DOUE-L-2006-82148
Europeo
Unión Europea
Decisión
20061109
770/2006

Decisión de la Comisión, de 9 de noviembre de 2006, por la que se modifica el anexo del Reglamento (CE) nº 1228/2003 relativo a las condiciones de acceso a la red para los intercambios transfronterizos de electricidad.
Diario Oficial de la Unión Europea
20061111
312
L
59
65
/doue/2006/312/L00059-00065.pdf
L
S
20110303
N
S
L
Energía eléctrica
Transporte de energía
Esta norma se entiende implícitamente derogada por Reglamento 714/2009, de 13 de julio; DOUE-L-2009-81465
SUSTITUYE
el anexo del Reglamento 1228/2003, de 26 de junio
Energía
LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,
Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea,
Visto el Reglamento (CE) no 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad (1), y, en particular, su artículo 8, apartado 4,
Considerando lo siguiente:
(1) El Reglamento (CE) no 1228/2003 establece directrices sobre la gestión y asignación de la capacidad de transmisión disponible en las interconexiones entre redes nacionales.
(2) Deberán introducirse en dichas directrices métodos eficaces de gestión de la congestión para las capacidades de interconexión transfronteriza de la electricidad, con el fin de garantizar un acceso eficaz a las redes de transporte a efectos de las transacciones transfronterizas.
(3) Las medidas previstas en la presente Decisión se ajustan al dictamen del Comité al que se refiere el artículo 13, apartado 2, del Reglamento (CE) no 1228/2003.
DECIDE:
Artículo 1
El anexo del Reglamento (CE) no 1228/2003 será sustituido por el anexo de la presente Decisión.
Artículo 2
La presente Decisión entrará en vigor el vigésimo día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.
Hecho en Bruselas, el 9 de noviembre de 2006.
Por la Comisión
Andris PIEBALGS
Miembro de la Comisión
__________
(1) DO L 176 de 15.7.2003, p. 1.
ANEXO
Directrices sobre la gestión de la congestión y asignación de la capacidad de transmisión disponible en las interconexiones entre redes nacionales
1. Disposiciones generales
1.1. Los gestores de las redes de transporte (GRT) procurarán aceptar todas las transacciones comerciales, incluidas las que implican comercio transfronterizo.
1.2. Cuando no exista congestión, no habrá ninguna restricción de acceso a la interconexión. Cuando esto suceda con frecuencia, no es necesario que exista un procedimiento general permanente de asignación de capacidades para el acceso a un servicio de transporte transfronterizo.
1.3. Cuando las transacciones comerciales programadas no sean compatibles con la seguridad de funcionamiento de la red, los GRT deberán aliviar la congestión de conformidad con los requisitos de la seguridad de funcionamiento de la red, al tiempo que procuran garantizar que todos los costes asociados se mantengan a un nivel eficiente desde el punto de vista económico. Se preverá redistribución de carga o intercambios compensatorios como solución en caso de que no puedan aplicarse medidas de coste inferior.
1.4. Si se produce congestión estructural, los GRT aplicarán inmediatamente normas y acuerdos adecuados para la gestión de la congestión, definidos y consensuados previamente. Los métodos de gestión de la congestión garantizarán que los flujos físicos de energía asociados a toda la capacidad de transporte asignada se ajustan a las normas de seguridad de la red.
1.5. Los métodos adoptados para la gestión de la congestión deberán proporcionar señales económicas eficientes a los participantes del mercado y a los GRT, fomentar la competencia y ser adecuados para su aplicación regional y comunitaria.
1.6. En la gestión de la congestión no podrá aplicarse ninguna distinción basada en transacciones. Una solicitud concreta de servicio de transporte sólo se denegará cuando se cumplan al mismo tiempo las condiciones siguientes:
a) el incremento de los flujos físicos de energía resultante de la aceptación de dicha solicitud implica que puede seguir garantizándose la seguridad de funcionamiento de la red, y
b) el valor monetario correspondiente a dicha solicitud en el procedimiento de gestión de la congestión es inferior al de todas las demás solicitudes que se pretende aceptar para el mismo servicio y las mismas condiciones.
1.7. Cuando se definan las zonas adecuadas de la red en las que y entre las que vaya a ser aplicable la gestión de la congestión, los GRT se guiarán por los principios de efectividad de costes y minimización de los impactos negativos en el mercado interior de la electricidad. Específicamente, los GRT no podrán limitar la capacidad de interconexión con el fin de resolver la congestión dentro de su propia zona de control, salvo por las razones citadas y por razones de seguridad operativa (1). Si se produce esta situación, los GRT la describirán y la presentarán de forma transparente a todos los usuarios. Esta situación sólo se tolerará hasta que se encuentre una solución a largo plazo. Los GRT describirán y presentarán de forma transparente a todos los usuarios la metodología y proyectos para lograr la solución a largo plazo.
1.8. Para equilibrar la red dentro de su zona de control mediante medidas operativas en la red y a través de la redistribución de la carga, el GRT tendrá en cuenta el efecto de estas medidas en las zonas de control limítrofes.
1.9. Antes del 1 de enero de 2008, deberán establecerse mecanismos para la gestión intradiaria de la congestión de la capacidad de los interconectores de forma coordinada y en condiciones de seguridad de funcionamiento, con el fin de aprovechar al máximo las oportunidades para los intercambios comerciales y establecer el proceso de equilibrado transfronterizo.
1.10. Las autoridades reguladoras nacionales evaluarán periódicamente los métodos de gestión de la congestión, prestando especial atención al respeto de los principios y normas establecidos en el presente Reglamento y Directrices y de las condiciones establecidas por las propias autoridades reguladoras en virtud de dichos principios y normas. Dicha evaluación incluirá la consulta de todos los operadores del mercado, así como estudios específicos.
_______
(1) La seguridad operativa quiere decir que «se mantiene la red de transporte dentro de unos límites de seguridad convenidos».
2. Métodos de gestión de la congestión
2.1. Los métodos de gestión de la congestión se ajustarán a las leyes del mercado para facilitar un intercambio comercial transfronterizo eficiente. Para ello, la capacidad deberá asignarse únicamente mediante subastas explícitas (capacidad) o implícitas (capacidad y energía). Ambos métodos pueden coexistir en la misma interconexión. Para los intercambios intradiarios podrá utilizarse un régimen continuo.
2.2. Dependiendo de las condiciones de la competencia, los mecanismos de gestión de la congestión pueden necesitar permitir la asignación de capacidad de transporte tanto a largo como a corto plazo.
2.3. Cada uno de los procedimientos de asignación de capacidad asignará una fracción prescrita de la capacidad de interconexión disponible, más toda capacidad restante no asignada previamente, así como toda capacidad liberada por titulares de los derechos de utilización de la capacidad obtenida de asignaciones previas.
2.4. Los GRT deberán optimizar el grado de firmeza de la capacidad, teniendo en cuenta las obligaciones y derechos de los GRT afectados y las obligaciones y derechos de los participantes del mercado, con el fin de facilitar una competencia efectiva y eficiente. Una fracción razonable de la capacidad podrá ofertarse al mercado con un nivel de firmeza menor, pero en todo momento se comunicarán a los participantes del mercado las condiciones precisas del transporte por líneas transfronterizas.
2.5. Los derechos de acceso para las asignaciones a largo y medio plazo deberán ser derechos de capacidad de transporte firmes. Estarán sujetos a los principios de «usado o perdido» («use-it-or-lose-it») o de «usado o retribuido» («use-it-orsellit») en el momento de la nominación.
2.6. Los GRT definirán una estructura adecuada para la asignación de capacidad entre los diferentes horizontes temporales.
Esta estructura puede incluir una opción para reservar un porcentaje mínimo de capacidad de interconexión para la asignación diaria o intradiaria. Esta estructura de asignación deberá estar sujeta a revisión por parte de las autoridades reguladoras respectivas. Al elaborar sus propuestas, los GRT tendrán en cuenta:
a) las características de los mercados,
b) las condiciones de funcionamiento, como las implicaciones de la compensación de los programas declarados firmemente,
c) el nivel de armonización de los porcentajes y horizontes temporales adoptados para los diferentes mecanismos de asignación de capacidad existentes.
2.7. La asignación de capacidad no podrá discriminar entre participantes del mercado que deseen utilizar sus derechos para hacer uso de contratos bilaterales de suministro o para presentar ofertas en los mercados de la energía. Se elegirán las ofertas más altas, tanto implícitas como explícitas en cada horizonte temporal.
2.8. En regiones en las que los mercados financieros a plazos de la electricidad están bien desarrollados y han demostrado su eficacia, toda la capacidad de interconexión podrá asignarse a través de subastas implícitas.
2.9. Excepción hecha de los nuevos interconectores, que gozan de una exención en virtud del artículo 7 del Reglamento, no se autorizará la fijación de precios de reserva en los métodos de asignación de capacidad.
2.10. En principio, todos los participantes potenciales del mercado estarán autorizados a participar en el proceso de asignación sin restricción. Para evitar crear o agravar los problemas relacionados con el uso potencial de la posición dominante de cualquier operador del mercado, las autoridades reguladoras o las autoridades en materia de competencia, si procede, podrán imponer restricciones en general o a una empresa en particular a cuenta de la posición dominante en el mercado.
2.11. Los participantes del mercado deberán presentar a los GRT una nominación firme de su uso de la capacidad antes de un plazo definido para cada horizonte temporal. El plazo se fijará de tal forma que los GRT puedan volver a programar la capacidad no utilizada para su reasignación en el siguiente horizonte temporal que corresponda — incluidas las sesiones intradiarias.
2.12. La capacidad podrá comercializarse libremente en el mercado secundario, siempre que el GRT haya sido informado con antelación suficiente. Cuando un GRT rechace un intercambio (transacción) secundario, dicho GRT deberá comunicarlo y explicarlo de forma nítida y transparente a todos los participantes del mercado, y notificarlo a la autoridad reguladora.
2.13. Las consecuencias financieras del incumplimiento de las obligaciones asociadas a la asignación de capacidad deberán atribuirse a los responsables de dicho incumplimiento. Cuando los participantes del mercado no utilicen la capacidad que se han comprometido a utilizar, o, si se trata de capacidad subastada explícitamente, no la comercialicen en el mercado secundario o no devuelvan la capacidad en su debido momento, perderán los derechos a utilizar dicha capacidad y pagarán una tarifa ajustada a los costes. Todas las tarifas ajustadas a los costes en caso de no utilización de la capacidad deberán ser justificadas y proporcionadas. Del mismo modo, si un GRT no cumple su obligación, estará obligado a compensar al participante del mercado por la pérdida de derechos de capacidad. A tal efecto no se tendrán en cuenta las pérdidas que puedan producirse indirectamente. Los conceptos y métodos fundamentales para la determinación de responsabilidades derivadas del incumplimiento de las obligaciones se fijarán con antelación respecto de las consecuencias financieras y deberán estar sujetas a revisión por parte de las autoridades reguladoras nacionales competentes.
3. Coordinación
3.1. La asignación de capacidad en una interconexión será coordinada y aplicada por los GRT interesados, utilizando procedimientos comunes de asignación. En los casos en que se prevea que los intercambios comerciales entre dos países (GRT) puedan afectar a las condiciones de flujo físico en un tercer país (GRT), los métodos de gestión de la congestión se coordinarán entre todos los GRT afectados mediante un procedimiento común para la gestión de la congestión. Las autoridades reguladoras nacionales y los GRT velarán por que no se establezcan unilateralmente procedimientos de gestión de la congestión que influyan de forma significativa en los flujos físicos de energía eléctrica de otras redes.
3.2. A más tardar el 1 de enero de 2007 se aplicará un método común coordinado de gestión de la congestión, así como un procedimiento para la asignación de capacidad al mercado como mínimo anual, mensual y diario, entre países en las regiones siguientes:
a) Europa Septentrional (es decir, Dinamarca, Suecia, Finlandia, Alemania y Polonia),
b) Europa Noroccidental (es decir, el Benelux, Alemania y Francia),
c) Italia (es decir, Italia, Francia, Alemania, Austria, Eslovenia y Grecia),
d) Europa Central y Oriental (es decir, Alemania, Polonia, República Checa, Eslovaquia, Hungría, Austria y Eslovenia),
e) Europa Sudoccidental (es decir, España, Portugal y Francia),
f) el Reino Unido, Irlanda y Francia,
g) países bálticos (es decir, Estonia, Letonia y Lituania).
En una interconexión que afecte a países que pertenezcan a más de una región, el método de gestión de la congestión aplicado podrá ser diferente con el fin de garantizar la compatibilidad con los métodos aplicados en las demás regiones a las que pertenezcan dichos países. En tal caso, los GRT pertinentes propondrán el método, que estará sujeto a revisión por parte de las autoridades reguladores competentes.
3.3. Las regiones que figuran en el punto 2.8 podrán asignar toda la capacidad de interconexión mediante asignación diaria.
3.4. En estas siete regiones deberán definirse procedimientos compatibles de gestión de la congestión, con vistas a formar un mercado interior de la electricidad europeo verdaderamente integrado. No se enfrentará a las partes del mercado a sistemas regionales incompatibles.
3.5. Con el fin de fomentar una competencia y unos intercambios transfronterizos equitativos y eficientes, la coordinación entre los GRT dentro de las regiones establecidas en el punto 3.2 anterior incluirá todos los pasos, desde el cálculo de la capacidad y la optimización de la asignación hasta la seguridad de funcionamiento de la red, con unas responsabilidades claramente asignadas. Dicha coordinación incluirá, en particular:
a) uso de un modelo de transporte común que aborde eficazmente los flujos en bucle físicos interdependientes y tenga en cuenta las discrepancias entre los flujos físicos y los comerciales,
b) asignación y nominación de capacidad para abordar eficazmente los flujos de bucle físicos interdependientes,
c) obligaciones idénticas para los titulares de los derechos de utilización de la capacidad para que faciliten información sobre el uso que pretenden dar a la capacidad, es decir, nominación de capacidad (para las subastas explícitas),
d) horizontes temporales y horas de cierre idénticos,
e) idéntica estructura para la asignación de capacidad entre diferentes horizontes temporales (p. ej. un día, tres horas, una semana, etc.) y en términos de bloques de capacidad vendida (cantidad de energía en MW, MWh, etc.),
f) marco contractual consistente con los participantes en el mercado,
g) verificación de conformidad de los flujos con respecto a los requisitos de seguridad de la red para la planificación del funcionamiento y para el funcionamiento en tiempo real,
h) el tratamiento contable y la liquidación de las acciones de gestión de la congestión.
3.6. La coordinación incluirá también el intercambio de información entre los GRT. La naturaleza, el tiempo y la frecuencia del intercambio de información deberán ser compatibles con las actividades del apartado 3.5 y el funcionamiento de los mercados de la electricidad. Este intercambio de información permitirá en particular a los GRT hacer las mejores previsiones posibles de la situación global de la red de electricidad con el fin de evaluar los flujos de su red y las capacidades de interconexión disponibles. Todo GRT que recabe información en nombre de otros GRT deberá entregar a los GRT participantes los resultados de la recogida de datos.
4. Calendario para las operaciones del mercado
4.1. La asignación de la capacidad de transporte disponible deberá tener lugar con antelación suficiente. Antes de cada asignación, los GRT afectados publicarán conjuntamente la capacidad que va a ser asignada, teniendo en cuenta, si procede, la capacidad liberada de todos los derechos de transporte firmes y, si fuera necesario, las nominaciones compensadas asociadas, junto con todos aquellos periodos de tiempo durante los cuales la capacidad vaya a ser reducida o a no estar disponible (por razones de mantenimiento, por ejemplo).
4.2. Teniendo plenamente en cuenta la seguridad de la red, la nominación de los derechos de transporte deberá realizarse con suficiente antelación, antes de las sesiones diarias de todos los mercados organizados concernidos y antes de la publicación de la capacidad que va a ser asignada en virtud del mecanismo de asignación diaria o intradiaria. Las nominaciones de derechos de transmisión en la dirección contraria serán compensadas con el fin de hacer un uso eficiente de la interconexión.
4.3. Las asignaciones intradiarias sucesivas de la capacidad de transporte disponible para el día D deberán tener lugar los días D-1 y D, tras la publicación de los programas diarios de producción indicativos o reales.
4.4. Cuando preparen el programa diario de funcionamiento de la red eléctrica, los GRT intercambiarán información con los GRT vecinos, incluyendo su pronóstico de topología de la red, la disponibilidad y la producción prevista de las unidades de generación y los flujos de carga, con el fin de optimizar el uso de la red global por medio de medidas operativas conformes a las normas para la seguridad de funcionamiento de la red eléctrica.
5. Transparencia
5.1. Los GRT publicarán todos los datos pertinentes relacionados con la disponibilidad, el acceso y el uso de la red, incluido un informe que indique dónde y por qué existe congestión, los métodos aplicados para la gestión de la congestión y los planes para su gestión futura.
5.2. Los GRT publicarán una descripción general del método de gestión de la congestión aplicado en diferentes circunstancias para maximizar la capacidad disponible en el mercado y un sistema general para el cálculo de la capacidad de interconexión para los diferentes horizontes temporales, basado en las realidades eléctricas y físicas de la red. Dicho sistema estará sujeto a la revisión de las autoridades reguladoras de los Estados miembros concernidos.
5.3. Los GRT describirán y pondrán a disposición de todos los usuarios potenciales de la red, de forma detallada y transparente, los procedimientos de gestión de la congestión y de asignación de la capacidad que se estén usando, junto con los plazos y procedimientos para solicitar capacidad, y una descripción de los productos ofrecidos y las obligaciones y derechos, tanto de los GRT como de la parte que obtenga la capacidad, incluidas las responsabilidades que se derivan del incumplimiento de las obligaciones.
5.4. Los estándares de seguridad de funcionamiento y de planificación deberán formar parte integrante de la información que los GRT darán a conocer en un documento público. Este documento también estará sujeto a la revisión de las autoridades reguladoras nacionales.
5.5. Los GRT publicarán todos los datos pertinentes relativos al comercio transfronterizo sobre la base de las mejores previsiones posibles. Para cumplir esta obligación, los participantes del mercado afectados facilitarán a los GRT los datos pertinentes. La forma en que se vaya a publicar dicha información estará sujeta a la revisión de las autoridades reguladoras. Los GRT publicarán al menos:
a) anualmente: información sobre la evolución a largo plazo de las infraestructuras de transporte y su impacto en la capacidad de transporte transfronteriza;
b) mensualmente: previsiones para el mes y el año siguientes de la capacidad de transmisión disponible en el mercado, teniendo en cuenta toda la información pertinente de que disponen los GRT en el momento del cálculo de las previsiones (p. ej. impacto de las estaciones de verano e invierno en la capacidad de las líneas, mantenimiento en la red eléctrica, disponibilidad de las unidades de producción, etc.);
c) semanalmente: previsiones para la semana siguiente de la capacidad de transporte disponible en el mercado, teniendo en cuenta toda la información pertinente de que disponen los GRT en el momento del cálculo de las previsiones, como el pronóstico meteorológico, los trabajos de mantenimiento previstos en la red eléctrica, la disponibilidad de las unidades de producción, etc.;
d) diariamente: la capacidad de transporte diaria e intradiaria disponible para el mercado en cada unidad de tiempo del mercado, teniendo en cuenta todas las nominaciones para el día siguiente compensadas, los programas de producción del día siguiente, las previsiones de demanda y los trabajos de mantenimiento de la red eléctrica previstos;
e) la capacidad total ya asignada, por unidad de tiempo del mercado, y todas las condiciones pertinentes en las que pueda utilizarse dicha capacidad (p. ej. precio de liquidación de la subasta, obligaciones sobre cómo utilizar la capacidad, etc.), para identificar cualquier capacidad restante;
f) la capacidad asignada, lo antes posible después de cada asignación, así como una indicación de los precios pagados;
g) el total de capacidad utilizada, por unidad de tiempo del mercado, inmediatamente después de la nominación; h) lo más cerca posible del tiempo real: los flujos comerciales y físicos realizados, agregados por unidad de tiempo del mercado, incluida una descripción de los efectos de cualquier acción correctiva adoptada por los GRT (como la restricción) para resolver problemas de la red o del sistema; i) información ex ante sobre indisponibilidades previstas e información ex post para el día anterior acerca de indisponibilidades previstas e imprevistas de las unidades de generación de más de 100 MW.
5.6. Toda la información pertinente deberá estar disponible para el mercado con suficiente tiempo para la negociación de cualquier transacción (por ejemplo en el momento de la negociación de los contratos anuales de suministro para los clientes industriales o cuando han de enviarse las ofertas a los mercados organizados).
5.7. Los GRT publicarán la información pertinente sobre las previsiones de demanda y sobre generación según los plazos mencionados en los apartados 5.5 y 5.6. Los GRT publicarán también las informaciones pertinentes necesarias para el mercado de balance transfronterizo.
5.8. Cuando se publiquen las previsiones, los valores realizados a posteriori respecto de los datos de la previsión también se publicarán en el periodo de tiempo siguiente a aquél al que se aplica la previsión o como muy tarde al día siguiente (D+1).
5.9. Toda la información publicada por los GRT estará disponible gratuitamente en un formato fácilmente accesible.
Todos los datos también serán accesibles a través de medios de intercambio de información adecuados y normalizados, que deberán definirse en estrecha cooperación con las partes del mercado. Los datos incluirán información sobre periodos pasados, como mínimo de dos años, de forma que los nuevos participantes en el mercado también tengan acceso a dichos datos.
5.10. Los GRT intercambiarán regularmente una serie de datos sobre el flujo de carga y la red suficientemente precisos, para que cada GRT pueda realizar cálculos del flujo de carga en su zona correspondiente. La misma serie de datos se pondrá a disposición de las autoridades reguladoras y de la Comisión Europea siempre que lo soliciten. Las autoridades reguladoras y la Comisión Europea velarán por que esta serie de datos sea tratada con carácter confidencial tanto por ellas como por cualquier asesor que realice para ellas un trabajo analítico basado en estos datos.
6. Uso de los ingresos de la congestión
6.1. Los procedimientos de gestión de la congestión correspondientes a un horizonte temporal previamente determinado sólo podrán generar ingresos en caso de congestión en dicho horizonte temporal, salvo en el caso de los nuevos interconectores que se benefician de una excepción en virtud del artículo 7 del Reglamento. El procedimiento para la distribución de estos ingresos deberá estar sujeto a revisión por parte de las autoridades reguladoras y no deberá distorsionar el proceso de asignación en favor de ninguna parte solicitante de capacidad o energía, ni constituir un elemento disuasorio para la reducción de la congestión.
6.2. Las autoridades reguladoras nacionales serán transparentes en cuanto al uso de los ingresos resultantes de la asignación de capacidad de interconexión.
6.3. Los ingresos de la congestión se repartirán entre los GRT afectados según criterios acordados entre ellos y revisados por las correspondientes autoridades reguladoras.
6.4. Los GRT establecerán claramente de antemano el uso que vayan a hacer de los ingresos de la congestión que puedan obtener e informarán sobre el uso efectivo de dichos ingresos. Las autoridades reguladoras comprobarán que dicho uso se ajusta al presente Reglamento y Directrices y que el importe total de los ingresos de la congestión resultante de la asignación de capacidad de interconexión se dedica a uno o varios de los tres objetivos descritos en el artículo 6.6. del Reglamento.
6.5. Con periodicidad anual y antes del 31 de julio de cada año, las autoridades reguladoras publicarán un informe en el que presentarán el importe de los ingresos recogidos para el periodo de 12 meses que finaliza el 30 de junio del mismo año y el uso dado a los ingresos en cuestión, junto con la verificación de que dicho uso es conforme al presente Reglamento y Directrices, y que el importe total de los ingresos de la congestión se dedica a uno o varios de los tres fines prescritos.
6.6. El uso de los ingresos de congestión para la inversión para mantener o incrementar la capacidad de interconexión se asignará preferiblemente a proyectos específicos predefinidos que contribuyan a aliviar la congestión asociada existente y que también puedan ser aplicados en un plazo de tiempo razonable, en particular en lo relativo al proceso de autorización.