hierro y el sistema Lanzarote-Fuerteventura, que enlaza las islas de Lanzarote y Fuerteventura mediante dos cables de 132 kV.

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Según España, en 2019, las centrales térmicas tradicionales (carbón, gas, gasóleo) cubrían más del 75 % de la capacidad eléctrica instalada en Canarias. La proporción de energías renovables ha aumentado constantemente desde 2018, especialmente en las islas de mayor tamaño (Gran Canaria y Tenerife), donde representa una parte significativa de la capacidad instalada. No obstante, España señala que la utilización de energías renovables en los territorios no peninsulares es inferior a la de la España peninsular, debido a las pequeñas dimensiones del territorio y a limitaciones vinculadas a la obtención de las autorizaciones medioambientales necesarias para la nueva capacidad de generación, la mayor necesidad de generación gestionable a fin de garantizar la seguridad del suministro (3) y la limitada capacidad de almacenamiento.

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España señala que Canarias se caracteriza por el reducido tamaño de su mercado, lo que impide a esta comunidad autónoma aprovechar las ventajas de las economías de escala que se obtienen en el sistema eléctrico peninsular, y se enfrenta a mayores costes de combustible. Como resultado de su aislamiento histórico, también necesita más capacidad de reserva instalada.

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España indica también que la titularidad de casi toda la generación térmica en Canarias es, directa o indirectamente, de Endesa S. A. Por consiguiente, aunque la creciente implantación de energías renovables está facilitando la entrada en el mercado de empresas competidoras, Endesa S. A. seguirá produciendo la mayor parte de la electricidad en este territorio no peninsular.

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Según España, estas especificidades del mercado implican unos costes de producción de electricidad más elevados que los de la península y falta de atractivo para la entrada de nuevas empresas en el mercado, por lo que en Canarias no se ha desarrollado una competencia efectiva.

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En vista de los problemas asociados a la falta de competencia y a los elevados costes, y pese a las medidas adoptadas para fomentar la competencia e introducir incentivos económicos destinados a alentar la eficiencia operativa de las instalaciones y reducir los costes de generación, España alega que no ha sido posible establecer un mecanismo de mercado idéntico al de la península.

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España explica, además, que la electricidad generada en todos los TNP, Canarias entre ellos, está excluida del sistema de ofertas del mercado peninsular. Los sistemas eléctricos de los TNP utilizan un mecanismo de precedencia económica para el despacho (4):

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Según España, este mecanismo tiene en cuenta los elevados costes de generación de electricidad y las especificidades de los TNP y su objeto es garantizar que los consumidores y comercializadores de esos territorios no estén expuestos al coste más elevado de producir electricidad en los TNP en comparación con la España peninsular, sobre la base de principios de solidaridad interregional.

(15)

España explica asimismo que la producción de energía eléctrica en los TNP constituye un esquema de remuneración regulada que sustituye a la remuneración por mercado y que se aplica en un contexto en el que no se dan las condiciones para que el mercado mayorista funcione, y cuyo coste resulta, por razones geográficas y territoriales, superior al coste de producción de electricidad en la península.

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Según señala España, dicho mecanismo garantiza que el sistema eléctrico y el presupuesto público cubran el extracoste resultante de la diferencia entre el mayor coste de generación en los TNP y el precio de la electricidad equivalente al peninsular, de modo que todos los consumidores paguen lo mismo por la electricidad, independientemente del sistema en el que la consuman.

(17)

España afirma que la regulación de las actividades de transporte y distribución de electricidad en los TNP es análoga a la peninsular.

(18)

En relación con el mercado minorista, España explica que los consumidores finales de los TNP tienen derecho a elegir suministrador en los mismos términos que los consumidores finales de la península. Asimismo, la figura del consumidor vulnerable se define para todo el ámbito nacional y, en general, la ordenación del suministro es análoga en todo el territorio nacional. España afirma que, en ese sentido, en relación con el mercado minorista, no existen diferencias entre el ámbito extrapeninsular y el peninsular.

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España explica que la Ley 24/2013 establece que el suministro de energía eléctrica en los TNP debe ser objeto de una reglamentación singular. También establece que esta actividad puede recibir una retribución adicional para cubrir la diferencia entre los costes de generación de electricidad en los TNP y los ingresos procedentes de las ventas de electricidad en esos territorios.

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España observa que la Ley 17/2013 establece las disposiciones generales para la garantía del suministro y el incremento de la competencia en los sistemas eléctricos de los TNP (5). En particular, el artículo 5 de la mencionada Ley 17/2013 establece que la titularidad de las instalaciones hidráulicas de bombeo en los TNP, cuando tengan como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, debe corresponder al gestor de la red.

(21)

España indica que el Real Decreto 738/2015 regula en detalle la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los TNP, así como el régimen retributivo de esta actividad. El régimen retributivo se basa en dos componentes: una retribución por la inversión realizada y otros costes fijos, y una retribución por los costes variables incurridos en la explotación. El objetivo de esta retribución es cubrir los extracostes de la generación de electricidad en los TNP. El Real Decreto 738/2015 define el extracoste como la diferencia entre todos los costes de generación y las cantidades percibidas en el despacho de electricidad gestionado por el gestor de la red.

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Además, el Real Decreto 738/2015 introduce un procedimiento de concurso para la selección de nueva capacidad y de la capacidad que se vaya a renovar.

(23)

La Comisión observa, a este respecto, que el régimen retributivo establecido en el Real Decreto 738/2015 recibió la autorización de ayuda estatal por parte de la Comisión en su Decisión SA.42270 (6), sobre la producción de electricidad en los territorios no peninsulares de España.

(24)

La solicitud de excepción presentada para Canarias se basa en su condición de región ultraperiférica de conformidad con el artículo 349 del TFUE.

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España solicita una excepción con respecto al artículo 40, apartados 4 a 7, y al artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944 en lo relativo a la obtención de servicios auxiliares por parte del gestor de la red de transporte («GRT») y a la prohibición de que los gestores de redes de transporte posean, desarrollen, gestionen o exploten instalaciones de almacenamiento de energía.

(26)

España solicita una excepción para Canarias con respecto a las siguientes disposiciones del Reglamento (UE) 2019/943:

(27)

España considera que la integración de los TNP en el mercado ibérico de la electricidad depende de la existencia de interconexión con la península. España señala que, debido a la distancia geográfica de Canarias con la península, la construcción de interconectores sería imposible o demasiado costosa. Por lo tanto, España considera que las excepciones para Canarias no deben estar sujetas a ninguna limitación temporal.

(28)

Como se describe en el considerando 3, durante marzo y abril de 2021, la Comisión llevó a cabo una consulta pública.

(29)

Todas las observaciones presentadas en respuesta a dicha consulta pública se referían a la excepción solicitada por España con respecto al artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944 en relación con la titularidad, gestión y explotación de las instalaciones de almacenamiento por parte del GRT.

(30)

Quienes respondieron a la consulta pública se mostraron contrarios a dicha excepción, pues legitimaría un proyecto según el cual se ha permitido que Red Eléctrica de España S.A.U. («REE»), el GRT español, desarrolle el proyecto Chira-Soria (7) en Canarias sin procedimiento de licitación, como se exige en el artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944. Señalaron que no sería pertinente que la excepción también cubriera los demás TNP, porque la orografía de las Illes Balears y las pequeñas dimensiones de Ceuta y Melilla no permitirían el almacenamiento de energía en instalaciones hidráulicas de bombeo en esos territorios (8).

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Las respuestas a la consulta pública indicaron que la mera insularidad no es justificación suficiente para establecer excepciones al requisito de licitación establecido en el artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944, dado que, al parecer, algunas partes interesadas privadas habían mostrado interés en el proyecto Chira-Soria. Se alegó que este interés no se había tenido en cuenta a la luz de la Ley 17/2013.

(32)

Destacaron, además, que la autoridad reguladora española, la Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC) y el Consejo de Estado habían expresado su preocupación en relación con el Real Decreto 738/2015 y el papel de REE como titular de instalaciones hidráulicas de bombeo y, al mismo tiempo, como entidad de la que depende, en primera instancia, el procedimiento administrativo de autorización de tales instalaciones hidráulicas de bombeo.

(33)

En las respuestas también se plantearon argumentos de carácter económico. Se subrayó que, en Canarias, este tipo de almacenamiento se ve afectado por la escasa disponibilidad de agua almacenada, lo que hace necesario desalinizar agua de mar. Esto conlleva elevados costes energéticos y reduce sustancialmente la eficiencia del proyecto Chira-Soria. A este respecto, se hizo referencia a la central hidroeólica de bombeo Gorona del Viento de la isla de El Hierro, cuya eficiencia es del 43 %, lejos de los niveles de eficiencia del 70 al 80 % de centrales eléctricas similares en la península.

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En las respuestas se afirmó que la estimación presupuestaria para el proyecto Chira-Soria se había duplicado incluso antes del inicio de su construcción y se hizo referencia a estudios que sugieren que otras soluciones (por ejemplo, interconexiones, almacenamiento distribuido, almacenamiento electroquímico o hidrógeno) serían más eficientes desde el punto de vista económico. También se hizo referencia a la carga financiera para los consumidores relacionada con el elevado coste de la inversión. Se subrayaron los elevadísimos costes de producción de la única instalación similar de Canarias, Gorona del Viento. En vista de que el proyecto Chira-Soria está en una ubicación menos favorable, según las observaciones recibidas se podrían alcanzar niveles sin precedentes de costes por MWh, que harían necesario desviar dinero destinado a la inversión en otras formas de flexibilidad, como la flexibilidad proporcionada por los hogares y el GRT.

(35)

Quienes presentaron observaciones también señalaron que el proyecto Chira-Soria, además de no estar justificado desde el punto de vista económico, no contribuye a la integración de las energías renovables. Se refirieron a «expertos consultados», según los cuales la energía almacenada será principalmente energía procedente de combustibles fósiles producida por antiguas instalaciones térmicas existentes que no pueden cerrarse por la noche. Señalaron que las nuevas tecnologías de almacenamiento (baterías e hidrógeno) y la aparición de vehículos eléctricos harían innecesario el proyecto Chira-Soria y constituirían un medio más eficiente, transparente y rápido para ecologizar el sistema energético.

(36)

Por último, en las respuestas a la consulta se señaló que el proyecto Chira-Soria plantea preocupaciones medioambientales y sociales. Se alegó que su construcción afecta a cinco lugares Natura 2000 y no se ha sometido a una evaluación de impacto ambiental.

(37)

De conformidad con el artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943, hay dos casos en los que puede concederse una excepción con respecto a las disposiciones pertinentes de los artículos 3 y 6, el artículo 7, apartado 1, el artículo 8, apartados 1 y 4, y los artículos 9 a 11, 14 a 17, 19 a 27, 35 a 47 y 51 de dicho Reglamento:

(38)

De conformidad con el artículo 66, apartado 1, párrafo primero, de la Directiva (UE) 2019/944, puede concederse una excepción con respecto a las disposiciones pertinentes de los artículos 7 y 8 y de los capítulos IV, V y VI para las pequeñas redes aisladas y las pequeñas redes conectadas, si el Estado o los Estados miembros pueden demostrar que existen problemas sustanciales para el funcionamiento de dichas redes. El artículo 66, apartado 2, párrafo segundo, de la Directiva (UE) 2019/944 establece que, en el caso de las regiones ultraperiféricas, en el sentido del artículo 349 del TFUE, que no puedan interconectarse con los mercados de la electricidad de la Unión, la excepción debe estar sujeta a condiciones destinadas a garantizar que no obstaculice la transición hacia las energías renovables.

(39)

Tanto en virtud del Reglamento (UE) 2019/943 como de la Directiva (UE) 2019/944, en el caso de las regiones ultraperiféricas, la excepción no debe estar limitada en el tiempo.

(40)

Canarias es una de las regiones ultraperiféricas reconocidas en virtud del artículo 349 del TFUE, por lo que entra en esa categoría a efectos del artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 y del artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944.

(41)

En la actualidad no hay planes para conectar los sistemas eléctricos peninsulares de España con los sistemas eléctricos de Canarias. España explica que, dada la distancia, no es posible integrar Canarias a un coste razonable, y que la integración de las islas tiene graves limitaciones debido a su topografía, al tratarse de islas volcánicas con un fondo marino muy escarpado.

(42)

Por lo tanto, la Comisión considera que Canarias cumple el criterio establecido en el artículo 64, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 y en el artículo 66, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944, de que no puede interconectarse con el mercado de la energía de la Unión por razones físicas evidentes.

(43)

Por consiguiente, con arreglo al artículo 64, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 y al artículo 66, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944, España no está obligada a demostrar que existen problemas sustanciales para el funcionamiento de los sistemas eléctricos de Canarias. La excepción debe concederse por una duración ilimitada.

(44)

El artículo 54, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944 prohíbe a los gestores de redes de transporte poseer, desarrollar, gestionar o explotar instalaciones de almacenamiento de energía.

(45)

El artículo 54, apartado 2, de dicha Directiva prevé la posibilidad de que los Estados miembros concedan excepciones al cumplimiento de esta norma cuando las instalaciones sean componentes de red plenamente integrados y la autoridad reguladora haya concedido su aprobación o si se cumplen todas las condiciones establecidas en las letras a) a c) de dicho apartado.

(46)

Como se indica en el considerando 38, con arreglo al artículo 66, apartado 2, párrafo segundo, de la Directiva (UE) 2019/944, los Estados miembros pueden solicitar una excepción con respecto a las normas establecidas en el capítulo VI (incluidas las del artículo 54) en el caso de las regiones ultraperiféricas, en el sentido del artículo 349 del TFUE, que no puedan interconectarse con los mercados de la electricidad de la Unión, con sujeción a condiciones destinadas a garantizar que la excepción no obstaculice la transición hacia las energías renovables.

(47)

Por lo tanto, además de aplicar la posibilidad de excepción prevista en el artículo 54, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944, España puede solicitar a la Comisión una excepción con respecto al artículo 54 de la Directiva, en relación con Canarias, en referencia al artículo 66.

(48)

Como se describe en el considerando 20, el artículo 5 de la Ley 17/2013 establece que la titularidad de las instalaciones hidráulicas de bombeo en los TNP, cuando tengan como finalidades principales la garantía del suministro, la seguridad del sistema y la integración de energías renovables no gestionables, debe corresponder al gestor de la red.

(49)

En la solicitud, España señala los retos relacionados con la implantación de energías renovables en Canarias. España explica que todas las centrales de energías renovables de una isla producen electricidad en las mismas condiciones meteorológicas, a diferencia de lo que ocurre en la España peninsular. Como resultado de ello, a medida que aumenta la generación de energía renovable en los sistemas eléctricos de Canarias, el cumplimiento de las normas de seguridad del suministro se hace más difícil. Esto podría limitar la adopción de fuentes de energía renovables a largo plazo.

(50)

Según España, la titularidad de las instalaciones hidráulicas de bombeo por parte del GRT en los casos específicos incluidos en la Ley 17/2013 no impide a los inversores privados ser titulares de dichas instalaciones, situación que también contribuiría a garantizar la seguridad del suministro. Todas las instalaciones hidráulicas de bombeo, con independencia de su titularidad, deben participar en el despacho de electricidad, si bien las instalaciones hidráulicas de bombeo de titularidad del GRT se deben integrar como un servicio auxiliar, a fin de garantizar el suministro y la seguridad en cada sistema.

(51)

España solicita, por tanto, la excepción con respecto al artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944 para Canarias, con arreglo al artículo 66 de la Directiva.

(52)

En concreto, la solicitud presentada por España se aplicaría al proyecto Chira-Soria en curso, así como a cualquier futura instalación hidráulica de bombeo bajo titularidad del gestor de la red cuando esté justificado como la mejor alternativa de conformidad con la legislación vigente.

(53)

Como se indica en el considerando 45, la Comisión señala que el artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944 ya incluye, en su apartado 2, la posibilidad de que los Estados miembros concedan excepciones al cumplimiento de la norma del apartado 1 de dicho artículo, a saber, la prohibición de que los gestores de redes de transporte posean, desarrollen, gestionen o exploten instalaciones de almacenamiento de energía.

(54)

En vista de la posibilidad establecida en el artículo 54, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944, la Comisión considera que no está justificada una excepción con respecto al artículo 54, apartado 1, con arreglo al artículo 66 de la Directiva, para todos los tipos de tecnologías de almacenamiento de energía.

(55)

Sin embargo, teniendo en cuenta la condición de región ultraperiférica y la orografía de Canarias, con limitadas opciones de conexión entre las distintas islas, la Comisión considera que está justificada una excepción con respecto al artículo 54, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944, con arreglo al artículo 66 de la Directiva, limitada a las instalaciones hidráulicas de bombeo.

(56)

Las instalaciones hidráulicas de bombeo permiten aumentar la seguridad del suministro y la integración de las energías renovables proporcionando una fuente de flexibilidad renovable al sistema eléctrico, lo que contribuye a equilibrar el exceso de oferta y a evitar restricciones. Esta tecnología se considera fundamental para una integración óptima de las fuentes renovables intermitentes (por ejemplo, eólica y solar) (9). Sin embargo, la productividad hidroeléctrica refleja la climatología, la topografía y los recursos hídricos de cada región y las instalaciones son específicas para cada ubicación.

(57)

La Comisión considera que la titularidad de las instalaciones hidráulicas de bombeo por parte del GRT puede estar justificada en casos muy específicos, como el de Canarias, donde esas instalaciones son necesarias para garantizar la seguridad del suministro y la integración de las fuentes de energía renovables, y donde los sistemas eléctricos cuentan con opciones limitadas para alcanzar flexibilidad con bajas emisiones de carbono.

(58)

Además, debido a las condiciones actuales del mercado de la electricidad en Canarias (véase la sección 2), parece que las inversiones comerciales en instalaciones hidráulicas de bombeo no pueden facilitarse rápidamente, a pesar de la urgente necesidad de instalaciones que ofrezcan flexibilidad con bajas emisiones de carbono. Esto se debe a que los proyectos de energía hidroeléctrica tienen plazos de predesarrollo, construcción y explotación más largos que otras tecnologías, así como mayores riesgos de inversión, lo que tal vez requiera instrumentos normativos e incentivos específicos, así como una perspectiva y una visión a más largo plazo. La urgencia de estos proyectos, habida cuenta de la adopción prevista de una estrategia sobre la integración de energías renovables en un futuro próximo (10) y de los retos de funcionamiento del sistema a los que parece enfrentarse Canarias (11), es tal que la Comisión considera que, en el caso de esta región ultraperiférica, España no debe tener la obligación de cumplir las condiciones establecidas en el artículo 54, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944.

(59)

Una excepción con respecto al artículo 54, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944, con arreglo al artículo 66 de dicha Directiva, limitada a las instalaciones hidráulicas de bombeo no debería impedir el desarrollo basado en el mercado de proyectos de almacenamiento que utilicen este u otros tipos de tecnologías en Canarias. Teniendo en cuenta los compromisos de España en lo que respecta a la descarbonización de los TNP, como Canarias, a medida que aumenta la generación de fuentes renovables, es probable que, además de las instalaciones hidráulicas de bombeo, se necesiten instalaciones de almacenamiento de energía basadas en otras tecnologías para garantizar la seguridad del suministro.

(60)

La Comisión destaca, además, que la obligación de los GRT de tener la titularidad de instalaciones de almacenamiento de energía en territorios no peninsulares y de explotarlas, establecida en la Ley 17/2013, parece basarse en criterios diferentes de los establecidos en el artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944. La presente Decisión se limita a evaluar si se cumplen los requisitos para una excepción con arreglo al artículo 66, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944 y no prejuzga la evaluación de la Comisión sobre la compatibilidad de la Ley 17/2013 con los requisitos establecidos en tal Directiva (UE) 2019/944.

(61)

Según España, la falta de competencia efectiva en el segmento de la generación impide establecer mercados de la electricidad no distorsionados en los TNP. En particular, impide al gestor de la red de transporte establecer y explotar un mercado de balance en Canarias, lo que incluye la obtención de servicios auxiliares de no frecuencia basados en el mercado.

(62)

Dada la ausencia de un mercado de balance y de contratación pública basada en el mercado de servicios auxiliares de no frecuencia en Canarias, la Comisión considera que están justificadas las excepciones a las obligaciones establecidas en el artículo 40, apartados 4 a 7, de la Directiva (UE) 2019/944, con arreglo al artículo 66 de la Directiva.

(63)

Según España, la falta de competencia efectiva entre productores impide establecer mercados de la electricidad no regulados. Las decisiones de despacho en los TNP, incluida Canarias, se basan en criterios técnicos y económicos para los que no siempre se pueden aplicar las normas del mercado. Además, España explica que la formación de precios en los TNP no se basa en la oferta y la demanda en esos territorios, sino en la España peninsular, para evitar que los consumidores paguen el extracoste de la producción de electricidad en dichos TNP.

(64)

Sobre la base de los hechos expuestos en el considerando anterior, España solicita una excepción con respecto a las disposiciones siguientes del artículo 3, párrafo primero, del Reglamento (UE) 2019/943:

(65)

En relación con el artículo 6, el artículo 7, apartado 1, el artículo 8, apartados 1 y 4, y los artículos 9, 10 y 11, España destaca que, aunque el sistema eléctrico de los TNP se rige por un sistema de despacho que funciona de manera similar a los mercados de la electricidad de la Unión, por ejemplo con despachos diarios e intradiarios, constituye un sistema regulado. El precio de adquisición se basa en el precio peninsular y no en los costes que se reconoce a los productores en el desarrollo de su actividad de generación de electricidad, incluidos los servicios de balance. Sobre esta base, España solicita una excepción con respecto al artículo 6, al artículo 7, apartado 1, al artículo 8, apartados 1 y 4, y a los artículos 9, 10 y 11 del Reglamento (UE) 2019/943, ya que no existe un mercado de balance en los TNP, como Canarias, y tampoco existe la posibilidad de integración con los mercados diario e intradiario de la Unión, debido a su aislamiento.

(66)

Por lo que se refiere al artículo 7, apartado 1, y al artículo 8, apartados 1 y 4, del Reglamento (UE) 2019/943, España señala que, debido al aislamiento de los TNP, la gestión de los despachos se realiza de forma independiente a la gestión de los mercados peninsular y europeo, más allá de la referencia de precio de adquisición de la energía basada en el precio peninsular, estando referenciados los despachos a programaciones horarias.

(67)

Del mismo modo, de acuerdo con lo anterior, España considera que la integración de los mercados a plazo, los límites técnicos de las ofertas y el valor de carga perdida a que se refieren los artículos 9 a 11 del Reglamento (UE) 2019/943 no se aplican al despacho en los TNP.

(68)

En relación con la solicitud de excepción con respecto al artículo 3, párrafo primero, del Reglamento (UE) 2019/943, la Comisión considera lo siguiente:

(69)

En el caso de la excepción solicitada con respecto al artículo 6, al artículo 7, apartado 1, al artículo 8, apartados 1 y 4, y a los artículos 9, 10 y 11 del Reglamento (UE) 2019/943, esas disposiciones se refieren a requisitos relativos a los mercados a plazo, diario, intradiario y de balance. Sobre la base de la información presentada por España, parece que esos mercados no pueden implantarse eficazmente en Canarias (considerando 12), teniendo en cuenta las particularidades de los sistemas eléctricos de ese territorio. Por lo tanto, la Comisión considera que está justificada una excepción con respecto a dichas disposiciones.

(70)

España explica que los requisitos establecidos en los artículos 14 a 16 y en el artículo 19 no pueden aplicarse en los TNP, ya que el GRT realiza el despacho de generación para cada uno de los sistemas eléctricos aislados y dichos sistemas no constituyen zonas de oferta interconectadas separadas. Esos despachos tienen en cuenta la energía transferida a través de conexiones entre las islas de Canarias (es decir, entre Lanzarote y Fuerteventura). En caso de congestión en dichas conexiones, el GRT reorganiza el despacho de la capacidad de generación disponible, teniendo en cuenta principalmente criterios técnicos, para garantizar el suministro. España también explica que, dado que los TNP no constituyen zonas de oferta separadas, no existe un mercado de capacidad interzonal asociado, por lo que no se generan ingresos de congestión.

(71)

Las excepciones con respecto al artículo 7, apartado 1, y al artículo 8, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 tienen por efecto no incluir los sistemas eléctricos de Canarias en los mercados diario e intradiario integrados. Por lo tanto, necesariamente, algunas disposiciones relativas al funcionamiento de esos mercados no se aplican a Canarias.

(72)

Además, Canarias no se considera una zona de oferta separada. Los artículos 14 a 17 y el artículo 19 del Reglamento (UE) 2019/943 se refieren a las zonas de oferta y a la gestión de la capacidad y la congestión entre zonas de oferta. Dado que los distintos sistemas eléctricos de Canarias no constituyen zonas de oferta separadas, las disposiciones relativas a las zonas de oferta no son aplicables a Canarias. De eso se desprende que no está justificada una excepción con respecto a los requisitos de los artículos 14 y 15, el artículo 16, apartados 3 a 13, y los artículos 17 y 19 del Reglamento (UE) 2019/943.

(73)

Además, el artículo 16, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2019/943, que contiene principios generales relativos a la gestión de la congestión, se aplica a Canarias, ya que esos principios ofrecen a los participantes en el mercado garantías de que el GRT debe abordar los problemas de congestión con soluciones no discriminatorias basadas en el mercado y utilizar procedimientos de restricción de las transacciones únicamente en situaciones de emergencia. Por tanto, la Comisión considera que no está justificada una excepción con respecto al artículo 16, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2019/943.

(74)

España explica que, debido al aislamiento de los TNP, el análisis de cobertura de la demanda elaborado por el gestor de la red para cada TNP es independiente y no está integrado en el análisis europeo de cobertura ni en el análisis de cobertura peninsular. Por lo tanto, España considera que algunas de las disposiciones del capítulo IV no son aplicables a los TNP. España subraya, no obstante, que las normas nacionales actuales tienen por objeto, en la medida de lo posible, establecer la igualdad de trato entre los territorios no peninsulares y el mercado peninsular, por ejemplo, en los niveles de seguridad del suministro o en la metodología con la que se realizan los análisis de cobertura.

(75)

España afirma que la cobertura de los TNP está garantizada por el mecanismo específico de asignación de nueva capacidad establecido en el Real Decreto 738/2015, como se describe en los considerandos 21 a 23. España considera que este mecanismo debe mantenerse, dada la naturaleza singular de los TNP, y, por tanto, solicita una excepción con respecto al artículo 20, apartados 3 a 8, al artículo 21, apartados 7 y 8, al artículo 22, apartado 1, letras f) y h), al artículo 22, apartados 2, 3 y 5, y al artículo 25, apartados 2 a 4.

(76)

España alega que el análisis de la cobertura de la demanda en los TNP se atiene a los principios incluidos en el artículo 20, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2019/943. España también explica que, cuando se detectan problemas de cobertura, estos se abordan mediante la convocatoria de un procedimiento de licitación (como se establece en el Real Decreto 738/2015), junto con la evaluación de las subastas de capacidad de origen renovable. Se trata de procedimientos a los que, según España, no pueden aplicarse los requisitos del artículo 20, apartados 3 a 8, del Reglamento (UE) 2019/943.

(77)

España explica que las disposiciones incluidas en el artículo 21, apartados 7 y 8, del Reglamento (UE) 2019/943, que hacen referencia al carácter temporal de los mecanismos de capacidad, no son compatibles con el mecanismo establecido en el Real Decreto 738/2015. Afirma, sin embargo, que se aplicarán los requisitos del artículo 21, apartados 7 y 8, del Reglamento a cualquier nuevo mecanismo de capacidad futuro.

(78)

España observa que el mecanismo establecido en el Real Decreto 738/2015 también es incompatible con las disposiciones siguientes del Reglamento (UE) 2019/943:

(79)

España explica que el estándar de fiabilidad para los territorios no peninsulares no se ajusta a los requisitos del artículo 25, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943, ya que no tiene en cuenta el coste de la entrada de nuevas empresas. España añade que, aunque el estándar fuera el mismo, podría evolucionar hacia valores más estrictos a un ritmo diferente, por lo cual solicita una excepción con respecto al artículo 25, apartados 2 a 4, del Reglamento (UE) 2019/943.

(80)

El artículo 20 del Reglamento (UE) 2019/943 aborda la cobertura de la demanda en el mercado interior de la electricidad y establece obligaciones para los Estados miembros sobre cómo supervisar la cobertura de la demanda y cómo actuar cuando se detectan problemas al respecto, a saber, elaborar un plan de ejecución con el objetivo de eliminar distorsiones reglamentarias, garantizar la adquisición basada en el mercado de servicios de balance o suprimir los precios regulados, entre otras medidas. La Comisión toma nota de que Canarias está sujeta a un análisis de la cobertura de la demanda que no está integrado en el análisis europeo o nacional de cobertura. Además, dado que la mayoría de las normas del mercado no pueden aplicarse en Canarias (véanse las secciones anteriores), la mayoría de los elementos de los planes de ejecución con arreglo al artículo 20, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943 no son aplicables al mercado mayorista regulado de Canarias. Por tanto, la Comisión considera que está justificada una excepción con respecto al artículo 20, apartados 3 a 8, del Reglamento (UE) 2019/943.

(81)

El artículo 21, apartado 7, del Reglamento (UE) 2019/943 establece el requisito de una eliminación progresiva y eficiente del mecanismo de capacidad en caso de que no se celebren nuevos contratos durante tres años consecutivos, mientras que el artículo 21, apartado 8, del Reglamento (UE) 2019/943 establece requisitos relacionados con el carácter temporal de los mecanismos de capacidad. Sobre la base de las explicaciones de España, el actual régimen retributivo regulado en el Real Decreto 738/2015 para la generación en los TNP (que no tiene carácter temporal) podría considerarse equivalente a un mecanismo de capacidad. Para garantizar la viabilidad de este mecanismo, aprobado en virtud de la Decisión de la Comisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270, y la consecución de los objetivos perseguidos (entre otros, fomentar el mantenimiento de centrales eléctricas y la sustitución de centrales eléctricas ineficientes y promover las fuentes de energía renovables en España), la Comisión considera que está justificada una excepción con respecto al artículo 21, apartado 7, para Canarias.

(82)

Sin embargo, por lo que se refiere a la solicitud de excepción con respecto al artículo 21, apartado 8, del Reglamento (UE) 2019/943, la Comisión considera que no está justificada, dado que no es posible predecir la evolución de los sistemas eléctricos de Canarias a lo largo del tiempo. En consecuencia, la duración del régimen retributivo regulado establecido en el Real Decreto 738/2015 debe limitarse al período que finaliza el 31 de diciembre de 2029, como se aprobó en la Decisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270.

(83)

El artículo 22 del Reglamento (UE) 2019/943 establece los principios para la configuración de mecanismos de capacidad. La Comisión considera que una excepción con respecto al artículo 22, apartado 1, letras f) y h), del Reglamento (UE) 2019/943 aplicable después de la fecha de expiración del régimen retributivo regulado establecido en la Decisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270 sería un obstáculo para la transición a las energías renovables, una mayor flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda, ya que estas disposiciones están dirigidas a permitir la participación de todas las tecnologías de manera competitiva. Por tanto, la Comisión considera que no está justificada una excepción con respecto al artículo 22, apartado 1, letras f) y h). Esto debe entenderse sin perjuicio de los compromisos y los contratos celebrados en relación con Canarias en el marco del régimen retributivo del Real Decreto 738/2015 como se aprobó en la Decisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270.

(84)

Sobre la base de la información facilitada por España (considerando 77), la Comisión considera que está justificada una excepción con respecto a los requisitos del artículo 22, apartados 2 y 3, del Reglamento (UE) 2019/943.

(85)

Por lo que se refiere a la solicitud de excepción con respecto al artículo 22, apartado 5, del Reglamento (UE) 2019/943, la Comisión considera que una excepción no está justificada, dado que el artículo 22, apartado 5, de ese Reglamento no es aplicable a los mecanismos de capacidad aprobados después del 4 de julio de 2019.

(86)

En relación con el artículo 22, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943, donde se establecen los requisitos en cuanto a límites de emisiones de CO2 de los mecanismos de capacidad, la Comisión considera que esos requisitos no son aplicables al régimen retributivo regulado vigente aprobado en la Decisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270, en vista de las pequeñas dimensiones de los sistemas eléctricos de Canarias, las limitaciones vinculadas a la obtención de las autorizaciones medioambientales necesarias para la nueva capacidad de generación y la mayor necesidad de generación gestionable a fin de garantizar la integración de las energías renovables en los sistemas eléctricos de Canarias y la seguridad del suministro. La Comisión considera que una excepción con respecto al artículo 22, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943 aplicable después de la fecha de expiración del régimen retributivo regulado establecido en la Decisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270 sería un obstáculo para la transición a las energías renovables, una mayor flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda, ya que estas disposiciones están dirigidas a permitir la participación de todas las tecnologías de manera competitiva. Por tanto, la Comisión considera que no está justificada una excepción con respecto al artículo 22, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943. Esto debe entenderse sin perjuicio de los compromisos y los contratos celebrados en relación con Canarias en el marco del régimen retributivo del Real Decreto 738/2015 como se aprobó en la Decisión sobre ayudas estatales en el asunto SA.42270.

(87)

En opinión de la Comisión, sobre la base de las explicaciones facilitadas por España (véase el considerando 78), está justificada una excepción con respecto al artículo 25, apartados 2 a 4, del Reglamento (UE) 2019/943 para la explotación de los sistemas eléctricos en Canarias.

(88)

En su solicitud, modificada por el segundo grupo de aclaraciones enviado por España el 17 de enero de 2022, España afirmó que, para el mecanismo existente del Real Decreto 738/2015, se necesita una excepción con respecto a los artículos 14 a 17, 19 a 27 y 35 a 47 del Reglamento (UE) 2019/943. La Comisión considera que no es necesaria una excepción tan amplia para garantizar su aplicación. En opinión de la Comisión, solo están justificadas las excepciones indicadas en las secciones anteriores.

(89)

De conformidad con el artículo 64, apartado 1, párrafo quinto, del Reglamento (UE) 2019/943 y con el artículo 66, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944, una decisión de excepción debe garantizar que no se obstaculice la transición a las energías renovables, una mayor flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda.

(90)

En relación con la transición a las energías renovables y la mayor flexibilidad (incluida la respuesta de la demanda), y con el almacenamiento de energía, es importante señalar que el buen funcionamiento de los mercados a plazo, diario, intradiario y de balance, en consonancia con los requisitos establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 y en la Directiva (UE) 2019/944, debe proporcionar las señales de despacho e inversión necesarias para maximizar el desarrollo potencial de dichas tecnologías. A modo de ejemplo, el desarrollo de la respuesta de la demanda que puede activarse en períodos en que los sistemas eléctricos de Canarias están en situación de tensión se lograría más fácilmente, en principio, en un sistema donde los precios de la demanda reflejen la situación horaria de la generación en Canarias, en lugar de en la península. Esto no impide automáticamente el desarrollo de la respuesta de la demanda u otras formas de flexibilidad en el marco normativo actual. Sin embargo, no puede excluirse que la decisión de excepción pueda tener efectos negativos en ese desarrollo potencial.

(91)

Por otra parte, el artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 no exige que las decisiones de excepción maximicen el potencial de flexibilidad o de almacenamiento de energía. Una excepción concedida en virtud del artículo 64 del citado Reglamento solo tiene por objeto garantizar que «no se obstaculice» esa transición. En otras palabras, la excepción no debe impedir avances que tendrían lugar de forma natural de no existir la excepción. Es poco probable que, de no concederse la excepción, se desarrollen mercados a plazo, diario, intradiario y de balance que funcionen correctamente en cada uno de los sistemas eléctricos de Canarias. Esto se debe a los retos relacionados con el funcionamiento de los sistemas eléctricos pequeños y aislados, los niveles de competencia muy bajos en el segmento de la generación y la falta de conexión con el mercado peninsular descritos en la sección 2.

(92)

Por lo que respecta concretamente al almacenamiento de energía, la Comisión reconoce la importancia de esta tecnología para la integración de fuentes de energía variables, como las energías renovables, especialmente en sistemas pequeños y aislados como los de Canarias. No obstante, la Comisión considera que, siempre que sea posible, deben promoverse las inversiones basadas en el mercado en esas tecnologías (12). Por este motivo, la Comisión considera que una excepción con respecto al artículo 54 de la Directiva (UE) 2019/944 con arreglo al artículo 66 de dicha Directiva solo está justificada en lo relativo a las instalaciones hidráulicas de bombeo.

(93)

La excepción no parece tener efectos apreciables en la electromovilidad.

(94)

El artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944 indican expresamente que el único caso en que la Comisión puede establecer una excepción ilimitada se refiere a las regiones ultraperiféricas, en el sentido del artículo 349 del TFUE, que no puedan estar interconectadas con el mercado de la Unión de la energía por razones físicas evidentes. Es fácilmente comprensible, pues dichas regiones no ejercen ningún impacto en el mercado interior de la electricidad.

(95)

Como se menciona en el considerando 42, Canarias constituye una de las regiones ultraperiféricas recogidas en el artículo 349 del TFUE y no puede estar interconectada con el mercado de la Unión de la energía por razones físicas evidentes. Por consiguiente, la excepción debe concederse por una duración ilimitada.