DOUE-L-2015-81457
Europeo
Unión Europea
Reglamento
20150724
1222/2015

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.
Diario Oficial de la Unión Europea
20150725
197
L
24
72
/doue/2015/197/L00024-00072.pdf
L
N
N
N
L
https://data.europa.eu/eli/reg/2015/1222/spa
Comercialización
Comercio
Cooperación comercial
Energía eléctrica
Información
Organismo y agencia CE
Precios
Suiza
Suministro de energía
Transporte de energía
CITA
Reglamento 714/2009, de 13 de julio
CITA
Reglamento 713/2009, de 13 de julio
SE SUSTITUYE
el art. 9, por Reglamento 2021/280, de 22 de febrero
Comercio
Energía
Relaciones internacionales
Unión Europea
LA COMISIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,
Visto el Reglamento (CE) no 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) no 1228/2003 (1), y, en particular, su artículo 18, apartado 3, letra b) y apartado 5.
Considerando lo siguiente:
(1)
Es crucial completar con urgencia un mercado interior de la energía plenamente interconectado y funcional, con los objetivos de mantener la seguridad del suministro energético, aumentar la competitividad y garantizar que todos los consumidores puedan adquirir energía a precios asequibles. Un mercado interior de la electricidad que sea operativo debe ofrecer a los productores los incentivos apropiados para invertir en nueva generación de energía, incluida la electricidad procedente de fuentes de energía renovables, prestando especial atención a los Estados miembros y las regiones más aislados en el mercado de la energía de la Unión. Un mercado operativo también ha de proporcionar a los consumidores medidas destinadas a promover un uso más eficiente de la energía, uso que presupone la seguridad del suministro energético.
(2)
La seguridad del suministro de energía constituye un componente esencial de la seguridad pública y, por lo tanto, está relacionada de manera intrínseca con el funcionamiento eficiente del mercado interior de la electricidad y con la integración de los mercados eléctricos aislados de los Estados miembros. La electricidad solo puede llegar a los ciudadanos de la Unión a través de la red. El funcionamiento de los mercados de la electricidad, y en particular de las redes y demás activos asociados con el suministro de electricidad, resulta esencial para la seguridad pública, la competitividad de la economía y el bienestar de los ciudadanos de la Unión.
(3)
El Reglamento (CE) no 714/2009 fija normas no discriminatorias para las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y establece, en particular, normas para la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones relativas a las interconexiones y las redes de transporte que afectan a los flujos de electricidad transfronterizos. Para avanzar hacia un mercado de la electricidad realmente integrado es necesaria una mayor armonización de las normas vigentes sobre asignación de capacidad, gestión de las congestiones e intercambios de electricidad. Por tanto, este Reglamento establece unas normas de mínima armonización para los acoplamientos únicos diario e intradiario, con el fin de establecer un marco jurídico claro para una asignación de capacidad y un sistema de gestión de las congestiones eficientes y modernos, facilitando el comercio de la electricidad en toda la Unión, lo que permite un uso más eficiente de la red y el aumento de la competencia, en beneficio de los consumidores.
(4)
Para implementar el acoplamiento único diario e intradiario, se deben calcular las capacidades transfronterizas de forma coordinada con los gestores de redes de transporte (en lo sucesivo denominados «los GRT»). Para ello, los GRT deben crear un modelo de red común que incluya estimaciones sobre la generación, carga y estado de la red para cada hora. La capacidad disponible normalmente debe calcularse de acuerdo con el llamado método de cálculo basado en flujos de energía, un método que tiene en cuenta que la electricidad puede fluir a través de diferentes rutas y optimiza la capacidad disponible en redes muy interdependientes. La capacidad transfronteriza disponible debe ser uno de los datos clave para el proceso de cálculo posterior, en el que se casan todas las ofertas y demandas de la Unión, recopiladas por los operadores del mercado, teniendo en cuenta la capacidad transfronteriza disponible desde un punto de vista económicamente óptimo. El acoplamiento único diario e intradiario garantiza que la electricidad fluya normalmente de manera ascendente de zonas de precios bajos a zonas de precios altos.
(5)
El operador de acoplamiento del mercado (en lo sucesivo denominado «OAM») utiliza un algoritmo específico para casar ofertas y demandas de un modo óptimo. Los resultados del cálculo deben darse a conocer a todos los operadores del mercado de forma no discriminatoria. Sobre la base de los resultados del cálculo del OAM, los operadores del mercado deben informar a sus clientes sobre las ofertas y demandas que han tenido éxito. Posteriormente, la energía debe transferirse a través de la red según los resultados del cálculo del OAM. El proceso de acoplamiento único diario e intradiario es similar, con la excepción de que, en el acoplamiento intradiario, debe utilizarse un proceso continuo de subastas en todo el día y no un solo cálculo como en el caso del acoplamiento diario.
(6)
El cálculo de capacidad de intercambio de los horizontes temporales del mercado diario e intradiario debe coordinarse como mínimo a nivel regional para garantizar un cálculo fiable de la capacidad y que el mercado pueda acceder a una capacidad óptima. Deben establecerse metodologías de cálculo de capacidad de intercambio a nivel regional a fin de definir datos de entrada, el método de cálculo y los requisitos de validación. La información relativa a la capacidad disponible debe actualizarse de manera puntual sobre la base de la última información disponible mediante un proceso de cálculo eficiente de la capacidad.
(7)
Hay dos métodos admisibles a la hora de calcular la capacidad de intercambio entre zonas de oferta: sobre la base de los flujos de energía o sobre la base de la capacidad de transporte coordinada neta. El método basado en los flujos de energía debe utilizarse como método principal para el cálculo de capacidad de intercambio diaria e intradiaria cuando la interdependencia de la capacidad de intercambio entre las diferentes zonas de oferta sea muy elevada. El método basado en los flujos de energía solo debe introducirse después de que los participantes en el mercado hayan sido consultados y se les haya dado el suficiente tiempo para prepararse para una transición fluida. El método basado en la capacidad de intercambio neta coordinada solo debe aplicarse en regiones donde la interdependencia entre la capacidad de intercambio entre zonas de oferta sea menor y pueda demostrarse que el método basado en los flujos de energía no aportaría valor añadido.
(8)
Debe crearse un modelo de red común a efectos del acoplamiento único diario e intradiario que represente al sistema europeo interconectado para calcular la capacidad de intercambio entre zonas de oferta de manera coordinada. El modelo de red común debe incluir un modelo de la red de transporte con la ubicación de las unidades de generación y las cargas pertinentes para el cálculo de capacidad de intercambio de intercambio entre zonas de oferta. Es esencial para la creación del modelo de red común que cada GRT proporcione información precisa y puntual.
(9)
Debe exigirse a cada GRT la preparación de un modelo de red individual de su sistema, que deberá enviar a los GRT responsables de fusionarlos en un modelo de red común. Los distintos modelos de red deben incluir información de la generación y las unidades de consumo.
(10)
Los GRT deben usar un conjunto común de medidas correctoras, como el intercambio compensatorio o la redistribución, para tratar la congestión tanto a nivel interno como interzonal. A fin de facilitar una asignación más eficiente de la capacidad y evitar reducciones innecesarias de las capacidades transfronterizas, los GRT deben coordinar el uso de medidas correctoras en el cálculo de capacidad de intercambio.
(11)
Las zonas de oferta que reflejan la distribución de la oferta y la demanda constituyen una piedra angular del comercio de la electricidad basado en el mercado y son una condición previa para explotar plenamente el potencial de los métodos de asignación de capacidad, incluido el método basado en flujos de energía. Por lo tanto, las zonas de oferta deben definirse de forma que se garanticen la gestión eficiente de la congestión y la eficiencia del mercado general. Posteriormente se podrán modificar las zonas de oferta mediante la separación, la fusión o el ajuste de sus fronteras. Las zonas de oferta deben ser idénticas en lo que respecta a todos los horizontes temporales del mercado. El proceso de revisión de las configuraciones de las zonas de oferta previsto en el presente Reglamento desempeñará un papel importante en la identificación de los puntos de congestión estructurales y permitirá una delimitación más eficiente de las zonas de oferta.
(12)
Los GRT deben aplicar un redespacho o un intercambio compensatorio a nivel regional o suprarregional. El redespacho o el intercambio compensatorio deben coordinarse con la redistribución o el intercambio internos en el área de control.
(13)
La capacidad debe asignarse en los horizontes temporales del mercado diario e intradiario mediante métodos de asignación implícitos, en particular métodos que asignen conjuntamente la electricidad y la capacidad. En el caso del acoplamiento único diario, este método debe consistir en subastas implícitas y en el caso del acoplamiento único intradiario debe ser una asignación implícita continua. El método de las subastas implícitas debe depender de interfaces efectivas y puntuales entre GRT, operadores del mercado y demás partes a fin de garantizar la asignación de capacidad y la gestión eficiente de la congestión.
(14)
Por motivos de eficiencia y con el fin de implementar cuanto antes el acoplamiento único diario e intradiario, estas modalidades de acoplamiento deben recurrir, cuando proceda, a los operadores de mercado actuales, sin excluir la competencia de nuevos operadores.
(15)
La Comisión, en cooperación con la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (en lo sucesivo, la «Agencia»), podrá crear o nombrar una entidad regulada única para llevar a cabo funciones de operadores de acoplamiento del mercado (OAM) relacionadas con el funcionamiento del mercado de acoplamiento único diario e intradiario.
(16)
El desarrollo de mercados intradiarios más líquidos que permitan a las partes equilibrar sus posiciones casi en tiempo real debe facilitar la integración de fuentes de energía renovables en el mercado de la electricidad de la Unión y, de este modo, a su vez, facilitar objetivos en materia de política de energías renovables.
(17)
La capacidad de intercambio entre zonas de oferta diaria e intradiaria debe ser firme para permitir una asignación transfronteriza efectiva.
(18)
Con el fin de que las subastas implícitas tengan lugar en toda la Unión, es necesario garantizar el proceso de acoplamiento de precios en el conjunto de la Unión. Este proceso debe respetar las capacidades de transporte y las limitaciones en la asignación y deberá diseñarse de manera que permita su aplicación o ampliación en toda la Unión y el desarrollo de nuevos tipos de productos en el futuro.
(19)
Los operadores del mercado reúnen las ofertas y demandas en horizontes temporales distintos, aportando información necesaria para el cálculo de capacidad de intercambio en el proceso de acoplamiento único del mercado diario e intradiario. Por lo tanto, las normas relativas al comercio de la electricidad previstas en el presente Reglamento requieren un marco institucional para los intercambios de energía. Los requisitos comunes para la designación de operadores del mercado de la electricidad y de sus tareas deben facilitar la consecución de los objetivos del Reglamento (CE) no 714/2009 y permitir el acoplamiento único diario e intradiario, para tener debidamente en cuenta el mercado interior.
(20)
Para crear un proceso de acoplamiento único diario e intradiario se necesita la cooperación entre las distintas bolsas de electricidad potencialmente competidoras a fin de crear funciones de acoplamiento de mercado comunes. Por este motivo, la supervisión y el cumplimiento de las normas de competencia son de máxima importancia con respecto a estas funciones comunes.
(21)
A pesar de la creación de un algoritmo fiable para casar ofertas y demandas y unos procesos de apoyo adecuados, podrían darse situaciones en las que el proceso de acoplamiento de precios no pueda ofrecer resultados. En consecuencia serán necesarias soluciones alternativas a nivel nacional y regional para garantizar que se pueda seguir asignando capacidad.
(22)
Debe introducirse un mecanismo fiable de fijación del precio de la capacidad de transporte en el horizonte temporal del mercado intradiario que refleje la congestión en caso de escasez de capacidad.
(23)
Los costes incurridos eficientemente para garantizar la firmeza de la capacidad y establecer procesos para cumplir con el presente Reglamento deben recuperarse mediante tarifas de red o mecanismos adecuados de forma oportuna. Los operadores del mercado de la electricidad designados y los OAM deben poder recuperar los costes habidos si se hubiera incurrido en ellos de forma eficiente y si fueran razonables y proporcionados.
(24)
Deben acordarse normas entre los operadores del mercado de la electricidad designados y los GRT de distintos Estados miembros para compartir los costes comunes del acoplamiento diario único e intradiario antes de que empiece el proceso de implementación, a fin de evitar retrasos y disputas debido al reparto de costes.
(25)
La cooperación entre los operadores del mercado de la electricidad designados, los GRT y las autoridades reguladoras es necesaria a fin de promover la realización y el funcionamiento eficiente del mercado interior de la electricidad y garantizar una gestión óptima, un funcionamiento coordinado y una evolución técnica sólida de la red de transporte de electricidad en la Unión. Los GRT, los operadores del mercado de la electricidad designados y las autoridades reguladores deben explotar las sinergias originadas en los proyectos de asignación de capacidad y gestión de las congestiones que contribuyan al desarrollo del mercado interior de la electricidad. Deben partir de la experiencia acumulada, respetar las decisiones tomadas y emplear las soluciones desarrolladas como parte de dichos proyectos.
(26)
A fin de garantizar una estrecha cooperación entre los GRT, los operadores designados y las autoridades reguladoras, debe establecerse un marco de gobernanza sólido, fiable y no discriminatorio a nivel de la Unión Europea para un acoplamiento único del mercado diario e intradiario.
(27)
El objetivo del presente Reglamento, que es la creación de un acoplamiento único diario e intradiario, no se puede alcanzar con éxito sin un conjunto de normas armonizadas para el cálculo de capacidad de intercambio, la gestión de las congestiones y el comercio de electricidad.
(28)
No obstante, el acoplamiento único diario e intradiario debe implementarse por etapas, ya que el marco reglamentario para el comercio de la electricidad y la estructura física de la red de transporte presenta diferencias importantes entre los Estados miembros y las regiones. La introducción del acoplamiento único diario e intradiario requiere, por lo tanto, una adaptación sucesiva de las metodologías existentes para el cálculo y la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones. Por consiguiente, el acoplamiento único intradiario y diario puede introducirse a nivel regional como un paso intermedio cuando sea necesario.
(29)
El acoplamiento único diario e intradiario exige el establecimiento de precios de liquidación máximos y mínimos armonizados que contribuyan al refuerzo de las condiciones de inversión en una capacidad segura y la seguridad de suministro a largo plazo, tanto en el interior de los Estados miembros como entre estos.
(30)
Dado el nivel excepcionalmente elevado de complejidad y detalle de las condiciones o las metodologías necesarias para la plena aplicación del acoplamiento único diario e intradiario, los GRT y los operadores designados deben desarrollar condiciones o metodologías específicas, que deberán ser aprobadas por las autoridades reguladoras nacionales (en lo sucesivo, las «ARN»). No obstante, el desarrollo de determinadas condiciones o metodologías por parte de los GRT y los operadores del mercado, así como su posterior aprobación por parte de las autoridades reguladoras, no deben retrasar la implantación del mercado interior de la electricidad. Conviene por tanto incluir disposiciones específicas sobre la cooperación entre los GRT, los operadores designados y las autoridades reguladoras.
(31)
Conforme al artículo 8 del Reglamento (CE) no 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (2), la Agencia debe tomar una decisión en caso de que las autoridades reguladoras nacionales competentes no consigan llegar a un acuerdo en relación con las condiciones comunes o las metodologías.
(32)
El presente Reglamento ha sido elaborado en estrecha cooperación con la ACER, la REGRT de Electricidad y las partes interesadas, con vistas a la adopción transparente y participativa de normas eficaces, equilibradas y proporcionadas. De conformidad con el artículo 18, apartado 3, del Reglamento (CE) no 714/2009, la Comisión debe consultar a la ACER, la REGRT de Electricidad y demás partes interesadas, en particular los operadores designados, antes de proponer modificaciones del presente Reglamento.
(33)
El presente Reglamento completa el anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009, de conformidad con los principios establecidos en el artículo 16 de dicho Reglamento.
(34)
Debido a los importantes problemas asociados al establecimiento del acoplamiento único diario e intradiario en el actual mercado de Irlanda e Irlanda del Norte, la redacción del Reglamento está siendo cambiada en profundidad. Por consiguiente, es necesario más tiempo para la aplicación de algunas partes del presente Reglamento, así como la elaboración de una serie de disposiciones transitorias.
(35)
Las medidas previstas en el presente Reglamento se ajustan al dictamen del Comité al que se refiere el artículo 23, apartado 1, del Reglamento (CE) no 714/2009.
HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:
TÍTULO I
DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 1
Objeto y ámbito de aplicación
1. El presente Reglamento fija directrices detalladas sobre la asignación de capacidad interzonal y gestión de las congestiones en los mercados diario e intradiario, incluidos los requisitos para el establecimiento de metodologías comunes para determinar los volúmenes de capacidad disponibles simultáneamente entre zonas de oferta, criterios para evaluar la eficiencia y un proceso de revisión para definir dichas zonas.
2. El presente Reglamento se aplicará a todas las redes de transporte e interconexiones de la Unión, excepto las redes de transporte insulares que no estén conectadas con otras redes de transporte mediante interconexiones.
3. En los Estados miembros en los que haya más de un operador de red de transporte, el presente Reglamento se aplicará a todos los operadores de la red de transporte de dicho Estado miembro. Cuando un operador de red de transporte no tenga una función concerniente a una o más obligaciones en virtud del presente Reglamento, los Estados miembros podrán disponer que la responsabilidad de cumplir con dichas obligaciones se asigne a uno o más operadores diferentes, específicos de la red de transporte.
4. El acoplamiento único diario e intradiario de la Unión podrá abrirse a operadores del mercado y a los GRT presentes en Suiza, a condición de que la legislación nacional aplicable de dicho país implemente las disposiciones principales de la legislación para el mercado eléctrico de la Unión y exista un acuerdo intergubernamental sobre cooperación para la electricidad entre la Unión y Suiza.
5. Sin perjuicio de las condiciones indicadas en el apartado 4 anterior, la participación de Suiza en el acoplamiento único diario e intradiario será decidida por la Comisión basándose en un dictamen de la Agencia. Los derechos y responsabilidades de los operadores designados y los GRT de Suiza que se unan al acoplamiento único diario serán coherentes con los derechos y responsabilidades de los operadores designados y los GRT que operen en la Unión, permitiendo de esta manera un buen funcionamiento de los sistemas de acoplamiento único diario e intradiario aplicados en la Unión, así como la igualdad de condiciones para todas las partes interesadas.
Artículo 2
Definiciones
A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones establecidas en el artículo 2 del Reglamento (CE) no 714/2009, el artículo 2 del Reglamento (UE) no 543/2013 (3) de la Comisión y el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y el Consejo (4).
Asimismo, se entenderá por:
1.
«modelo de red individual», un conjunto de datos que describen las características de un sistema energético (generación, carga y topología de la red) y normas relacionadas para cambiar estas características durante el cálculo de capacidad de intercambio preparado por los GRT responsables, que se fusionarán con otros componentes del modelo de red individual a fin de crear el modelo de red común;
2.
«modelo de red común», un conjunto de datos de toda la Unión, acordados por diversos GRT, que describen las características principales de una red energética (generación, cargas y topología de la red) y normas para cambiar estas características durante el proceso de cálculo de capacidad de intercambio;
3.
«región de cálculo de capacidad de intercambio», el área geográfica en la que se aplica el cálculo coordinado de la capacidad;
4.
«situación», el estado previsto de la red energética en un horizonte temporal determinado;
5.
«posición neta», la suma neta de exportaciones e importaciones de electricidad para cada unidad de tiempo del mercado para una zona de ofertas.
6.
«limitaciones en la asignación», las limitaciones que se deben respetar durante la asignación de capacidad para mantener la red de transporte dentro de los límites de seguridad operativa y que no se hayan traducido en capacidad de intercambio entre zonas de oferta o que se necesiten para aumentar la eficiencia de la asignación de capacidad;
7.
«límites de seguridad operativa», los límites operativos aceptables para el funcionamiento seguro de la red, como los límites térmicos, los límites de tensión, los límites de corriente de cortocircuito y los límites de frecuencia y estabilidad dinámica;
8.
«método basado en la capacidad de intercambio neta coordinada», el método de cálculo de capacidad de intercambio basado en el principio de valorar y definir a priori un intercambio de energía máximo entre zonas de oferta adyacentes;
9.
«método basado en los flujos de energía», un método de cálculo de capacidad de intercambio en que el intercambio de energía entre zonas de oferta está limitado por factores de distribución en la transferencia de energía y por los márgenes disponibles en elementos críticos de la red;
10.
«contingencia», el fallo identificado y posible o ya ocurrido de un elemento, incluyendo no solamente los elementos de la red de transporte, sino también los usuarios significativos de la red y los elementos de la red de distribución, si fueran pertinentes para la seguridad operativa de la red de transporte;
11.
«calculador de la capacidad coordinada», la entidad o entidades encargadas de calcular la capacidad de transporte a nivel regional o superior;
12.
«pauta de variación de la generación», un método para traducir un cambio de posición neta de una zona de oferta determinada en aumentos o descensos de inyección específicos estimados en el modelo de red común;
13.
«medida correctora», cualquier medida aplicada por uno o varios GRT, manual o automáticamente, para mantener la seguridad operativa;
14.
«margen de seguridad», la reducción de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta para cubrir las incertidumbres en el cálculo de capacidad de intercambio;
15.
«horario del mercado», horario de verano de Europa central u horario de Europa central, el que sea de aplicación;
16.
«rentas de congestión», los ingresos recibidos como resultado de la asignación de capacidad;
17.
«congestión del mercado», una situación en la que el excedente económico para un acoplamiento único diario o intradiario se ha visto limitado por la capacidad de intercambio entre zonas de oferta o limitaciones en la asignación;
18.
«congestión física», cualquier situación de la red en la que los flujos de energía previstos o realizados violan los límites térmicos de los elementos de la red y de la estabilidad de la tensión o los límites de estabilidad angular del sistema de energía;
19.
«congestión estructural», congestión en la red de transporte que se puede definir de manera inequívoca, es predecible, estable geográficamente a lo largo del tiempo y es recurrente en condiciones normales de la red energética;
20.
«casación», el modo de comercialización a través del cual las ofertas de venta se asignan a ofertas de compra adecuadas a fin de garantizar la maximización del excedente económico para el acoplamiento único diario o intradiario;
21.
«oferta», la intención de comprar o vender energía o capacidad expresada por un participante del mercado bajo determinadas condiciones de ejecución;
22.
«ofertas casadas», todas las ofertas de compra y venta casadas mediante el algoritmo de acoplamiento de precios o el algoritmo de contratación continua;
23.
«operador designado para el mercado eléctrico (NEMO)», una entidad designada por la autoridad competente para desempeñar funciones relacionadas con el acoplamiento único diario o intradiario;
24.
«libro de ofertas compartidas», un módulo en el sistema de acoplamiento intradiario continuo que recopila todas las ofertas susceptibles de casación de los operadores designados que participan en el acoplamiento único intradiario y que realiza casaciones continuas de estas ofertas;
25.
«transacción», la casación de una o más ofertas;
26.
«acoplamiento único diario», el proceso de subasta en que se casan las ofertas recibidas y simultáneamente se asigna la capacidad de intercambio entre zonas de oferta para diferentes zonas de oferta en el mercado diario;
27.
«acoplamiento único intradiario», el proceso continuo de subasta en que se casan las ofertas recibidas y simultáneamente se asigna la capacidad de intercambio entre zonas de oferta para diferentes zonas de oferta en el mercado intradiario;
28.
«algoritmo de acoplamiento de los precios», el algoritmo usado en el acoplamiento único diario para la casación de ofertas y la asignación simultánea de capacidades interzonales;
29.
«algoritmo de contratación continua», el algoritmo usado en el acoplamiento único intradiario para la casación de ofertas y la asignación continua de capacidad de intercambio entre zonas de oferta;
30.
«función de operador de acoplamiento de mercado (OAM)», la función de casar ofertas de los mercados diario e intradiario para diferentes zonas de oferta y, simultáneamente, asignar capacidad de intercambio entre zonas de oferta;
31.
«precio de liquidación», el precio determinado mediante la casación de la orden de venta más alta y la orden de compra más baja aceptada en el mercado de la electricidad;
32.
«programa de intercambio», una transferencia programada entre zonas geográficas, para cada unidad de tiempo del mercado y para una dirección determinada;
33.
«responsable del cálculo de los programas de intercambio», la entidad o entidades encargadas de calcular los programas de intercambio;
34.
«horizonte temporal del mercado diario», el horizonte temporal del mercado de la electricidad hasta el cierre del mercado diario en el que se ejecuta la negociación de los productos, por cada unidad de tiempo del mercado, el día anterior al día de entrega;
35.
«plazo de firmeza diario», el momento en el tiempo después del cual se confirma la capacidad de intercambio entre zonas de oferta;
36.
«hora de cierre del mercado diario», el momento hasta el cual se aceptan las ofertas en el mercado diario;
37.
«horizonte temporal del mercado intradiario», el horizonte temporal del mercado de la electricidad después de la apertura del mercado interzonal intradiario y antes del cierre del mercado interzonal intradiario en el que se ejecuta la negociación de los productos, por cada unidad de tiempo del mercado, antes de la entrega de los productos negociados;
38.
«hora de apertura del mercado intradiario interzonal», el momento en el que se publica la capacidad de intercambio entre zonas de oferta para una unidad de tiempo del mercado determinada y una frontera de zona de oferta determinada;
39.
«cierre del mercado intradiario interzonal», el momento a partir del cual ya no se permite la asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta para una unidad de tiempo del mercado determinada;
40.
«módulo de gestión de la capacidad», un sistema que contiene información actualizada sobre la capacidad de intercambio entre zonas de oferta disponible para la asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria;
41.
«producto no estándar del mercado intradiario», un producto para el acoplamiento continuo intradiario, no previsto para el suministro constante de energía o por un período superior a una unidad de tiempo del mercado, con características específicas, diseñado para reflejar las prácticas operativas de la red o las necesidades del mercado; como por ejemplo las ofertas que cubran varias unidades de tiempo del mercado y los productos que reflejen costes de puesta en marcha;
42.
«contraparte central», la entidad o entidades encargadas de suscribir contratos con los participantes en el mercado, mediante la novación de los contratos derivados del proceso de casación, así como de la organización de la transferencia de las posiciones netas resultantes de la asignación de capacidad con otras contrapartes centrales o agentes de transporte;
43.
«agente de transporte», la entidad o entidades encargadas de transferir las posiciones netas entre las distintas contrapartes centrales;
44.
«firmeza», la garantía de que los derechos de capacidad de intercambio entre zonas de oferta no se modificarán, y de que se pagará una compensación si no obstante acabaran modificándose;
45.
«fuerza mayor», cualquier evento o situación imprevista o inusual que vaya más allá del control razonable de un GRT, y que no se deba a un fallo de dicho GRT, que no se pueda evitar o superar con razonable previsión y diligencia, que no pueda solucionarse mediante medidas que, desde el punto de vista técnico, financiero o económico, sean razonablemente posibles para los GRT, que haya ocurrido realmente y sea objetivamente verificable, y que haga imposible que dichos GRT cumplan, temporal o definitivamente, sus obligaciones de conformidad con el presente Reglamento;
46.
«excedente económico para el acoplamiento único diario o intradiario», la suma de los siguientes elementos: i) el excedente del proveedor correspondiente al acoplamiento único diario o intradiario del período pertinente; ii) el excedente de los consumidores correspondiente al acoplamiento único diario o intradiario; iii) las rentas de congestión; y iv) otros costes y beneficios relacionados, cuando estos elementos aumenten la eficiencia económica en el período pertinente, y el excedente del proveedor y los consumidores constituya la diferencia entre las ofertas aceptadas y el precio de equilibrio por unidad de energía, multiplicado por el volumen de energía de las ofertas.
Artículo 3
Objetivos de la cooperación en materia de asignación de capacidad y gestión de las congestiones
El presente Reglamento tiene por objeto:
a)
fomentar la competencia efectiva en la generación, comercialización y suministro de electricidad;
b)
garantizar un uso óptimo de las infraestructuras de transporte;
c)
garantizar la seguridad operativa;
d)
optimizar el cálculo y la asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta;
e)
garantizar un trato justo y no discriminatorio de los GRT, los operadores designados, la Agencia, las autoridades reguladoras y los participantes en el mercado;
f)
garantizar y mejorar la transparencia y la fiabilidad de la información;
g)
contribuir al funcionamiento y al desarrollo eficientes a largo plazo de la red de transporte de electricidad y del sector eléctrico en la Unión;
h)
respetar la necesidad de un mercado y ordenado y una formación de precios justos y debidamente ordenados;
i)
crear unas condiciones igualitarias para los operadores designados;
j)
ofrecer un acceso no discriminatorio a la capacidad de intercambio entre zonas de oferta.
Artículo 4
Designación y revocación de la designación del operador designado para el mercado eléctrico
1. Cada Estado miembro conectado eléctricamente a una zona de ofertas de otro Estado miembro deberá garantizar que se designen uno o más operadores designados en un plazo de cuatro meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento para ejecutar el acoplamiento único diario e intradiario. A tales efectos, los operadores nacionales y no nacionales podrán ser invitados a solicitar su designación como operadores designados.
2. Cada Estado miembro afectado se asegurará de que se nombre al menos a un operador designado por cada zona de ofertas de su territorio. Los operadores serán designados por un período inicial de cuatro años. Salvo cuando sea de aplicación el artículo 5, apartado 1, los Estados miembros deberán aceptar solicitudes de designación, por lo menos una vez al año.
3. Salvo disposición en contrario de los Estados miembros, las autoridades reguladoras serán las que efectúen las designaciones, serán responsables de la designación de los operadores designados, de la vigilancia del cumplimiento de los criterios de designación y, en los casos en que existan monopolios nacionales legales, de la aprobación de las comisiones de los operadores designados o de la metodología para su cálculo. Los Estados miembros podrán determinar que las autoridades de designación no sean las autoridades reguladoras. En estas circunstancias, los Estados miembros se asegurarán de que la autoridad de designación tenga los mismos derechos y obligaciones que las autoridades reguladoras a fin de desempeñar eficazmente sus funciones.
4. La autoridad de designación deberá evaluar si los candidatos a operador designado cumplen o no con los criterios establecidos en el artículo 6. Dichos criterios se aplicarán tanto si se nombra a un operador o a más de uno. A la hora de decidir las designaciones de los operadores, se evitará toda discriminación entre los solicitantes, especialmente entre los solicitantes nacionales y los no nacionales. En caso de que la autoridad de designación no sea la autoridad reguladora, esta emitirá un dictamen evaluando la medida en que el solicitante de la designación cumpla con los criterios de designación establecidos en el artículo 6. Las designaciones de operadores solamente se denegarán cuando los criterios de designación del artículo 6 no se cumplan con arreglo a lo dispuesto en el artículo 5, apartado 1.
5. Un operador designado en uno de los Estados miembros tendrá el derecho de ofertar servicios de negociación diaria e intradiaria para otro Estado miembro. Las reglas de negociación vigentes en el último Estado miembro serán de aplicación sin necesidad de que el operador sea designado en dicho Estado miembro. Las autoridades de designación deberán supervisar todos los operadores designados que efectúen el acoplamiento único diario y/o intradiario en su Estado miembro. De conformidad con el artículo 19 del Reglamento no 714/2009, las autoridades de designación garantizarán el cumplimiento de lo dispuesto en el presente Reglamento por todos los organismos designados que efectúan el acoplamiento único diario y/o intradiario en su Estado miembro, independientemente del territorio en que los organismos fueran designados. Las autoridades encargadas de la designación, supervisión y aplicación de la normativa intercambiarán toda la información necesaria para la supervisión de las actividades de los operadores designados.
Cuando un operador designado se proponga efectuar el acoplamiento único diario o intradiario en otro Estado miembro deberá notificar su intención a la autoridad de designación del Estado miembro en cuestión dos meses antes de iniciar esa actividad.
6. No obstante lo dispuesto en el apartado 5, un Estado miembro podrá rechazar los servicios de negociación prestados por un operador designado en otro Estado miembro en los siguientes casos:
a)
si existe un monopolio legal nacional de los servicios de negociación diaria e intradiaria en el Estado miembro o zona de ofertas del Estado miembro en que se efectúa la entrega de conformidad con el artículo 5, apartado 1; o
b)
si el Estado miembro en que tiene lugar la entrega puede determinar que existen obstáculos técnicos a la entrega en su territorio, a través de operadores designados en otro Estado miembro, de electricidad adquirida en los mercados diario e intradiario, habida cuenta de la necesidad de garantizar la consecución de los objetivos del presente Reglamento sin descuidar la seguridad operativa; o
c)
si las normas de negociación vigentes en el Estado miembro de entrega no son compatibles con la entrega en ese Estado miembro de electricidad adquirida mediante servicios de negociación diaria e intradiaria prestados por un operador designado en otro Estado miembro; o
d)
si el operador designado es un monopolio legal nacional, de conformidad con el artículo 5, en el Estado miembro en que fue designado.
7. En caso de una decisión de denegación de los servicios de negociación diaria y/o intradiaria con entrega en otro Estado miembro, el Estado miembro de entrega notificará su decisión al operador designado y a la autoridad de designación del Estado miembro en que esté designado dicho operador, así como a la Agencia y a la Comisión. Dicha denegación será debidamente justificada. En los casos previstos en el apartado 6, letras b) y c), la decisión de denegación de servicios de negociación con entrega en otro Estado miembro deberá especificar asimismo cómo y cuándo podrán superarse los obstáculos técnicos a la negociación o compatibilizarse las normas nacionales de negociación con los servicios de negociación con entrega en otro Estado miembro. La autoridad de designación del Estado miembro que deniegue los servicios de negociación estudiará la decisión y publicará un dictamen sobre la forma de eliminar los obstáculos a los servicios de negociación o de compatibilizar los servicios de negociación y las normas de negociación.
8. El Estado miembro donde haya sido designado el operador se asegurará de que la designación quede revocada en caso de que el operador designado incumpla los criterios del artículo 6 y no sea capaz de restablecer su cumplimiento en un período de seis meses a partir de la notificación del incumplimiento por parte de la autoridad de designación. En caso de que la autoridad reguladora no sea responsable de la designación y la supervisión, deberá ser consultada sobre la revocación de la designación. La autoridad de designación deberá asimismo notificar, tanto al operador designado como a las autoridades de designación de los demás Estados miembros en que dicho operador designado ejerza actividad, su incapacidad para garantizar el cumplimiento de la normativa.
9. Si la autoridad de designación de un Estado miembro verifica que un operador designado activo pero no designado en su país incumple los criterios del artículo en lo que respecta a sus actividades en ese país, deberá notificar al operador designado ese incumplimiento. Si el operador designado no remedia el incumplimiento en el plazo de tres meses desde la notificación, la autoridad de designación podrá suspender el derecho de oferta de servicios de negociación diaria e intradiaria en ese Estado miembro hasta que el operador designado restaure el cumplimiento de la normativa. La autoridad de designación notificará a la autoridad de designación del Estado miembro en que el operador fue designado, a la Agencia y a la Comisión.
10. La autoridad de designación informará a la Agencia de la designación y la revocación de los operadores designados. La Agencia mantendrá en su sitio web una lista de los operadores designados que indique su situación y las zonas en que operan.
Artículo 5
Designación de operadores para el mercado eléctrico en caso de monopolio legal nacional para servicios de negociación
1. Si ya existiera un monopolio legal nacional para servicios de negociación diarios e intradiarios que excluya la designación de más de un organismo designado en un Estado miembro, o en una zona de ofertas de un Estado miembro, en el momento de entrada en vigor del presente Reglamento, el Estado miembro interesado deberá notificar a la Comisión en el plazo de dos meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento y podrá denegar la designación de más de un operador designado por zona de ofertas.
Si hubiera varios solicitantes para ser designados como operador único, el Estado miembro en cuestión designará al solicitante que mejor cumpla los criterios estipulados en el artículo 6. Si un Estado miembro rechaza la designación de más de un operador designado por zona de ofertas, la autoridad nacional competente fijará o aprobará los pagos destinados al operador designado para los mercados diario e intradiario con suficiente antelación a su entrada en vigor, o especificará las metodologías que deben emplearse para calcular los pagos.
De conformidad con el artículo 4, apartado 6, el Estado miembro en cuestión también podrá denegar los servicios de negociación transfronteriza ofrecidos por un operador designado en otro Estado miembro; no obstante, la protección de las bolsas de electricidad de dicho Estado miembro ante las desventajas económicas causadas por la competencia no constituye un motivo válido para la denegación.
2. A efectos del presente Reglamento, se considera que existe un monopolio legal nacional si el derecho nacional determina expresamente que solo una entidad en ese Estado miembro o en una zona de ofertas de ese Estado miembro puede prestar servicios de negociación diaria e intradiaria.
3. Dos años después de la entrada en vigor del presente Reglamento, la Comisión presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo, de conformidad con el artículo 24 del Reglamento (CE) no 714/2009, relativo al desarrollo del acoplamiento diario e intradiario en los Estados miembros, con especial énfasis en el desarrollo de la competencia entre los operadores designados. Con arreglo a este informe, y si la Comisión considerara que no se justifica la continuación de monopolios nacionales legales o la denegación continuada, por un Estado miembro, de la negociación transfronteriza por un operador designado en otro Estado miembro, la Comisión podrá considerar apropiada la aplicación de medidas legislativas u otras medidas encaminadas a seguir aumentando la competencia y la negociación entre los Estados miembros y dentro de ellos. La Comisión incluirá asimismo una evaluación en el informe de análisis de la gobernanza del acoplamiento único diario e intradiario previsto en el presente Reglamento, que incide, en especial, en la transparencia de las funciones de OAM desempeñadas conjuntamente por los operadores designados. Con arreglo a este informe, y si la Comisión considerara que existe ambigüedad en el desempeño de las funciones de OAM monopolista y de otras funciones de operador designado, la Comisión podrá considerar apropiada la aplicación de medidas legislativas u otras medidas encaminadas a seguir aumentando la transparencia y la eficiencia del funcionamiento del acoplamiento único diario e intradiario.
Artículo 6
Criterios de nombramiento de los operadores designados para el mercado eléctrico
1. Un solicitante únicamente será designado como operador si cumple todos los requisitos siguientes:
a)
contratar o haber contratado los recursos adecuados para el funcionamiento común, coordinado y de acuerdo con las normas de un acoplamiento único diario y/o intradiario, incluidos los recursos necesarios para el cumplimiento de las funciones de operador designado, los recursos financieros, la tecnología de la información necesaria, la infraestructura técnica y los procedimientos operativos, o deberá proporcionar pruebas suficientes de que es capaz de disponer de dichos recursos en un plazo preparatorio razonable, antes de asumir sus tareas de conformidad con el artículo 7;
b)
deberá ser capaz de asegurar que los participantes en el mercado tengan libre acceso a la información relativa a las tareas de los operadores designados, de conformidad con el artículo 7;
c)
deberá ser económicamente eficiente en lo que respecta al acoplamiento único diario e intradiario y, en su contabilidad interna, mantener cuentas separadas para las funciones de OAM y otras actividades, a fin de evitar subvenciones cruzadas;
d)
deberá mantener sus actividades adecuadamente separadas de las de otros participantes en el mercado;
e)
si fuese designado monopolio legal nacional de los servicios de negociación diaria e intradiaria en un Estado miembro, no utilizará los pagos previstos en el artículo 5, apartado 1, para financiar sus actividades diarias o intradiarias en un Estado miembro distinto de aquel en el que cobre esos pagos;
f)
deberá ser capaz de tratar a todos los participantes en el mercado de forma no discriminatoria;
g)
deberá adoptar disposiciones adecuadas en materia de supervisión del mercado;
h)
deberá disponer de acuerdos apropiados de transparencia y confidencialidad con los participantes en el mercado y los GRT;
i)
deberá poder proporcionar los servicios de compensación y liquidación necesarios;
j)
deberá poder establecer los sistemas y rutinas de comunicación necesarios para coordinarse con los GRT del Estado miembro.
2. Los criterios de designación establecidos en el apartado 1 se aplicarán de forma que la competencia entre los operadores designados se organice de manera justa y no discriminatoria.
Artículo 7
Tareas de los operadores designados
1. Los operadores designados actuarán como operadores de mercado en los mercados nacionales o regionales efectuando, en cooperación con los GRT, el acoplamiento único diario e intradiario. Los operadores designados actuarán como operadores del mercado en los mercados nacionales o regionales. Entre sus tareas se incluirán la recepción de ofertas por parte de los participantes del mercado, con la responsabilidad de casar y asignar ofertas de acuerdo con los resultados del acoplamiento único diario e intradiario, publicar los precios y liquidar y compensar los contratos resultantes de la negociación, de acuerdo con los acuerdos y reglamentos de los participantes correspondientes.
En lo que respecta al acoplamiento único diario e intradiario, los operadores designados serán responsables, en concreto, de llevar a cabo las tareas siguientes:
a)
implementación de las funciones de OAM establecidas en el apartado 2, en coordinación con otros operadores designados;
b)
establecimiento colectivo de los requisitos para el acoplamiento único diario e intradiario, las funciones del OAM y el algoritmo de acoplamiento de los precios, para todos los aspectos relativos al funcionamiento del mercado de la electricidad, de conformidad con el apartado 2 de este artículo y los artículos 36 y 37;
c)
determinación de los precios máximos y mínimos, de conformidad con los artículos 41 y 54;
d)
hacer anónima y compartir la información necesaria de las ofertas recibidas para ejecutar las funciones de OAM, tal y como se dispone en el apartado 2 de este artículo y en los artículos 40 y 53;
e)
evaluación de los resultados calculados por las funciones de OAM establecidas en el apartado 2 de este artículo, asignación de las ofertas basándose en dichos resultados, validación de los resultados como finales en caso de que sean considerados correctos y asunción de la responsabilidad de los mismos, de conformidad con los artículos 48 y 60;
f)
información a los participantes en el mercado sobre los resultados de sus ofertas, de conformidad con los artículos 48 y 60;
g)
actuación como contrapartes centrales para la liquidación y compensación del intercambio de energía derivado del acoplamiento único diario e intradiario, de acuerdo con el artículo 68, apartado 3;
h)
establecimiento conjunto con los operadores designados y los GRT de procedimientos de contingencia para el funcionamiento del mercado nacional o regional, de conformidad con el artículo 36, apartado 3, en caso de que no haya resultados disponibles de las funciones de OAM, con arreglo al artículo 39, apartado 2, teniendo en cuenta los procedimientos de contingencia previstos en el artículo 44;
i)
suministro conjunto de previsiones de costes para el acoplamiento único diario e intradiario e información de dichos costes a las autoridades reguladoras competentes y a los GRT, cuando los costes de los operadores designados derivados del establecimiento, la modificación y la implementación del acoplamiento único diario e intradiario deban ser cubiertos por la contribución de los GRT afectados, de conformidad con los artículos 75 a 77 y el artículo 80.
j)
Llegado el caso y de conformidad con los artículos 45 y 57, coordinarse con los GRT a fin de establecer disposiciones relativas a dos o más operadores designados en una zona de oferta y efectuar el acoplamiento único diario e intradiario de conformidad con las disposiciones aprobadas.
2. Los operadores designados realizarán las funciones de OAM conjuntamente con otros operadores designados. Dichas funciones incluirán los elementos siguientes:
a)
desarrollo y mantenimiento de los algoritmos, sistemas y procedimientos del acoplamiento único diario e intradiario, con arreglo a los artículos 36 y 51;
b)
procesamiento de los datos de entrada sobre la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación proporcionados por los calculadores de capacidad coordinada, de conformidad con los artículos 46 y 58;
c)
funcionamiento de los algoritmos de acoplamiento de los precios y de negociación continua de la casación, de conformidad con los artículos 48 y 60;
d)
validación y envío de los resultados del acoplamiento único diario e intradiario a los operadores designados, de conformidad con los artículos 48 y 60.
3. En el plazo de ocho meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los operadores designados enviarán a todas las autoridades reguladoras y a la Agencia un plan que estipule formas conjuntas de establecimiento y ejecución de las funciones de OAM, de conformidad con el apartado 2, incluidos los acuerdos preliminares entre los operadores designados y con cualesquiera terceras partes. El plan incluirá una descripción detallada y los plazos propuestos para los procesos de aplicación, que no superarán los doce meses, así como una descripción del impacto esperado de los términos y condiciones o metodologías en el establecimiento y la ejecución de las funciones de OAM previstas en el apartado 2.
4. La cooperación entre operadores designados deberá limitarse a lo estrictamente necesario para asegurar la eficiencia y la seguridad del diseño, la implementación y el funcionamiento del acoplamiento único diario e intradiario. La ejecución conjunta de las funciones de OAM estará basada en el principio de no discriminación y deberá asegurar que ningún operador designado pueda beneficiarse de ventajas económicas injustificadas por su participación en las funciones de OAM.
5. La Agencia vigilará el progreso de establecimiento y aplicación de las funciones de OAM por parte de los operadores designados, especialmente en lo referente al marco contractual y reglamentario y a la preparación técnica para cumplir con las funciones de OAM. En el plazo de doce meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, la Agencia notificará a la Comisión si el progreso en el establecimiento y la ejecución del acoplamiento único diario o intradiario son o no satisfactorios.
La Agencia podrá evaluar en cualquier momento la eficacia y la eficiencia del establecimiento y el desempeño de la función de OAM. En caso de que dicha evaluación demostrara que los requisitos no se cumplen, la Agencia podrá recomendar a la Comisión cualesquiera medidas adicionales necesarias para la entrega puntual, efectiva y eficiente del acoplamiento único diario e intradiario.
6. En caso de que los operadores designados no enviaran un plan conforme a lo establecido en el artículo 7, apartado 3, para establecer las funciones de OAM dispuestas en el apartado 2 de este artículo para los horizontes temporales del mercado intradiario o diario, la Comisión podrá, de conformidad con el artículo 9, apartado 4, proponer una enmienda al presente Reglamento, considerando en particular nombrar a la REGRT de Electricidad u otra entidad para llevar a cabo las funciones de OAM con respecto al acoplamiento único diario o intradiario, en lugar de los operadores designados.
Artículo 8
Tareas de los GRT relativas al acoplamiento único diario e intradiario
1. En aquellos Estados miembros conectados eléctricamente a otro Estado miembro, todos los GRT participarán en el acoplamiento único diario e intradiario.
2. Los GRT deberán:
a)
establecer conjuntamente los requisitos de los GRT en relación con el acoplamiento de precios y los algoritmos de negociación continua de la casación, en todos los aspectos relativos a la asignación de capacidad, de conformidad con el artículo 37, apartado 1, letra a);
b)
validar conjuntamente los algoritmos de casación con respecto a los requisitos mencionados en la letra a) de este apartado, de conformidad con el artículo 37, apartado 4;
c)
establecer y ejecutar el cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con los artículos 14 a 30;
d)
cuando sea necesario, establecer disposiciones para la asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta, de conformidad con los artículos 45 y 57;
e)
calcular y enviar las capacidades interzonales y las limitaciones en la asignación, de conformidad con los artículos 46 y 58;
f)
verificar los resultados del acoplamiento diario en términos de capacidad de intercambio entre zonas de oferta validada y de limitaciones en la asignación, de conformidad con el artículo 48, apartado 2, y el artículo 52;
g)
cuando sea necesario, establecer responsables del cálculo de los programas de intercambio para calcular y publicar intercambios comerciales interzonales en las fronteras entre zonas de oferta, de conformidad con los artículos 49 y 56;
h)
respetar los resultados del acoplamiento único diario e intradiario, calculados de conformidad con los artículos 39 y 52;
i)
establecer y llevar a cabo procedimientos de contingencia, según resulte conveniente, con respecto a la asignación de capacidad, de conformidad con el artículo 44;
j)
proponer los horarios de apertura del mercado intradiario interzonal y de cierre del mercado intradiario interzonal, de conformidad con el artículo 59;
k)
compartir las rentas de congestión, de conformidad con la metodología desarrollada conjuntamente con arreglo al artículo 73;
l)
cuando así se decida, actuar como agentes de transporte en la transferencia de posiciones netas, de conformidad con el artículo 68, apartado 6.
Artículo 9
Adopción de las condiciones o metodologías
1. Los GRT y los operadores designados elaborarán los términos y condiciones o las metodologías exigidos por el presente Reglamento y remitirlos para aprobación a las autoridades reguladoras competentes dentro de los plazos correspondientes previstos en el presente Reglamento. Cuando una propuesta de condiciones o metodologías a efectos del presente Reglamento deba ser desarrollada y acordada por más de un GRT u operador designado, los GRT y los operadores designados participantes deberán cooperar estrechamente. Los GRT, con la ayuda de la REGRT de Electricidad, y todos los operadores designados, informarán de manera regular a las autoridades reguladoras competentes y a la Agencia sobre los progresos realizados en el desarrollo de estas condiciones o metodologías.
2. Los GRT y los operadores designados que decidan sobre las propuestas de términos y condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 9, apartado 6, tomarán una decisión por mayoría cualificada en caso de no lograr un consenso. La mayoría cualificada deberá alcanzarse en cada una de las clases de voto de los GRT y los operadores designados. La mayoría cualificada para la adopción de propuestas de conformidad con el artículo 9, apartado 6, será una mayoría en la que:
a)
los GRT y los operadores designados representen al menos el 55 % de los Estados miembros;
b)
los GRT y los operadores designados representen Estados miembros cuya población, en conjunto, sea igual o superior al 65 % de la población de la Unión.
La minoría de bloqueo para decisiones de conformidad con el artículo 9, apartado 6, deberá incluir GRT u operadores designados que representen, por lo menos, cuatro Estados miembros, considerándose de lo contrario alcanzada la mayoría cualificada.
Para las decisiones relativas a GRT en virtud del artículo 9, apartado 6, se asignará un voto a cada Estado miembro. Si hubiera dos o más GRT en el territorio de un Estado miembro, este deberá repartir los derechos de voto entre los GRT.
Para las decisiones relativas a operadores designados GRT en virtud del artículo 9, apartado 6, se asignará un voto a cada Estado miembro. Cada operador designado dispondrá de un número de votos igual al número de Estados miembros en que esté designado. En el caso de que haya dos o más operadores designados en el territorio de un Estado miembro, este deberá repartir los derechos de voto entre los operadores designados teniendo en cuenta sus volúmenes respectivos de transacciones de electricidad en ese Estado miembro en el ejercicio financiero anterior.
3. Excepto en los casos previstos en el artículo 43, apartado 1, el artículo 44, el artículo 56, apartado 1, el artículo 63 y el artículo 74, apartado 1, los GRT que deciden sobre las propuestas de términos y condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 9, apartado 7, decidirán por mayoría cualificada si fuera imposible llegar a un consenso y si las regiones interesadas abarcan más de cinco Estados miembros. La mayoría cualificada deberá alcanzarse en cada una de las clases de voto de los GRT y los operadores designados. La mayoría cualificada para la adopción de propuestas de conformidad con el artículo 9, apartado 7, será una mayoría en la que:
a)
los GRT representen al menos el 72 % de los Estados miembros interesados; y
b)
los GRT representen Estados miembros cuya población, en conjunto, sea igual o superior al 65 % de la población de la región de que se trate.
La minoría de bloqueo para decisiones de conformidad con el artículo 9, apartado 7, deberá incluir, por lo menos, el número mínimo de GRT que represente más del 35 % de la población de los Estados miembros participantes, más GRT que representen al menos un Estado miembro interesado adicional, considerándose de lo contrario alcanzada la mayoría cualificada.
Los GRT que decidan sobre las propuestas de términos y condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 9, apartado 7, en relación con regiones que abarquen cinco Estados miembros o menos, deberán hacerlo por consenso.
Para las decisiones relativas a GRT en virtud del artículo 9, apartado 7, se asignará un voto a cada Estado miembro. Si hubiera dos o más GRT en el territorio de un Estado miembro, este deberá repartir los derechos de voto entre los GRT.
Los operadores designados que decidan sobre las propuestas de términos y condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 9, apartado 7, deberán hacerlo por consenso.
4. Si los GRT o los operadores designados no enviaran una propuesta de términos y condiciones o metodologías a las autoridades reguladoras en el plazo de tiempo establecido en el presente Reglamento, deberán proporcionar a las autoridades reguladores competentes y a la Agencia los proyectos pertinentes de los términos y condiciones o metodologías, así como explicar los motivos que hayan impedido el acuerdo. La Agencia informará a la Comisión y, a petición de la Comisión, investigará los motivos del incumplimiento e informará a la Comisión al respecto, en cooperación con las autoridades reguladoras competentes. La Comisión tomará las medidas adecuadas para permitir la adopción de las condiciones o metodologías requeridas, en un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de la información de la Agencia.
5. Cada autoridad reguladora aprobará las condiciones o metodologías que se utilicen para calcular o establecer el acoplamiento único diario o intradiario desarrollado por los GRT y los operadores designados. Las autoridades reguladoras serán responsables de la aprobación de las condiciones o metodologías a los que se hace referencia en los apartados 6, 7 y 8.
6. Las propuestas relativas a las siguientes condiciones o metodologías deberán ser aprobadas por todas las autoridades reguladoras:
a)
el plan de ejecución conjunta de las funciones de OAM, de conformidad con el artículo 7, apartado 3;
b)
las regiones de cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con el artículo 15, apartado 1;
c)
la metodología de generación y provisión de datos de consumo, de conformidad con el artículo 16, apartado 1;
d)
la metodología del modelo de red común, de conformidad con el artículo 17, apartado 1;
e)
la propuesta de metodología armonizada de cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con el artículo 21, apartado 4;
f)
la metodología de contingencia, de conformidad con el artículo 36, apartado 3;
g)
el algoritmo presentado por los operadores designados, de conformidad con el artículo 37, apartado 5, incluidos los conjuntos de requisitos para los GRT y los operadores designados en relación con el desarrollo del algoritmo, de conformidad con el artículo 37, apartado 1;
h)
los productos que los operadores designados puedan tener en cuenta en el proceso de acoplamiento único diario e intradiario, de conformidad con los artículos 40 y 53;
i)
los precios máximos y mínimos, de conformidad con los artículos 41, apartado 1, y 54, apartado 2;
j)
la metodología de fijación de precios de la capacidad intradiaria que vaya a desarrollarse, de conformidad con el artículo 55, apartado 1;
k)
los horarios de apertura del mercado intradiario interzonal y de cierre del mercado intradiario interzonal, de conformidad con el artículo 59, apartado 1;
l)
el plazo de firmeza diario, de conformidad con el artículo 69;
m)
la metodología para la distribución de los ingresos de congestión, de conformidad con el artículo 73, apartado 1.
7. Las propuestas relativas a las siguientes condiciones o metodologías deberán ser aprobadas por todas las autoridades reguladoras de la región interesada:
a)
la metodología de cálculo de capacidad común, de conformidad con el artículo 20, apartado 2;
b)
las decisiones relativas a la introducción y al aplazamiento del cálculo de capacidad de intercambio basada en flujos de energía, de conformidad con el artículo 20, apartados 2 a 6, y las exenciones, de conformidad con el artículo 20, apartado 7;
c)
la metodología para el redespacho y el intercambio compensatorio, de conformidad con el artículo 35, apartado 1;
d)
las metodologías comunes para el cálculo de los intercambios programados, de conformidad con los artículos 43, apartado 1, y 56, apartado 1;
e)
los procedimientos de contingencia, de conformidad con el artículo 44;
f)
las subastas regionales complementarias, de conformidad con el artículo 63, apartado 1;
g)
las condiciones de oferta de asignación explícita de conformidad con el artículo 64, apartado 2;
h)
la metodología para compartir los gastos de redistribución o intercambio compensatorio, de conformidad con el artículo 74, apartado 1.
8. Las siguientes condiciones o metodologías quedarán sujetas a la aprobación individual de cada autoridad reguladora u otra autoridad competente de los Estados miembros interesados:
a)
cuando proceda, la designación y revocación o suspensión de la designación de operadores, de conformidad con el artículo 4, apartados 2, 8 y 9;
b)
si procede, las tarifas o las metodologías usadas para calcular los pagos destinados a los operadores designados relacionados con las negociaciones en los mercados diario e intradiario, de conformidad con el artículo 5, apartado 1;
c)
las propuestas de los GRT individuales en relación con una evaluación de la configuración de las zonas de oferta, de conformidad con el artículo 32, apartado 1, letra d);
d)
cuando proceda, la propuesta de asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta y otras disposiciones, de conformidad con los artículos 45 y 57;
e)
los costes de la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, de conformidad con los artículos 75 a 79; y
f)
si procede, el reparto de los costes regionales del acoplamiento único diario e intradiario, de conformidad con el artículo 80, apartado 4.
9. La propuesta de condiciones o metodologías incluirá una propuesta de calendario de implementación y una descripción de su impacto previsto en los objetivos del presente Reglamento. Las propuestas de condiciones o metodologías sujetas a la aprobación de todas las autoridades reguladoras o de varias de ellas serán enviadas a la Agencia al mismo tiempo que se envíen a las autoridades reguladoras. A petición de las autoridades reguladoras competentes, la Agencia emitirá un dictamen en el plazo de tres meses sobre dichas condiciones y metodologías.
10. Siempre que la aprobación de las condiciones o metodologías requiera una decisión de más de una autoridad reguladora, las autoridades reguladoras competentes se consultarán, colaborarán estrechamente y se coordinarán entre sí a fin de alcanzar un acuerdo. Si procede, las autoridades reguladoras competentes tendrán en cuenta el dictamen de la Agencia. Las autoridades reguladoras tomarán las decisiones relativas a las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con los apartados 6, 7 y 8, en el plazo de seis meses a partir de la recepción de las condiciones y metodologías por parte de la autoridad reguladora o, llegado el caso, de la última autoridad reguladora interesada.
11. En caso de que las autoridades reguladoras no hubieran alcanzado un acuerdo en el plazo de tiempo dispuesto en el apartado 10, o por solicitud conjunta, la Agencia adoptará una decisión relativa a las propuestas presentadas sobre las condiciones o metodologías, en un plazo de seis meses, de conformidad con el artículo 8, apartado 1, del Reglamento (CE) no 713/2009.
12. En caso de que una o varias autoridades reguladoras solicitaran una modificación para aprobar las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con los apartados 6, 7 y 8, los GRT o los operadores designados pertinentes presentarán una propuesta de modificación de las condiciones o metodologías para su aprobación en un plazo de dos meses a partir de la solicitud de las autoridades reguladoras. Las autoridades reguladoras competentes decidirán sobre las condiciones o metodologías modificadas en un plazo de dos meses a partir de su presentación. En caso de que las autoridades reguladoras no hubieran alcanzado un acuerdo sobre las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con los apartados 6 y 7 en el plazo de dos meses, o por solicitud conjunta, la Agencia adoptará una decisión relativa a la modificación de las condiciones o metodologías, en un plazo de seis meses, de conformidad con el artículo 8, apartado 1, del Reglamento (CE) no 713/2009. Si los GRT o los operadores designados pertinentes no presentaran una propuesta de modificación de condiciones o metodologías, se aplicará el procedimiento descrito en el apartado 4 de este artículo.
13. Los GRT o los operadores designados responsables de la elaboración de una propuesta de condiciones o metodologías o las autoridades reguladoras responsables de su adopción de conformidad con los apartados 6, 7 y 8, podrán proponer modificaciones de dichos términos y condiciones o metodologías.
Las propuestas de modificación de condiciones o metodologías se presentarán a consulta de conformidad con el procedimiento dispuesto en el artículo 12 y se aprobarán de conformidad con el procedimiento dispuesto en este artículo.
14. Los GRT y los operadores designados responsables del establecimiento de las condiciones o metodologías de conformidad con el presente Reglamento los publicarán en internet tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras; o bien, si no se exigiera dicha aprobación, después de su establecimiento, salvo cuando dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 13.
Artículo 10
Gestión diaria del acoplamiento único diario e intradiario
Los GRT y los operadores designados organizarán conjuntamente la gestión diaria del acoplamiento único diario e intradiario. Se reunirán periódicamente para debatir y decidir cuestiones de funcionamiento diario. Los GRT y los operadores designados invitarán a la Agencia y a la Comisión a participar en calidad de observadores en esas reuniones, y publicarán las actas resumidas correspondientes.
Artículo 11
Participación de las partes interesadas
La Agencia, en estrecha cooperación con la REGRT de Electricidad, organizará la participación de las partes interesadas en lo que respecta al acoplamiento único diario e intradiario y a otros aspectos de la aplicación del presente Reglamento. Esta participación implicará reuniones periódicas con las partes interesadas con vistas a problemas y proponer mejoras, en particular en lo que respecta al acoplamiento único diario e intradiario. Estas reuniones no sustituirán las consultas con las partes interesadas previstas en el artículo 12.
Artículo 12
Consulta
1. Los GRT y los operadores designados responsables de la presentación de propuestas relativas a la condiciones o metodologías o a sus modificaciones de conformidad con el presente Reglamento consultarán a las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de cada Estado miembro, en relación con los proyectos de propuesta de condiciones o metodologías, cuando así lo prevea explícitamente el presente Reglamento. La consulta se celebrará durante un período no inferior a un mes.
2. Las propuestas de condiciones o metodologías presentadas por los GRT y los operadores designados en la Unión se publicarán y presentarán a consulta en la Unión. Las propuestas presentadas por los GRT y los operadores designados a nivel regional se presentarán a consulta como mínimo a nivel regional. Las partes que presenten propuestas con carácter bilateral o multilateral consultarán como mínimo a los Estados miembros interesados.
3. Las entidades responsables de la propuesta de condiciones o metodologías deberán tener en debida cuenta los puntos de vista de las partes interesadas reflejados en las consultas realizadas de conformidad con el apartado 1, antes de su presentación para su aprobación reglamentaria, si así se exigiera de conformidad con el artículo 9, o antes de su publicación en el resto de casos. En todos los casos, en la presentación deberá incluirse una justificación clara y firme de la inclusión o la no inclusión de los puntos de vista resultantes de la consulta, que se publicará de forma puntual antes, o al mismo tiempo, de la publicación de la propuesta de condiciones o metodologías.
Artículo 13
Obligaciones de confidencialidad
1. Toda información confidencial recibida, intercambiada o transmitida en virtud del presente Reglamento estará sujeta a las condiciones del secreto profesional contempladas en los apartados 2, 3 y 4.
2. La obligación de secreto profesional se aplicará a toda persona sujeta a las disposiciones del presente Reglamento.
3. La información confidencial recibida por las personas mencionadas en el apartado 2 durante el cumplimiento de sus deberes no podrá divulgarse a ninguna otra persona u autoridad, sin perjuicio de los casos cubiertos por el derecho nacional, el resto de disposiciones del presente Reglamento u otra legislación pertinente de la Unión.
4. Sin perjuicio de los casos cubiertos por el derecho nacional, las autoridades reguladoras, los organismos o las personas que reciban información confidencial con arreglo al presente Reglamento podrán utilizarla únicamente a efectos del cumplimiento de sus funciones en virtud del presente Reglamento.
TÍTULO II
REQUISITOS DE LAS CONDICIONES Y METODOLOGÍAS EN MATERIA DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD Y GESTIÓN DE LAS CONGESTIONES
CAPÍTULO 1
Cálculo de capacidad de intercambio
Sección 1
Requisitos generales
Artículo 14
Horizontes temporales de cálculo de capacidad de intercambio
1. Todos los GRT calcularán la capacidad de intercambio entre zonas de oferta de, como mínimo, los horizontes temporales siguientes:
a)
diaria, en lo que respecta al mercado diario;
b)
intradiaria, en lo que respecta al mercado intradiario.
2. En relación con el horizonte temporal del mercado diario, se calcularán los valores individuales de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta de cada unidad de tiempo del mercado diario. En relación con el horizonte temporal del mercado intradiario, se calcularán los valores individuales de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta de cada unidad de tiempo restante del mercado intradiario.
3. En lo que respecta al horizonte temporal del mercado diario, el cálculo de capacidad de intercambio se basará en la información más reciente disponible. La actualización de la información del horizonte temporal del mercado diario no comenzará antes de las 15.00 h, hora del mercado, dos días antes de la fecha de entrega.
4. Todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad garantizarán que la capacidad de intercambio entre zonas de oferta se vuelva a calcular dentro del horizonte temporal del mercado intradiario, con arreglo a la información disponible más reciente. La frecuencia de este nuevo cálculo tendrá en cuenta la eficiencia y la seguridad operativa.
Artículo 15
Regiones de cálculo de capacidad
1. En el plazo de tres meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán conjuntamente una propuesta común relativa a la determinación de las regiones de cálculo de capacidad de intercambio. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. La propuesta a que se refiere el apartado 1 definirá las fronteras de las zonas de oferta asignadas a los operadores designados que sean miembros de cada región de cálculo de capacidad de intercambio. Deberán cumplirse los siguientes requisitos:
a)
se tendrán en cuenta las regiones especificadas en el punto 3, apartado 2, del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009;
b)
cada frontera de zona de ofertas, o las fronteras de dos zonas de oferta separadas en su caso, cuando haya interconexión entre dos zonas de oferta, serán asignadas a una región de cálculo de capacidad de intercambio;
c)
por lo menos esos GRT serán asignados a todas las regiones de cálculo de capacidad de intercambio con las que tenga fronteras de zonas de oferta.
3. Las regiones de cálculo de capacidad que apliquen un método basado en los flujos se fusionarán en una región de cálculo de capacidad, siempre que se cumplan las condiciones acumulativas siguientes:
a)
sus redes de transporte están directamente conectadas entre sí;
b)
participan en la misma área de acoplamiento único diario o intradiario;
c)
su fusión resulta más eficiente que mantenerlas separadas. Las autoridades reguladoras competentes podrán solicitar a los GRT interesados que realicen un análisis conjunto de costes y beneficios para evaluar la eficiencia de la fusión.
Sección 2
El modelo de red común
Artículo 16
Metodología de provisión de datos de generación y de consumo
1. En el plazo de diez meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán conjuntamente una propuesta de metodología única para la provisión de datos de generación y de consumo necesarios para establecer el modelo de red común, que quedará sujeta a consulta de conformidad con el artículo 12. La propuesta incluirá una justificación, basada en los objetivos del presente Reglamento, de la solicitud de la información.
2. La propuesta de metodología para la provisión de datos de generación y de consumo especificará las unidades de generación y cargas que serán necesarias para proporcionar información a sus GRT respectivos a efectos de calcular la capacidad.
3. La propuesta de metodología para la provisión de datos de generación y de consumo especificará la información que deberán proporcionar las unidades de generación y cargas a los GRT. Dicha información deberá contener, como mínimo, lo siguiente:
a)
información relacionada con sus características técnicas;
b)
información relacionada con la disponibilidad de unidades de generación y cargas;
c)
información relacionada con la planificación de unidades de generación;
d)
información pertinente disponible relacionada con la distribución de las unidades de generación.
4. La metodología deberá especificar los plazos aplicables a las unidades de generación y las cargas para la provisión de la información mencionada en el apartado 3.
5. Cada GRT usará y compartirá con otros GRT la información mencionada en el apartado 3. La información mencionada en el apartado 3, letra d) se usará exclusivamente para calcular la capacidad.
6. En un plazo máximo de dos meses a partir de la aprobación de la metodología de provisión de datos de generación y carga por parte de todas las autoridades reguladoras, la REGRT de Electricidad publicará lo siguiente:
a)
una lista de entidades que deben proporcionar información a los GRT;
b)
una lista de la información que debe proporcionarse, mencionada en el apartado 3;
c)
los plazos de provisión de la información.
Artículo 17
Metodología del modelo de red común
1. En el plazo de diez meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán conjuntamente una propuesta de metodología del modelo de red común. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. La metodología del modelo de red común permitirá el establecimiento de un modelo de red común. Contendrá, como mínimo, los datos siguientes:
a)
una definición de escenarios de conformidad con el artículo 18;
b)
una definición de modelos de red individuales, de conformidad con el artículo 19;
c)
una descripción del proceso de fusión de modelos de red individuales para formar el modelo de red común.
Artículo 18
Escenarios
1. Todos los GRT desarrollarán conjuntamente los escenarios comunes de cada horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio que se mencionan en el artículo 14, apartado 1, letras a) y b). Los escenarios comunes se utilizarán para describir una situación de previsión específica de la generación, las cargas y la topología de la red en relación con la red de transporte del modelo de red común.
2. Se definirá un escenario por cada unidad de tiempo del mercado, tanto para el horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio como de la capacidad intradiaria.
3. Para cada escenario, todos los GRT definirán conjuntamente normas comunes para determinar la posición neta en cada zona de ofertas y el flujo de cada línea de corriente continua. Estas normas comunes se basarán en la mejor previsión de la posición neta de cada zona de ofertas y la mejor previsión de los flujos de energía de cada línea de corriente continua en cada escenario, e incluirán el equilibrio general entre carga y generación para toda la red de transporte de la Unión. No habrá discriminación injustificada entre intercambios internos e interzonales a la hora de definir escenarios, en consonancia con el punto 1.7 del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009.
Artículo 19
Modelo de red individual
1. Para cada zona de ofertas y para cada escenario:
a)
todos los GRT de la zona de ofertas proporcionarán conjuntamente un modelo de red individual que respete las disposiciones del artículo 18, apartado 3; o
b)
cada GRT de la zona de ofertas proporcionará un modelo de red individual para su zona de control, incluidas las interconexiones, siempre que la suma de las posiciones netas de las áreas de control, incluidas las interconexiones, que cubran la zona de ofertas respete las disposiciones del artículo 18, apartado 3.
2. Cada modelo de red individual representará la mejor previsión posible de las condiciones de la red de transporte del supuesto especificado por los GRT en el momento en que se crea el modelo de red individual.
3. Los modelos de red individual abarcarán todos los elementos de la red de transporte utilizados en el análisis de la seguridad operacional regional en lo que respecta al horizonte temporal correspondiente.
4. Todos los GRT armonizarán, en la mayor medida posible, el modo en que se crean los modelos de red individuales.
5. Cada GRT proporcionará todos los datos necesarios en el modelo de red individual para permitir un flujo de energía activo y reactivo y análisis de tensión en condiciones estables.
6. Cuando proceda, y previo acuerdo entre todos los GRT de una región de cálculo de capacidad de intercambio, cada GRT de dicha región de cálculo de capacidad de intercambio intercambiará datos a fin de poder llevar a cabo análisis de tensión y de estabilidad dinámica.
Sección 3
Metodologías de cálculo de capacidad de intercambio
Artículo 20
Introducción de la metodología de cálculo de capacidad de intercambio basada en flujos de energía
1. En lo que respecta al horizonte temporal del mercado diario e intradiario, el enfoque empleado en las metodologías comunes de cálculo de capacidad de intercambio será un enfoque basado en los flujos de energía, excepto cuando se cumpla el requisito del apartado 7.
2. En el plazo máximo de 10 meses desde la aprobación de la propuesta de una región de cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con el artículo 15, apartado 1, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio presentarán una propuesta de metodología de cálculo de capacidad coordinada común dentro de la región correspondiente. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12. La propuesta de metodología de cálculo de capacidad de intercambio en las regiones con arreglo al presente apartado en las regiones de cálculo de capacidad de intercambio basadas en Europa del Norte y Occidental y Europa Central y Oriental, definidas en las letras b) y d) del punto 3.2 del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009, así como en las regiones a que se refieren los apartados 3 y 4, deberá complementarse con un marco común para la coordinación y la compatibilidad de las metodologías basadas en los flujos de energía entre las regiones que deberá definirse de conformidad con el apartado 5.
3. Los GRT de la región de cálculo de capacidad de intercambio de la que forma parte Italia, tal y como se define en el punto 3.2, letra c), del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009, pueden prorrogar, sin perjuicio de la obligación prevista en el apartado 1, el plazo de presentación de la propuesta de metodología común de cálculo de capacidad de intercambio coordinada mediante un enfoque basado en los flujos de energía para esa región con arreglo a lo previsto en el apartado 2, hasta seis meses después de la adhesión de Suiza al acoplamiento único diario. La propuesta no tiene que incluir las fronteras de las zonas de oferta dentro de Italia y entre Italia y Grecia.
4. Transcurridos no más de seis meses desde que todas las partes contratantes de la Comunidad de la Energía del Sureste de Europa participen en el acoplamiento único diario, los GRT de, por lo menos, Croacia, Rumanía, Bulgaria y Grecia presentarán conjuntamente una propuesta de establecimiento de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio mediante el enfoque basado en los flujos de energía para el horizonte temporal de mercado diario e intradiario. La propuesta deberá prever una fecha para el inicio de la aplicación de la metodología común de cálculo de capacidad de intercambio mediante el enfoque basado en los flujos de energía que no sea posterior a dos años desde la adhesión de todas las partes contratantes de la Comunidad de la Energía del Sureste de Europa al acoplamiento único diario. Se alentará a los GRT de los Estados miembros que tengan fronteras con otras regiones a adherirse a las iniciativas de implementación conjunta con esas regiones de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio basada en los flujos de energía.
5. A partir del momento en que dos o más regiones de cálculo de capacidad de intercambio adyacentes en la misma zona síncrona apliquen una metodología de cálculo de capacidad de intercambio mediante un planteamiento basado en los flujos de energía para el horizonte temporal del mercado diario o intradiario, esas regiones se considerarán una sola región a tal efecto y los GRT de esta región deberán presentar, en el plazo de seis meses, una propuesta de aplicación de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio mediante un enfoque basado en los flujos de energía para el horizonte temporal del mercado diario o intradiario. La propuesta deberá prever un plazo para la implementación de la metodología de cálculo de capacidad de intercambio entre regiones no superior a 12 meses desde el inicio de la implementación del enfoque basado en los flujos de energía en esas regiones, en lo que respecta a la metodología para el horizonte temporal del mercado diario, y no superior a 18 meses en lo que respecta a la metodología para el horizonte temporal intradiario. Los plazos previstos en el presente apartado podrán adaptarse de conformidad con el apartado 6.
La metodología utilizada en las dos regiones de cálculo de capacidad de intercambio que hayan iniciado la elaboración de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio podrá implementarse antes de la elaboración de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio con cualquier otra región de cálculo de capacidad de intercambio.
6. Si pudieran demostrar que la aplicación de las metodologías comunes basadas en los flujos de energía de conformidad con los apartados 4 y 5 todavía no sería más eficiente partiendo del mismo nivel de seguridad operativa de la red, los GRT en cuestión podrán solicitar de manera conjunta a las autoridades reguladoras competentes una prórroga de los plazos.
7. Los GRT pueden solicitar conjuntamente a las autoridades reguladoras competentes que apliquen el enfoque basado en la capacidad de transporte neta coordinada en regiones y fronteras de zonas de oferta distintas de las referidas en los apartados 2 a 4, si los GRT interesados pueden demostrar que la aplicación de la metodología de cálculo de capacidad de intercambio mediante el enfoque basado en los flujos de energía todavía no sería más eficiente en comparación con el enfoque basado en la capacidad de transporte neta coordinada, suponiendo el mismo nivel de seguridad operativa en la región de que se trate.
8. A fin de permitir a los participantes en el mercado que se adapten a los cambios en el método de cálculo de capacidad de intercambio, los GRT interesados probarán el nuevo método junto con el existente e implicarán a los participantes en el mercado durante al menos seis meses antes de implementar una propuesta de modificación de su método de cálculo de capacidad de intercambio.
9. Los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio que apliquen el método basado en los flujos de energía publicarán y pondrán a disposición una herramienta que permita a los participantes en el mercado evaluar la interacción entre las capacidades interzonales y los intercambios interzonales entre zonas de oferta.
Artículo 21
Metodología de cálculo de capacidad de intercambio
1. La propuesta de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio para una región de cálculo de capacidad de intercambio, determinada con arreglo al artículo 20, apartado 2, incluirá como mínimo los elementos siguientes para cada horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio:
a)
metodologías para el cálculo de los datos de entrada para el cálculo de capacidad de intercambio, que incluirán los parámetros siguientes:
i)
una metodología para determinar el margen de seguridad, de conformidad con el artículo 22;
ii)
las metodologías para determinar los límites de seguridad operativa, las contingencias pertinentes para el cálculo de capacidad de intercambio y los límites de asignación que pudieran aplicarse de conformidad con el artículo 23;
iii)
la metodología para determinar el reparto de cambio de generación, de conformidad con el artículo 24;
iv)
la metodología para determinar las medidas correctoras que deben considerarse en el cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con el artículo 25;
b)
una descripción detallada del método de cálculo de capacidad de intercambio, que incluirá los elementos siguientes:
i)
una descripción matemática del método de cálculo de capacidad de intercambio aplicado con diferentes elementos de cálculo;
ii)
normas para evitar la discriminación no justificada entre intercambios internos e interzonales de conformidad con el punto 1.7 del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009;
iii)
normas para tener en cuenta, cuando proceda, capacidades interzonales previamente asignadas;
iv)
normas de ajuste de los flujos de energía en elementos críticos de la red o capacidades interzonales debido a medidas correctoras, de conformidad con el artículo 25;
v)
en lo que respecta al método basado en los flujos de energía, una descripción matemática de los cálculos de factores de distribución de la transferencia de energía y de los márgenes disponibles con respecto a elementos críticos de la red;
vi)
en lo que respecta al método basado en la capacidad de intercambio neta coordinada, las normas para calcular las capacidades interzonales, incluidas las normas para compartir de manera eficiente las capacidades de flujos de energía de elementos críticos de la red entre distintas fronteras de zonas de oferta; y
vii)
cuando los flujos de energía en los elementos críticos de la red estén influidos por intercambios de energía interzonales en distintas regiones de cálculo de capacidad de intercambio, las normas para compartir entre diferentes regiones de cálculo de capacidad de intercambio las capacidades del flujo de energía de elementos críticos de la red, a fin de acomodar estos flujos.
c)
una metodología para la validación de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, de conformidad con el artículo 26.
2. En lo que respecta al horizonte temporal del cálculo de capacidad de intercambio intradiaria, el método de cálculo de capacidad de intercambio incluirá asimismo la frecuencia con la que se calculará la capacidad, incluida una justificación de la frecuencia elegida, de conformidad con el artículo 14, apartado 4.
3. La metodología para el cálculo de capacidad de intercambio incluirá un procedimiento auxiliar en caso de que el cálculo de capacidad de intercambio inicial no arrojara resultados.
4. Todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio utilizarán, en la medida de lo posible, datos de entrada armonizados para el cálculo de capacidad de intercambio. A más tardar el 31 de diciembre de 2020, todas las regiones deberán utilizar una metodología armonizada de cálculo de capacidad de intercambio para el enfoque basado en los flujos de energía y para el enfoque basado en la capacidad de transporte neta coordinada. La armonización de la metodología de cálculo de capacidad de intercambio deberá someterse a una evaluación de la eficiencia en lo que respecta a la armonización de las metodologías basadas en la capacidad de transporte neta coordinada que proporcionen el mismo nivel de seguridad operativa. Todos los GRT presentarán una evaluación, acompañada de una propuesta de transición hacia una metodología armonizada de cálculo de capacidad de intercambio, a todas las autoridades reguladoras en el plazo de 12 meses desde la implementación por al menos dos regiones de cálculo de capacidad de intercambio de una metodología común de cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con el artículo 20, apartado 5.
Artículo 22
Metodología del margen de seguridad
1. La propuesta de metodología común de cálculo de capacidad de intercambio incluirá una metodología para determinar el margen de seguridad. La metodología para determinar el margen de seguridad consistirá en dos pasos. En primer lugar, los GRT pertinentes estimarán la distribución de probabilidad de desviaciones entre los flujos de energía previstos en el momento del cálculo de capacidad de intercambio y los flujos de energía logrados en tiempo real. En segundo lugar, el margen de seguridad se calculará derivando un valor de la distribución de probabilidad.
2. La metodología para determinar el margen de seguridad establecerá los principios para calcular la distribución de probabilidad de las desviaciones entre los flujos de energía previstos en el momento del cálculo de capacidad de intercambio y los flujos de energía logrados en tiempo real, y especificará las incertidumbres a tener en cuenta en el cálculo. Para determinar dichas incertidumbres, la metodología tendrá en cuenta, en particular:
a)
las desviaciones no intencionadas de flujos de electricidad físicos en una unidad de tiempo del mercado causadas por el ajuste de los flujos de electricidad dentro de y entre zonas de control a fin de mantener una frecuencia constante;
b)
las incertidumbres que podrían afectar al cálculo de capacidad de intercambio y que podrían producirse entre el horizonte temporal del cálculo de capacidad de intercambio y el tiempo real para la unidad de tiempo del mercado considerada.
3. En la metodología para determinar el margen de seguridad, los GRT definirán asimismo principios armonizados comunes para derivar el margen de seguridad a partir de la distribución de probabilidad.
4. Con arreglo a la metodología adoptada de conformidad con el apartado 1, los GRT determinarán el margen de seguridad respetando los límites de seguridad operativa y teniendo en cuenta las incertidumbres entre el horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio y el tiempo real, así como las medidas correctoras disponibles tras el cálculo de capacidad de intercambio.
5. En lo que respecta a cada horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio, los GRT en cuestión definirán el margen de seguridad para elementos críticos de la red, cuando se aplique el método basado en los flujos de energía, y para capacidades interzonales cuando se aplique el método basado en la capacidad de intercambio neta coordinada.
Artículo 23
Metodologías para los límites de seguridad operativa, contingencias y limitaciones en la asignación
1. Cada GRT respetará los límites de seguridad operativa y las contingencias que se utilicen en los análisis de seguridad operativa.
2. En caso de que los límites de la seguridad operativa y las contingencias empleados para calcular la capacidad no fueran los mismos que los empleados en los análisis de seguridad operativa, los GRT describirán en la propuesta de metodología común de cálculo de capacidad de intercambio el método y los criterios particulares que hubieran empleado para determinar dichos límites de seguridad operativa y contingencias para calcular la capacidad.
3. Si los GRT aplican limitaciones en la asignación, solamente se podrán determinar utilizando los elementos siguientes:
a)
las restricciones necesarias para mantener la red de transporte dentro de los límites de seguridad operativa y que no se puedan transferir de manera eficiente a los flujos de energía máximos en elementos críticos de la red; o
b)
las restricciones pensadas para aumentar el excedente económico para el acoplamiento único diario o intradiario.
Artículo 24
Metodología de pautas de variación de la generación
1. La propuesta de metodología común de cálculo de capacidad de intercambio incluirá una propuesta de metodología para determinar un coeficiente o clave común de cambio en la generación para cada zona de oferta y escenario elaborada de acuerdo con el artículo 18.
2. Las pautas de variación de la generación representarán la mejor previsión de la relación de un cambio en la posición neta de una zona de oferta con respecto a un cambio específico en la generación o carga en el modelo de red común. Dicha previsión usará, en particular, la información procedente de la metodología de provisión de datos de generación y carga.
Artículo 25
Metodología de las medidas correctoras en el cálculo de capacidad de intercambio
1. Cada GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio definirá, individualmente, las medidas correctoras disponibles que deban tenerse en cuenta a la hora de calcular la capacidad, a fin de cumplir los objetivos del presente Reglamento.
2. Cada GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio coordinará con el resto de GRT de dicha región el uso de las medidas correctoras que se deban tener en cuenta al calcular la capacidad y su aplicación real en el funcionamiento en tiempo real.
3. A fin de permitir que se tengan en cuenta las medidas correctoras en el cálculo de capacidad de intercambio, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio acordarán el uso de medidas correctoras que requieran la acción de más de un GRT.
4. Cada GRT se asegurará de que las medidas correctoras se tengan en cuenta para calcular la capacidad con la condición de que las restantes medidas correctoras, junto con el margen de seguridad definido en el artículo 22, sean suficientes para garantizar la seguridad operativa.
5. Cada GRT tendrá en cuenta las medidas correctoras sin costes durante el cálculo de capacidad de intercambio.
6. Cada GRT se asegurará de que las medidas correctoras tenidas en cuenta al calcular la capacidad sean las mismas para todos los horizontes temporales de cálculo, teniendo en cuenta sus disponibilidades técnicas para cada horizonte temporal.
Artículo 26
Metodología de la validación de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta
1. Cada GRT validará y tendrá derecho a corregir la capacidad de intercambio entre zonas de oferta pertinente para las fronteras de la zona de ofertas del GRT o los elementos críticos de la red proporcionados por los calculadores de capacidad coordinados, de conformidad con los artículos 27 a 31.
2. Cuando se aplique un método de capacidad de transporte neta coordinada, todos los GRT de la región de cálculo de capacidad de intercambio incluirán en la metodología de cálculo de capacidad de intercambio mencionada en el artículo 21 una norma para dividir la corrección de la capacidad de intercambio entre las distintas fronteras de las zonas de oferta.
3. Cada GRT podrá reducir la capacidad de intercambio entre zonas de oferta durante la validación de la misma, mencionada en el apartado 1, por motivos de seguridad operativa.
4. Cada calculador de capacidad coordinada se coordinará con los calculadores colindantes durante el cálculo de capacidad de intercambio y el proceso de validación.
5. Cada calculador de capacidad coordinada informará cada tres meses a todas las autoridades reguladoras de la región de cálculo de capacidad de intercambio, de todas las reducciones realizadas durante la validación de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, de conformidad con el apartado 3. Dicho informe incluirá la ubicación y la cantidad de cualquier reducción de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y recogerá una justificación de las reducciones.
6. Todas las autoridades reguladoras de la región de cálculo de capacidad de intercambio decidirán si desean publicar el informe mencionado en el apartado 5 en parte o en su totalidad.
Sección 4
El proceso de cálculo de capacidad de intercambio
Artículo 27
Disposiciones generales
1. En un plazo máximo de seis meses después de la decisión sobre la metodología de provisión de datos de generación y de consumo, mencionada en el artículo 16, y sobre la metodología del modelo de red común, mencionada en el artículo 17, todos los GRT organizarán el proceso de fusión de los modelos de red individuales.
2. En un plazo máximo de cuatro meses a partir de la toma de decisiones sobre las metodologías de cálculo de capacidad de intercambio mencionadas en los artículos 20 y 21, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio crearán conjuntamente los calculadores de capacidad coordinada y establecerán las normas que rigen sus operaciones.
3. Todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio revisarán la calidad de los datos enviados durante el cálculo de capacidad de intercambio, cada dos años, como parte del informe bienal sobre el cálculo de capacidad de intercambio y la asignación, elaborado de conformidad con el artículo 31.
4. Todos los GRT actualizarán y revisarán, de manera regular y como mínimo una vez al año, usando la última información disponible, lo siguiente:
a)
los límites de seguridad operativa, contingencias y limitaciones en la asignación usados para calcular la capacidad;
b)
la distribución de probabilidad de desviaciones entre los flujos de energía previstos en el momento del cálculo de capacidad de intercambio y los flujos de energía logrados en tiempo real usados para calcular los márgenes de fiabilidad;
c)
las medidas correctoras tenidas en cuenta para calcular la capacidad;
d)
la aplicación de las metodologías empleadas para determinar las pautas de variación de la generación, los elementos críticos de la red y las contingencias que se mencionan en los artículos 22 a 24.
Artículo 28
Creación de un modelo de red común
1. En lo que respecta a cada horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio especificado en el artículo 14, apartado 1, cada generador o unidad de consumo, en virtud del artículo 16, proporcionará al GRT responsable de la respectiva zona de control los datos especificados en la metodología de provisión de datos de generación y carga en los plazos establecidos.
2. Cada generador o unidad de consumo que proporcione información de conformidad con el artículo 16, apartado 3, proporcionará la serie de estimaciones más fiable posible.
3. En lo que respecta a cada horizonte temporal del cálculo de capacidad de intercambio, cada GRT establecerá el modelo de red individual para cada supuesto de conformidad con el artículo 19, de cara a la fusión de los modelos de red individuales en un modelo de red común.
4. Cada GRT presentará a los GRT responsables de la fusión de los modelos de red individuales en un modelo de red común la serie de estimaciones más fiable posible con respecto a cada modelo de red individual.
5. Con respecto a cada horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio, se creará un modelo de red común único en la Unión para cada supuesto, de conformidad con el artículo 18, mediante la fusión de los elementos de todos los GRT que apliquen el proceso de cálculo de capacidad de intercambio especificado en el apartado 3 de este artículo.
Artículo 29
Cálculo regional de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta
1. Con respecto a cada horizonte temporal del cálculo de capacidad de intercambio, cada GRT proporcionará a los calculadores de la capacidad coordinada y al resto de GRT de dicha región de cálculo de capacidad de intercambio los siguientes elementos: los límites de seguridad operativa, las pautas de variación de la generación, las medidas correctoras, los márgenes de fiabilidad, las limitaciones en la asignación y las capacidades interzonales previamente asignadas.
2. Cada calculador de capacidad coordinada realizará un análisis de seguridad operativa aplicando los límites de seguridad operativa, mediante el modelo de red común creado para cada supuesto en virtud del artículo 28, apartado 5.
3. A la hora de calcular la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, cada calculador de capacidad coordinada deberá:
a)
utilizar las pautas de variación de la generación para calcular el impacto de los cambios en las posiciones netas de las zonas de oferta, así como de los flujos de energía en las líneas de corriente continua;
b)
ignorar los elementos críticos de la red que no estén significativamente influidos por los cambios en las posiciones netas de la zona de oferta según la metodología establecida en el artículo 21; y
c)
garantizar que todas las series de posiciones netas de zonas de oferta y los flujos de energía de las líneas de corriente continua que no superen la capacidad de intercambio entre zonas de oferta respeten los márgenes de fiabilidad y los límites de seguridad operativa, de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra a), incisos i) y ii), y tengan en cuenta la capacidad internacional previamente asignada, de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra b), inciso iii).
4. Cada calculador de la capacidad coordinada optimizará la capacidad de intercambio entre zonas de oferta usando las medidas correctoras disponibles que se hayan tenido en cuenta para calcular la capacidad de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra a), inciso iv).
5. Cada calculador de la capacidad coordinada aplicará las normas de puesta en común establecidas de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra b), inciso vi).
6. Cada calculador de la capacidad coordinada respetará la descripción matemática del método aplicado para el cálculo de capacidad de intercambio, establecido de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra b), inciso i).
7. Cada calculador de la capacidad coordinada que aplique el método basado en los flujos de energía:
a)
usará datos sobre los límites de seguridad operativa para calcular los flujos de energía máximos en los elementos críticos de la red;
b)
usará el modelo de red, las pautas de variación de la generación y las contingencias comunes para calcular los factores de distribución del transporte de energía;
c)
usará los factores de distribución del transporte de energía para calcular los flujos de energía que resultan de las capacidades interzonales previamente asignadas en la región de cálculo de capacidad de intercambio;
d)
calculará los flujos de energía en los elementos críticos de la red para cada supuesto (teniendo en cuenta las contingencias) y los ajustará partiendo de la base de que no hay intercambios de energía interzonales en la región de cálculo de capacidad de intercambio, y aplicará las normas para evitar la discriminación injustificada entre los intercambios de energía internos e interzonales, de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra b), inciso ii);
e)
calculará los márgenes disponibles con respecto a los elementos críticos de la red, teniendo en cuenta las contingencias, que equivaldrán a los flujos de energía máximos reducidos por los flujos de energía ajustados mencionados en d), los márgenes de fiabilidad y los flujos de energía resultantes de capacidades interzonales previamente asignadas;
f)
ajustará los márgenes disponibles con respecto a los elementos críticos de la red o los factores de distribución del transporte de la energía usando las medidas correctoras disponibles que deban tenerse en cuenta para calcular la capacidad, de conformidad con el artículo 25.
8. Cada calculador de la capacidad coordinada que aplique el método basado en la capacidad de intercambio neta coordinada deberá:
a)
usar el modelo de red, las pautas de variación de la generación y las contingencias comunes para calcular los intercambios máximos de energía en las fronteras de las zonas de oferta, que equivaldrán al intercambio calculado máximo entre dos zonas de oferta a cualquier lado de la frontera de las zonas de oferta, respetando los límites de seguridad operativa;
b)
ajustar el intercambio de energía máximo usando las medidas correctoras que se hayan tenido en cuenta al calcular la capacidad, de conformidad con el artículo 25;
c)
ajustar el intercambio de energía máximo usando normas para evitar la discriminación injustificada entre las bolsas internas e interzonales, de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra b), inciso ii);
d)
aplicar las normas dispuestas en el artículo 21, apartado 1, letra b), inciso vi), para compartir de manera eficiente las capacidades de flujo de energía de elementos críticos de la red entre diferentes fronteras de zonas de oferta; y
e)
calcular la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, que equivaldrá al intercambio de energía máximo ajustado mediante el margen de seguridad y las capacidades interzonales previamente asignadas.
9. Cada calculador de la capacidad coordinada cooperará con los calculadores de la capacidad coordinada colindantes. Los GRT colindantes garantizarán dicha cooperación con el intercambio y la confirmación de la información relativa a la interdependencia con los calculadores regionales pertinentes de la capacidad coordinada, con el fin de calcular y validar la capacidad. Los GRT colindantes proporcionarán información sobre la interdependencia a los calculadores de la capacidad coordinada antes de realizar el cálculo de capacidad de intercambio. El informe bienal preparado de conformidad con el artículo 31 contendrá, cuando proceda, una evaluación de la precisión de dicha información y de las medidas correctoras.
10. Cada calculador de la capacidad coordinada establecerá los elementos siguientes:
a)
los parámetros basados en los flujos de energía para cada zona de ofertas de la región de cálculo de capacidad de intercambio, si aplicara el método basado en los flujos de energía; o
b)
los valores de capacidad de intercambio para cada frontera de zona de ofertas de la región de cálculo de capacidad de intercambio, si aplicara el método de capacidad de transmisión neta coordinada.
11. Cada calculador de la capacidad coordinada presentará la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, para su validación, a cada GRT de su región de cálculo de capacidad de intercambio, de conformidad con el artículo 21, apartado 1, letra c).
Artículo 30
Validación y entrega de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta
1. Cada GRT validará los resultados del cálculo de capacidad de intercambio regional de sus fronteras de zona de oferta o los elementos críticos de la red, de conformidad con el artículo 26.
2. Cada GRT enviará su validación de la capacidad y limitaciones en la asignación a los calculadores de la capacidad coordinada pertinentes y al resto de GRT de las regiones de cálculo de capacidad de intercambio pertinentes.
3. Cada calculador de la capacidad coordinada proporcionará las capacidades interzonales validadas y limitaciones en la asignación con el fin de asignar la capacidad de conformidad con los artículos 46 y 58.
Sección 5
Informe bienal sobre el cálculo y la asignación de capacidad
Artículo 31
Informe bienal sobre el cálculo y la asignación de capacidad
1. En un plazo de dos años a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, la REGRT de Electricidad elaborará un informe sobre el cálculo y la asignación de capacidad y lo presentará a la Agencia.
2. Con posterioridad, si la Agencia así lo solicitara, la REGRT de Electricidad elaborará cada dos años un informe sobre el cálculo y la asignación de capacidad y lo presentará a la Agencia.
3. El informe sobre el cálculo y la asignación de capacidad para cada zona de ofertas, cada frontera de zonas de oferta y cada región de cálculo de capacidad de intercambio, contendrá como mínimo:
a)
el método empleado para calcular la capacidad;
b)
los indicadores estadísticos sobre márgenes de fiabilidad;
c)
los indicadores estadísticos de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, incluidas las limitaciones en la asignación, cuando proceda, para cada horizonte temporal de cálculo de capacidad de intercambio;
d)
los indicadores de calidad de la información empleada para calcular la capacidad;
e)
cuando proceda, las medidas de mejora propuestas para el cálculo de capacidad de intercambio;
f)
en las regiones en las que se aplique el método basado en la capacidad de intercambio neta coordinada, un análisis que verifique si se siguen cumpliendo las condiciones especificadas en el artículo 20, apartado 7;
g)
indicadores para valorar y realizar un seguimiento a largo plazo de la eficiencia del acoplamiento único diario e intradiario, incluida la fusión de las regiones de cálculo de capacidad de intercambio con arreglo al artículo 15, apartado 3, cuando proceda; y
h)
recomendaciones para seguir desarrollando el acoplamiento único diario e intradiario, incluida la armonización ulterior de las metodologías, procesos y disposiciones de gestión.
4. Tras consultar a la Agencia, los GRT acordarán conjuntamente los indicadores estadísticos y cualitativos del informe. La Agencia podrá exigir la modificación de dichos indicadores, antes de que los GRT lleguen a un acuerdo o durante su aplicación.
5. La Agencia decidirá si desea publicar el informe bienal en parte o en su totalidad.
CAPÍTULO 2
Configuración de las zonas de oferta
Artículo 32
Revisión de las configuraciones existentes de las zonas de oferta
1. Podrá instar una revisión de la configuración de las zonas de oferta:
a)
la Agencia, de conformidad con el artículo 34, apartado 7;
b)
diversas autoridades reguladoras, por medio de una recomendación de la Agencia, de conformidad con el artículo 34;
c)
los GRT de una región de cálculo de capacidad de intercambio, junto con todos los GRT interesados cuyas áreas de control, incluidas las interconexiones, estén dentro del área geográfica en la que la configuración de zonas de oferta vaya a ser evaluada de conformidad con el apartado 2, letra a);
d)
una autoridad reguladora nacional o un GRT, con la aprobación de su autoridad reguladora competente, con respecto a las zonas de oferta de la zona de control del GRT, cuando la configuración de las zonas de oferta tenga un impacto insignificante sobre las zonas de control de los GRT colindantes y la revisión de la configuración de dichas zonas sea necesaria para mejorar la eficiencia o preservar la seguridad operativa;
e)
los Estados miembros de una región de cálculo de capacidad de intercambio.
2. En caso de que se pusiera en marcha una revisión, de conformidad con el apartado 1, letras a), b), c) o e), la entidad que inste la revisión deberá especificar lo siguiente:
a)
el área geográfica en la que se evaluará la configuración de las zonas de oferta y las áreas geográficas colindantes para las que se tendrán en cuenta los impactos;
b)
los GRT participantes;
c)
las autoridades reguladoras participantes.
3. Si se pone en marcha una revisión de conformidad con el apartado 1, letra d), se aplicarán las condiciones siguientes:
a)
el área geográfica en la que se vaya a evaluar la configuración de las zonas de oferta se limitará a la zona de control del GRT pertinente, incluidas las interconexiones;
b)
el GRT de la zona de control pertinente será el único GRT que participe en la revisión;
c)
la autoridad reguladora competente será la única autoridad reguladora que participe en la revisión;
d)
el GRT pertinente y la autoridad reguladora, respectivamente, deberán notificar previamente la puesta en marcha de la revisión, así como su justificación, a los GRT colindantes y las autoridades reguladoras previamente acordadas; y
e)
se especificarán las condiciones de la revisión y se publicarán los resultados de la revisión y la propuesta para las autoridades reguladoras pertinentes.
4. El proceso de revisión constará de dos fases.
a)
En la primera fase, los GRT que participen en una revisión de la configuración de las zonas de oferta elaborarán la metodología y los supuestos que se utilizarán en el proceso de revisión y propondrán configuraciones de zonas de oferta alternativas para la evaluación.
La propuesta de metodología y supuestos y la configuración alternativa de las zonas de oferta se presentarán a las autoridades reguladoras participantes, que podrán exigir modificaciones coordinadas en el plazo de tres meses.
b)
En la segunda fase, los GRT que participen en una revisión de la configuración de las zonas de oferta deberán:
i)
evaluar y comparar la configuración actual de las zonas de oferta y todas las configuraciones alternativas usando los criterios especificados en el artículo 33;
ii)
organizar una consulta de conformidad con el artículo 12 y un taller sobre las propuestas de configuración alternativa de las zonas de oferta en comparación con la configuración existente, incluyendo los plazos de aplicación, a menos que la configuración de las zonas de oferta tenga un efecto insignificante en las zonas de control de los GRT colindantes;
iii)
presentar una propuesta conjunta para mantener o modificar la configuración de las zonas de oferta a los Estados miembros y autoridades reguladoras participantes en un plazo de 15 meses desde la decisión de llevar a cabo la revisión.
c)
A la recepción de la propuesta conjunta para mantener o modificar la configuración de las zonas de oferta de conformidad con el punto iii) anterior, los Estados miembros participantes o, cuando así lo prevean estos, las autoridades reguladoras, deberán acordar en el plazo de seis meses la propuesta para mantener o modificar la configuración de las zonas de oferta.
5. Si así lo solicitan los GRT, los operadores designados para el mercado eléctrico o los participantes en el mercado proporcionarán a los GRT que participen en una revisión de una zona de oferta, información que les permita valorar las configuraciones de las zonas de oferta. Esta información se compartirá exclusivamente entre los GRT participantes con el único fin de valorar dichas configuraciones.
6. La REGRT de Electricidad publicará la iniciativa de revisión de la configuración de las zonas de oferta y sus resultados o, en caso de que la revisión se hubiera puesto en marcha de conformidad con el apartado 1, letra d), la publicación será realizada por el GRT participante.
Artículo 33
Criterios de revisión de las configuraciones existentes de las zonas de oferta
1. En caso de que se llevara a cabo una revisión de la configuración de las zonas de oferta de conformidad con el artículo 32, deberán tenerse en cuenta, como mínimo, los criterios siguientes:
a)
con respecto a la seguridad de la red:
i)
la capacidad de las configuraciones de las zonas de oferta de garantizar la seguridad operativa y la seguridad de suministro;
ii)
el grado de incertidumbre en el cálculo de capacidad de intercambio de intercambio entre zonas de oferta;
b)
con respecto a la eficiencia global del mercado:
i)
todo aumento o descenso de la eficiencia económica derivados del cambio;
ii)
la eficiencia del mercado, incluyendo como mínimo el coste de garantizar la firmeza de la capacidad, la liquidez del mercado, la concentración y la potencia del mercado, la habilitación de una competencia efectiva, señales de precios para la construcción de infraestructuras, la precisión y la solidez de las señales de precios;
iii)
los costes de transacción y de transición, así como los costes derivados de modificar las obligaciones contractuales existentes en que hayan incurrido los participantes en el mercado, los operadores designados y los GRT;
iv)
el coste de construcción de las nuevas infraestructuras que podrían aliviar la congestión existente;
v)
la necesidad de garantizar la viabilidad de los programas resultantes del mercado sin que se requiera una aplicación más amplia de medidas correctoras ineficientes desde el punto de vista económico;
vi)
cualquier efecto adverso de las transacciones internas en otras zonas de oferta a fin de garantizar el cumplimiento del punto 1.7 del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009;
vii)
el impacto en el funcionamiento y la eficiencia de los mecanismos compensatorios y los procesos de resolución de desequilibrios;
c)
con respecto a la estabilidad y a la solidez de las zonas de oferta:
i)
la necesidad de que las zonas de oferta sean lo suficientemente estables y sólidas a lo largo del tiempo;
ii)
la necesidad de que las zonas de oferta sean coherentes con todos los horizontes temporales de cálculo de capacidad de intercambio;
iii)
la necesidad de que cada unidad de generación y carga pertenezca a una única zona de oferta para cada unidad de tiempo del mercado;
iv)
la ubicación y la frecuencia de congestión, en caso de que la congestión estructural influyera en la delimitación de las zonas de oferta, teniendo en cuenta cualquier inversión futura que pudiera aliviar la congestión existente.
2. Una revisión de zonas de oferta con arreglo al artículo 32 incluirá escenarios que tengan en cuenta la evolución probable de las infraestructuras durante un período de 10 años a partir del año siguiente al de la decisión de poner en marcha la revisión.
Artículo 34
Comunicación regular de información sobre la configuración actual de las zonas de oferta por parte de la REGRT de Electricidad y la Agencia
1. La Agencia evaluará la eficiencia de la configuración actual de las zonas de oferta cada tres años.
Dicha ayuda:
a)
solicitará a la REGRT de Electricidad que elabore un informe técnico sobre la configuración actual de las zonas de oferta; y
b)
elaborará un informe de mercado que evalúe el impacto de la configuración actual de las zonas de oferta en la eficiencia del mercado.
2. El informe técnico mencionado en el apartado 1, párrafo segundo, letra a), incluirá, como mínimo:
a)
una lista de congestiones estructurales y otras congestiones físicas importantes, incluidas su localización y frecuencia;
b)
un análisis de la evolución prevista o de la eliminación de la congestión física resultantes de la inversión en las redes o de cambios importantes en las pautas de generación o consumo;
c)
cuando proceda, un análisis de los flujos de energía compartidos que no resulten del mecanismo de asignación de capacidad, para cada región de cálculo de capacidad de intercambio;
d)
rentas de congestión y costes de firmeza; y
e)
un supuesto que abarque un horizonte temporal de diez años.
3. Cada GRT proporcionará datos y análisis para permitir la preparación del informe técnico sobre la configuración actual de las zonas de oferta de manera puntual.
4. La REGRT de Electricidad presentará a la Agencia el informe técnico sobre la configuración actual de las zonas de oferta en un plazo máximo de nueve meses a partir de la solicitud de la Agencia.
5. El informe técnico sobre la configuración actual de las zonas de oferta cubrirá el período de los últimos tres años naturales anteriores a la solicitud de la Agencia.
6. Sin perjuicio de las obligaciones de confidencialidad dispuestas en el artículo 13, la REGRT de Electricidad pondrá el informe técnico a disposición del público.
7. En caso de que en el informe técnico o en el informe del mercado se identificaran ineficiencias en la configuración existente de las zonas de oferta, la Agencia podrá solicitar a los GRT que inicien la revisión de la configuración existente de las zonas de oferta de conformidad con el artículo 32, apartado 1.
CAPÍTULO 3
Redespacho e intercambio compensatorio
Artículo 35
Redespacho e intercambio compensatorio coordinados
1. En el plazo máximo de 16 meses desde la aprobación reglamentaria de las regiones de cálculo de capacidad de intercambio mencionadas en el artículo 15, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio elaborarán una propuesta de metodología común para el redespacho y el intercambio compensatorio. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. La metodología para el redespacho y el intercambio compensatorio incluirá medidas de relevancia transfronteriza y permitirá a todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio aliviar de manera eficaz la congestión física, independientemente de que esté causada o no por motivos que queden principalmente fuera de su ámbito de control. La metodología para el redespacho y el intercambio compensatorio abordará el hecho de que su aplicación podría influir de manera considerable en los flujos de energía fuera de la zona de control del GRT.
3. Cada GRT podrá redistribuir todas las unidades disponibles de generación o carga, de conformidad con los mecanismos y acuerdos correspondientes aplicables a su zona de control, incluidas las interconexiones.
En el plazo máximo de 26 meses a partir de la aprobación reglamentaria de las regiones de cálculo de capacidad de intercambio, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio, previa consulta de conformidad con el artículo 12, elaborarán un informe de evaluación de la coordinación y la armonización progresivas de dichos mecanismos y acuerdos que contenga propuestas. El informe será remitido a las autoridades reguladoras competentes para su aprobación. Las propuestas que figuren en el informe impedirán que dichos mecanismos y acuerdos distorsionen el mercado.
4. Cada GRT se abstendrá de aplicar, con carácter unilateral o no coordinado, medidas de redespacho e intercambio compensatorio de relevancia transfronteriza. Cada GRT coordinará el uso de los recursos de redespacho e intercambio compensatorio teniendo en cuenta su impacto en la seguridad operativa y la eficiencia económica.
5. Las unidades de generación y carga pertinentes proporcionarán a los GRT los precios de redespacho e intercambio compensatorio antes de comprometer los recursos de redespacho e intercambio compensatorio.
La fijación de los precios de redespacho e intercambio compensatorio se basará en los elementos siguientes:
a)
los precios de los mercados de la electricidad pertinentes para el horizonte temporal de que se trate; o
b)
el coste de los recursos de redespacho e intercambio compensatorio, calculados de manera transparente sobre la base de los costes incurridos.
6. Las unidades de generación y carga proporcionarán a priori toda la información necesaria para calcular el coste de redespacho e intercambio compensatorio a los GRT pertinentes. Esta información será compartida entre los GRT pertinentes únicamente para fines de redespacho e intercambio compensatorio.
CAPÍTULO 4
Desarrollo de algoritmos
Artículo 36
Disposiciones generales
1. Todos los operadores designados para el mercado eléctrico desarrollarán, mantendrán y utilizarán los algoritmos siguientes:
a)
un algoritmo de acoplamiento de precios; y
b)
un algoritmo de contratación continua.
2. Los operadores designados se asegurarán que el algoritmo de acoplamiento de los precios y el algoritmo de contratación continua cumplen los requisitos establecidos en los artículos 39 y 52, respectivamente.
3. En el plazo máximo de 18 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los operadores designados desarrollarán y aplicarán una metodología de contingencia para cumplir con las obligaciones establecidas en los artículos 39 y 52, respectivamente. La propuesta de metodología quedará sujeta a consulta, de conformidad con el artículo 12.
4. De ser posible, los operadores designados utilizarán soluciones ya acordadas para aplicar de manera eficiente los objetivos del presente Reglamento.
Artículo 37
Desarrollo de algoritmos
1. En el plazo máximo de ocho meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento:
a)
todos los GRT proporcionarán de manera conjunta a los operadores designados una propuesta de una serie común de requisitos para la asignación eficiente de la capacidad, a fin de permitir el desarrollo del algoritmo de acoplamiento de los precios y el algoritmo de contratación continua. Estos requisitos especificarán las funcionalidades y el rendimiento, incluidos los plazos para la entrega de los resultados del acoplamiento único diario e intradiario y detalles de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación que deban respetarse;
b)
todos los operadores designados propondrán de manera conjunta una serie común de requisitos para la casación eficiente, a fin de permitir el desarrollo del algoritmo de acoplamiento de los precios y el algoritmo de contratación continua.
2. En el plazo máximo de tres meses desde la presentación de las propuestas de los GRT y los operadores designados de una serie común de requisitos, de conformidad con el apartado 1, todos los operadores designados elaborarán una propuesta de algoritmo conforme con dichos requisitos. La propuesta indicará el plazo de presentación de las ofertas recibidas por los operadores designados, necesario para realizar las funciones de OAM de conformidad con el artículo 7, apartado 1, letra b).
3. La propuesta mencionada en el apartado 2 se presentará a todos los GRT. Si se necesitara tiempo adicional para preparar la propuesta, todos los operadores designados trabajarán de manera conjunta, con el apoyo de todos los GRT, durante un período no superior a dos meses, para asegurarse de que la propuesta cumpla los requisitos especificados en los apartados 1 y 2.
4. Las propuestas mencionadas en los apartados 1 y 2 quedarán sujetas a consulta, de conformidad con el artículo 12.
5. Todos los operadores designados presentarán la propuesta elaborada de conformidad con los apartados 2 y 3, para su aprobación, a las autoridades reguladoras en un plazo no superior a 18 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento.
6. En un plazo máximo de dos años desde la aprobación de la propuesta de conformidad con el apartado 5, todos los GRT y los operadores designados revisarán el funcionamiento del algoritmo de acoplamiento de los precios y el algoritmo de contratación continua y presentarán el informe a la Agencia. Si así lo solicita la Agencia, la revisión se repetirá cada dos años.
CAPÍTULO 5
Acoplamiento único diario
Sección 1
El algoritmo de acoplamiento de los precios
Artículo 38
Objetivos del algoritmo de acoplamiento de precios
1. El algoritmo de acoplamiento de precios determinará los resultados establecidos en el artículo 39, apartado 2, de forma que:
a)
intente maximizar el excedente económico para el acoplamiento único diario de la región de precios acoplados para el día de negociación posterior;
b)
utilice el principio de precios marginales según el cual todas las ofertas aceptadas tendrán el mismo precio por zona de oferta y por unidad de tiempo del mercado;
c)
facilite una formación de precios eficiente;
d)
respete la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación; y
e)
sea repetible y redimensionable.
2. El algoritmo de acoplamiento de los precios se desarrollará de forma que se pueda aplicar a un número mayor o menor de zonas de oferta.
Artículo 39
Datos de entrada y resultados del algoritmo de acoplamiento de los precios
1. A fin de producir resultados, el algoritmo de acoplamiento de los precios usará:
a)
las limitaciones en la asignación establecidas de conformidad con el artículo 23, apartado 3;
b)
los resultados de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta validados de conformidad con el artículo 30; y
c)
las ofertas enviadas de conformidad con el artículo 40.
2. El algoritmo de acoplamiento de precios determinará, como mínimo, los siguientes resultados de forma simultánea para cada unidad de tiempo del mercado:
a)
un precio de equilibrio único para cada zona de oferta y unidad de tiempo del mercado en EUR/MWh;
b)
una posición neta única para cada zona de oferta y unidad de tiempo del mercado;
c)
la información que permite determinar el estado de ejecución de las ofertas.
3. Todos los operadores designados garantizarán la precisión y la eficiencia de los resultados producidos por el algoritmo único de acoplamiento de los precios.
4. Todos los GRT comprobarán que los resultados del algoritmo de acoplamiento de los precios sean conformes con la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación.
Artículo 40
Productos admitidos
1. A más tardar 18 meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, los operadores designados presentarán una propuesta conjunta sobre los productos que pueden ser tenidos en cuenta en el acoplamiento único diario. Todos los operadores designados garantizarán que las ofertas resultantes de esos productos enviadas al algoritmo de acoplamiento de los precios estén expresadas en euros y que hagan referencia a la hora del mercado.
2. Todos los operadores designados garantizarán que el algoritmo de acoplamiento de los precios pueda asimilar ofertas resultantes de esos productos que cubran tanto una unidad de tiempo del mercado como múltiples unidades.
3. En el plazo máximo de dos años desde la entrada en vigor del presente Reglamento, y posteriormente cada dos años, todos los operadores designados consultarán, de conformidad con el artículo 12:
a)
a los participantes en el mercado, para garantizar que los productos disponibles reflejen sus necesidades;
b)
a todos los GRT, para garantizar que los productos reflejen la seguridad operativa; y
c)
a todas las autoridades reguladoras, para garantizar que los productos disponibles cumplan los objetivos del presente Reglamento.
4. Todos los operadores designados modificarán los productos, en caso necesario, con arreglo a los resultados de la consulta mencionada en el apartado 3.
Artículo 41
Precios máximos y mínimos
1. En el plazo máximo de 18 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los operadores designados, en cooperación con los GRT pertinentes, elaborarán una propuesta armonizadora de precios de liquidación máximos y mínimos, que se aplicarán en todas las zonas de oferta que participen en el acoplamiento único del mercado diario. La propuesta deberá tener en cuenta una estimación del valor de la energía no servida.
La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. Todos los operadores designados deberán enviar la propuesta a las autoridades reguladoras para su aprobación.
Cuando un Estado miembro haya establecido que una autoridad distinta de la autoridad reguladora nacional es competente para aprobar los precios de liquidación máximos y mínimos a nivel nacional, la autoridad reguladora deberá consultar la propuesta con la autoridad competente para analizar su impacto en los mercados nacionales.
Tras recibir una decisión de aprobación de todas las autoridades reguladoras, todos los operadores designados notificarán la decisión a los GRT pertinentes sin demora indebida.
Artículo 42
Fijación de precios de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta diaria
1. El cargo por capacidad de intercambio entre zonas de oferta diaria reflejará la congestión del mercado y ascenderá a la diferencia entre los precios de liquidación diarios correspondientes a las zonas de oferta pertinentes.
2. No se aplicarán cargos a la capacidad de intercambio entre zonas de oferta diaria, como comisiones por desequilibrio o comisiones adicionales, salvo los precios establecidos de conformidad con el apartado 1.
Artículo 43
Metodología de cálculo de los intercambios programados derivados del acoplamiento único diario
1. En un plazo máximo de 16 meses desde de la entrada en vigor del presente Reglamento, los GRT que tengan previsto calcular los intercambios programados derivados del acoplamiento único diario elaborarán una propuesta de metodología común para dicho cálculo. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. La metodología describirá el cálculo e incluirá la información que los operadores designados pertinentes deben proporcionar al calculador de intercambios programados de conformidad con el artículo 8, apartado 2, letra g), así como los plazos para presentar dicha información. El plazo máximo para presentar la información será a las 15.30 h del mercado diario.
3. El cálculo se basará en posiciones netas para cada unidad de tiempo del mercado.
4. En un plazo máximo de dos años desde la aprobación de la propuesta mencionada en el apartado 1 por las autoridades reguladoras de la región interesada, los GRT que apliquen intercambios programados llevarán a cabo una revisión de la metodología. Posteriormente, la metodología se revisará cada dos años, si así lo solicitaran las autoridades reguladoras competentes.
Artículo 44
Establecimiento de procedimientos de contingencia
En el plazo máximo de 16 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, cada GRT, en coordinación con el resto de GRT de la región de cálculo de capacidad de intercambio, elaborará una propuesta de procedimientos de contingencia sólidos y oportunos para garantizar una asignación de capacidad eficiente, transparente y no discriminatoria, en caso de que el proceso de acoplamiento único diario no consiga producir resultados.
La propuesta de establecimiento de procedimientos de contingencia quedará sujeta a consulta, de conformidad con el artículo 12.
Artículo 45
Disposiciones relativas a dos o más operadores designados en una zona de oferta y a las interconexiones no gestionadas por GRT certificados
1. Los GRT presentes en zonas de oferta en que hay dos o más operadores designados o que ofrecen servicios de negociación, o en que existen interconexiones no gestionadas por GRT certificados de conformidad con el artículo 3 del Reglamento no 714/2009, deberán elaborar una propuesta de asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta y de las disposiciones necesarias para esas zonas de oferta en colaboración con los GRT interesados, los operadores designados y los operadores de interconexiones que no sean GRT certificados para garantizar que los operadores designados y los gestores de interconexiones en cuestión proporcionen los datos y la cobertura financiera necesarios para tales disposiciones. Estas disposiciones deberán permitir la adhesión a las mismas de otros GRT y operadores designados.
2. La propuesta se someterá a la aprobación de las autoridades reguladoras nacionales competentes en el plazo de cuatro meses desde que dos o más operadores hayan sido designados y/o autorizados a ofrecer servicios de negociación en una zona de oferta, o si una nueva interconexión no está gestionada por un GRT certificado. En lo que respecta a las interconexiones existentes no gestionadas por GRT certificados, la propuesta deberá presentarse en el plazo de cuatro meses desde la entrada en vigor de este Reglamento.
Sección 2
El proceso de acoplamiento único diario
Artículo 46
Aportación de datos de cálculo
1. Cada calculador de la capacidad coordinada garantizará que la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación se proporcionen a los operadores designados pertinentes con tiempo suficiente para asegurar la publicación de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación en el mercado, a más tardar a las 11.00 h del día de realización del mercado.
2. Si un calculador de la capacidad coordinada no pudiera proporcionar la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación una hora antes del cierre del mercado diario, dicho calculador lo notificará a los operadores designados pertinentes. Los operadores designados publicarán de inmediato una notificación dirigida a los participantes en el mercado.
En estos casos, dicho coordinador de la capacidad coordinada proporcionará la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación a más tardar 30 minutos antes del cierre del mercado diario.
Artículo 47
Funcionamiento del acoplamiento único diario
1. La apertura del mercado diario será no más tarde de las 11.00 del día de realización del mercado.
2. El cierre del mercado diario en cada zona de oferta será a las 12.00 del día de realización del mercado. Los GRT y los operadores designados presentes en la región de Europa Central y Oriental o en países vecinos podrán fijar otra hora de cierre diferente hasta que esta región adopte el acoplamiento único diario.
3. Los participantes en el mercado deberán presentar todas las ofertas a los operadores designados pertinentes antes del cierre del mercado diario, de conformidad con los artículos 39 y 40.
4. Cada operador designado enviará las ofertas recibidas de conformidad con el apartado 3 para ejecutar las funciones de OAM, en virtud del artículo 7, apartado 2, como máximo a la hora especificada por todos los operadores designados en la propuesta del algoritmo de acoplamiento único de precios según el artículo 37, apartado 5.
5. Las ofertas casadas en el acoplamiento único diario se considerarán firmes.
6. Las funciones de OAM garantizarán el anonimato de las ofertas enviadas.
Artículo 48
Presentación de resultados
1. No más tarde de la hora especificada por todos los GRT en los requisitos establecidos en el artículo 37, apartado 1, letra a), todos los operadores designados que desempeñen funciones de OAM presentarán los resultados del acoplamiento único diario:
a)
tal como se especifica en el artículo 39, apartado 2, letras a) y b), a todos los GRT, todos los calculadores de la capacidad coordinada y todos los operadores designados; y
b)
tal como se especifica en el artículo 39, apartado 2, letra c), a todos los operadores designados.
2. Cada GRT comprobará que los resultados del acoplamiento único diario para el algoritmo de acoplamiento de los precios especificado en el artículo 39, apartado 2, letra b), se hayan calculado de acuerdo con las limitaciones en la asignación y la capacidad de intercambio entre zonas de oferta validada.
3. Cada operador designado comprobará que los resultados del acoplamiento único diario para el algoritmo de acoplamiento de precios especificado en el artículo 39, apartado 2, letra c), se hayan calculado de acuerdo con las ofertas.
4. Cada operador designado informará a los participantes en el mercado del estado de ejecución de sus ofertas sin demoras injustificables.
Artículo 49
Cálculo de los intercambios programados derivados del acoplamiento único diario
1. Cada calculador de intercambios programados calculará los intercambios programados entre las zonas de oferta para cada unidad de tiempo del mercado, según la metodología estipulada en el artículo 43.
2. Cada calculador de intercambios programados notificará los intercambios programados a los operadores designados, contrapartes centrales, agentes de transporte y GRT pertinentes.
Artículo 50
Inicio de procedimientos de contingencia
1. En caso de que ninguno de los operadores designados que desempeñen funciones de OAM pudiera presentar los resultados, en parte o en su totalidad, derivados del algoritmo de acoplamiento de precios a la hora especificada en el artículo 37, apartado 1, letra a), se seguirán los procedimientos de contingencia establecidos de conformidad con el artículo 44.
2. En aquellos casos en los que ninguno de los operadores designados que desempeñen funciones de OAM pueda presentar los resultados, en parte o en su totalidad, todos los operadores designados lo notificarán a los GRT en cuanto se identifique el riesgo. Todos los operadores designados que desempeñen funciones de OAM publicarán de inmediato una notificación dirigida a los participantes en el mercado para comunicar que podrían aplicarse procedimientos de contingencia.
CAPÍTULO 6
Acoplamiento único intradiario
Sección 1
Objetivos, condiciones y resultados del acoplamiento único intradiario
Artículo 51
Objetivos del algoritmo de contratación continua
1. Desde la hora de apertura del mercado intradiario interzonal y hasta la hora de cierre del mercado intradiario interzonal, el algoritmo de contratación continua determinará las ofertas seleccionadas para casarlas, de forma que:
a)
se intente maximizar el excedente económico del acoplamiento único intradiario por negociación para el horizonte temporal del mercado intradiario, asignando capacidad a las ofertas que sea factible casar de acuerdo con el precio y la hora de envío;
b)
respete las limitaciones en la asignación establecidas de conformidad con el artículo 58, apartado 1;
c)
respete la capacidad de intercambio entre zonas de oferta establecida de conformidad con el artículo 58, apartado 1;
d)
respete los requisitos de presentación de resultados, tal como se estipula en el artículo 60;
e)
sea repetible y redimensionable.
2. El algoritmo de contratación continua generará los resultados especificados en el artículo 52 y reunirá las capacidades y funcionalidades de los productos, de conformidad con el artículo 53.
Artículo 52
Resultados del algoritmo de contratación continua
1. Todos los operadores designados para el mercado eléctrico deberán garantizar, como parte de su función como OAM, que el algoritmo de contratación continua produzca, como mínimo, los resultados siguientes:
a)
el estado de ejecución de ofertas y precios por transacción;
b)
una única posición neta para cada zona de oferta y unidad de tiempo del mercado en el mercado intradiario.
2. Todos los operadores designados deberán asegurar la exactitud y eficacia de los resultados proporcionados por el algoritmo de contratación continua.
3. Todos los GRT verificarán que los resultados del algoritmo de contratación continua sean coherentes con la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación, de conformidad con el artículo 58, apartado 2.
Artículo 53
Productos admitidos
1. A más tardar 18 meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento, los operadores designados presentarán una propuesta conjunta sobre los productos que pueden ser tenidos en cuenta en el acoplamiento único intradiario. Todos los operadores designados garantizarán que todas las ofertas derivadas de estos productos que sean enviadas para desempeñar las funciones de OAM de conformidad con el artículo 7 estén expresadas en euros y hagan referencia a la hora de mercado y a la unidad de tiempo del mercado.
2. Todos los operadores designados garantizarán que las ofertas derivadas de estos productos sean compatibles con las características de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, de forma que puedan casarse simultáneamente.
3. Todos los operadores designados garantizarán que el algoritmo de contratación continua pueda asimilar ofertas que cubran tanto una unidad de tiempo del mercado como múltiples unidades.
4. En el plazo máximo de dos años desde la entrada en vigor del presente Reglamento, y posteriormente cada dos años, todos los operadores designados consultarán, de conformidad con el artículo 12:
a)
a los participantes en el mercado, para garantizar que los productos disponibles reflejen sus necesidades;
b)
a todos los GRT, para garantizar que los productos reflejen la seguridad operativa; y
c)
a todas las autoridades reguladoras, para garantizar que los productos disponibles cumplan los objetivos del presente Reglamento.
5. Todos los operadores designados modificarán los productos, en caso necesario, con arreglo a los resultados de la consulta mencionada en el apartado 4.
Artículo 54
Precios máximos y mínimos
1. En el plazo máximo de 18 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los operadores designados, en cooperación con los GRT pertinentes, elaborarán una propuesta de armonización de precios de ofertas máximos y mínimos, que se aplicará en todas las zonas de oferta que participen en el acoplamiento único del mercado intradiario. La propuesta deberá tener en cuenta una estimación del valor de la energía no servida.
La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. Todos los operadores designados deberán enviar la propuesta a todas las autoridades reguladoras para su aprobación. Cuando un Estado miembro haya establecido que una autoridad distinta de la autoridad reguladora nacional es competente para aprobar los precios de liquidación máximos y mínimos a nivel nacional, la autoridad reguladora deberá consultar la propuesta con la autoridad competente para analizar su impacto en los mercados nacionales.
3. Tras recibir la decisión de las autoridades reguladoras, todos los operadores designados informarán de la decisión a los GRT pertinentes sin demora injustificada.
Artículo 55
Fijación de precios de la capacidad intradiaria
1. Una vez aplicada, la metodología de fijación de precios de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria elaborada de conformidad con el artículo 55, apartado 3, reflejará la congestión del mercado y se basará en ofertas reales.
2. Antes de la aprobación de la metodología única de fijación de precios de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria, establecida en el apartado 3, los GRT podrán proponer para su aprobación por las autoridades reguladoras de los Estados miembros un mecanismo de asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria, con precios fiables, que sea coherente con los requisitos del apartado 1. Dicho mecanismo garantizará que los participantes en el mercado dispongan del precio de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria en el momento de casar las ofertas.
3. En el plazo máximo de 24 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta de metodología única de fijación del precio de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
4. No se aplicarán cargos a la capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria, como comisiones por desequilibrio o comisiones adicionales, salvo los precios establecidos de conformidad con los apartados 1, 2 y 3.
Artículo 56
Metodología para calcular los intercambios programados derivados del acoplamiento único intradiario
1. En el plazo máximo de 16 meses desde de la entrada en vigor del presente Reglamento, los GRT que tengan previsto calcular los intercambios programados derivados del acoplamiento único intradiario elaborarán una propuesta de metodología común para dicho cálculo.
La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. La metodología describirá el cálculo y, cuando proceda, incluirá la información que los operadores designados pertinentes deben proporcionar al calculador de intercambios programados, así como los plazos para presentar dicha información.
3. El cálculo de los intercambios programados se basará en las posiciones netas, según estipula el artículo 52, apartado 1, letra b).
4. En el plazo máximo de dos años desde la aprobación de la propuesta mencionada en el apartado 1 por las autoridades reguladoras nacionales de la región de que se trate, los GRT interesados que apliquen intercambios programados llevarán a cabo una revisión de la metodología. Posteriormente, si así lo solicitaran las autoridades reguladoras competentes, los GRT revisarán la metodología cada dos años.
Artículo 57
Disposiciones relativas a dos o más operadores designados en una zona de oferta y a las interconexiones no gestionadas por GRT certificados
1. Los GRT presentes en zonas de oferta en que hay dos o más operadores designados o que ofrecen servicios de negociación, o en que interconexiones no gestionadas por GRT certificados de conformidad con el artículo 3 del Reglamento no 714/2009, deberán elaborar una propuesta de asignación de capacidad de intercambio entre zonas de oferta y de las disposiciones necesarias para esas zonas de oferta en colaboración con los GRT interesados, los operadores designados y los operadores de interconexiones que no sean GRT certificados para garantizar que los operadores designados y los gestores de interconexiones en cuestión proporcionen los datos y la cobertura financiera necesarios para tales disposiciones. Estas disposiciones deberán permitir la adhesión a las mismas de otros GRT y operadores designados.
2. La propuesta se someterá a la aprobación de las autoridades reguladoras nacionales competentes en el plazo de cuatro meses desde que dos o más operadores hayan sido designados y/o autorizados a ofrecer servicios de negociación en una zona de oferta, o si una nueva interconexión no está gestionada por un GRT certificado. En lo que respecta a las interconexiones existentes que no están gestionadas por GRT certificados, la propuesta deberá presentarse en el plazo de cuatro meses desde la entrada en vigor de este Reglamento.
Sección 2
El proceso de acoplamiento único intradiario
Artículo 58
Aportación de datos de cálculo
1. Cada calculador de la capacidad coordinada garantizará que la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación sean proporcionadas a los operadores designados pertinentes no más tarde de 15 minutos antes de la hora de apertura del mercado interzonal intradiario.
2. Si, debido a cambios operativos en la red de transporte, se requirieren actualizaciones de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación, cada GRT notificará a los calculadores de la capacidad coordinada su región de cálculo de capacidad de intercambio. Los calculadores de la capacidad coordinada lo notificarán, a continuación, a los operadores designados correspondientes.
3. Si un calculador de la capacidad coordinada no pudiera cumplir con el apartado 1, deberá notificarlo a los operadores designados correspondientes. Dichos operadores designados publicarán una notificación dirigida a todos los participantes en el mercado, sin retrasos injustificados.
Artículo 59
Funcionamiento del acoplamiento único intradiario
1. En el plazo máximo de 16 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT serán responsables de proponer las horas de apertura y cierre del mercado interzonal intradiario. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. La hora de cierre del mercado interzonal intradiario se establecerá de forma que:
a)
maximice las oportunidades de los participantes en el mercado para ajustar sus balances negociando en el horizonte temporal del mercado intradiario lo más cercano posible al tiempo real; y
b)
proporcione a los GRT y a los participantes en el mercado tiempo suficiente para sus procesos de programación y equilibrio con respecto a la red y a la seguridad operativa.
3. Se establecerá una hora de cierre del mercado interzonal intradiario para cada unidad de tiempo del mercado y para una frontera de zonas de oferta determinada. Será como máximo una hora antes del comienzo de la unidad de tiempo del mercado correspondiente y respetará los procesos de equilibrio relativos a la seguridad operativa.
4. La negociación de energía intradiaria de una unidad de tiempo del mercado determinada comenzará, a más tardar, a la hora de apertura del mercado interzonal intradiario de las fronteras de las zonas de oferta correspondientes, y se permitirá hasta la hora de cierre del mercado interzonal intradiario.
5. Antes de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario, los participantes en el mercado enviarán a los operadores designados todas las ofertas para una unidad de tiempo del mercado determinada. Todos los operadores designados enviarán las ofertas para una unidad de tiempo del mercado determinada para que se realice la casación única inmediatamente después de la recepción de las ofertas por los participantes en el mercado.
6. Las ofertas casadas en el acoplamiento único intradiario se considerarán firmes.
7. Las funciones de OAM garantizarán el anonimato de las ofertas enviadas al libro de ofertas compartidas.
Artículo 60
Presentación de resultados
1. Todos los operadores designados que desempeñen funciones de OAM entregarán los resultados del algoritmo de contratación continua:
a)
al resto de operadores designados, en relación con los resultados del estado de ejecución por transacción, especificados en el artículo 52, apartado 1, letra a);
b)
a todos los GRT y responsables del cálculo de los programas de intercambio, en lo que se refiere a las posiciones netas únicas especificadas en el artículo 52, apartado 1, letra b).
2. Si, de conformidad con el apartado 1, letra a), cualquier operador designado no pudiera presentar dichos resultados del algoritmo de contratación continua por razones ajenas a su responsabilidad, deberá notificarlo al resto de operadores designados.
3. Si, de conformidad con el apartado 1, letra b), cualquier operador designado no pudiera presentar los resultados del algoritmo de contratación continua por razones ajenas a su responsabilidad, deberá notificarlo a la mayor brevedad a todos los GRT y a cada calculador de intercambios programados. Todos los operadores designados notificarán lo anterior a los participantes en el mercado interesados.
4. Todos los operadores designados enviarán, sin demora indebida, la información necesaria a los participantes en el mercado, para garantizar la ejecución de las acciones especificadas en el artículo 68 y en el artículo 73, apartado 3.
Artículo 61
Cálculo de los intercambios programados derivados del acoplamiento único intradiario
1. Cada calculador de intercambios programados calculará los intercambios programados entre las zonas de oferta para cada unidad de tiempo del mercado, según la metodología estipulada de conformidad con el artículo 56.
2. Cada calculador de intercambios programados notificará los intercambios programados a los operadores designados correspondientes, las contrapartes centrales, los agentes de transporte y los GRT.
Artículo 62
Publicación de información del mercado
1. En cuanto tenga lugar la casación de ofertas, cada operador designado publicará, en lo que respecta a los participantes en el mercado relevantes, como mínimo, el estado de ejecución de las ofertas y los precios por transacción derivados del algoritmo de contratación continua de ofertas, de conformidad con el artículo 52, apartado 1, letra a).
2. Cada operador designado garantizará que la información sobre los volúmenes ejecutados agregados y los precios correspondientes se ponga a disposición del público en un formato de fácil acceso, durante un mínimo de cinco años. La información que se deba publicar será propuesta por todos los operadores designados en la propuesta de algoritmo de contratación continua de conformidad con el artículo 37, apartado 5.
Artículo 63
Subastas regionales complementarias
1. En el plazo máximo de 18 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, los operadores designados y los GRT pertinentes en las fronteras de las zonas de oferta podrán presentar una propuesta común de diseño e implementación de subastas regionales intradiarias complementarias. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
2. Las subastas regionales intradiarias complementarias podrán aplicarse dentro de las zonas de oferta, o entre ellas, además de la solución de acoplamiento único intradiario mencionado en el artículo 51. Para ejecutar las subastas regionales intradiarias, la negociación continua dentro de las zonas de oferta correspondientes y entre ellas podrá interrumpirse por un período limitado antes de la hora de cierre del mercado interzonal intradiario, que no excederá el tiempo mínimo necesario para ejecutar la subasta, y en cualquier caso, los 10 minutos.
3. En lo que respecta a las subastas regionales intradiarias complementarias, la metodología de fijación de precios de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria podrá ser distinta de la metodología establecida de conformidad con el artículo 55, apartado 3, pero deberá cumplir no obstante los principios establecidos en el artículo 55, apartado 1.
4. Las autoridades reguladoras competentes podrán aprobar las propuestas de subastas regionales intradiarias complementarias si se reúnen las siguientes condiciones:
a)
las subastas regionales no tendrán un impacto negativo en la liquidez del acoplamiento único intradiario;
b)
toda la capacidad de intercambio entre zonas de oferta será asignada a través del módulo de gestión de la capacidad;
c)
la subasta regional no supondrá ninguna discriminación indebida entre los participantes en el mercado de regiones adyacentes;
d)
los plazos para las subastas regionales serán congruentes con el acoplamiento único intradiario, para facilitar que los participantes en el mercado negocien lo más cerca posible al tiempo real; y
e)
las autoridades reguladoras habrán consultado a los participantes en el mercado en los Estados miembros interesados.
5. Al menos cada dos años desde que se tome la decisión relativa a las subastas regionales complementarias, las autoridades reguladoras de los Estados miembros concernientes revisarán la compatibilidad de las soluciones regionales y el acoplamiento único intradiario, para garantizar que las condiciones anteriormente señaladas sigan cumpliéndose.
Sección 3
Disposiciones transitorias para los mecanismos intradiarios
Artículo 64
Disposiciones relativas a la asignación explícita
1. Cuando así lo soliciten las autoridades reguladoras de los Estados miembros de cada una de las fronteras de las zonas de oferta en cuestión, además de la asignación implícita, todos los GRT interesados proporcionarán también la asignación explícita, además de la implícita, es decir, una asignación de capacidad distinta del comercio de la electricidad, mediante el módulo de gestión de capacidad en las fronteras de las zonas de oferta.
2. Los GRT presentes en las fronteras de las zonas de oferta pertinentes elaborarán conjuntamente una propuesta sobre las condiciones que los participantes en el mercado deberán cumplir para participar en la asignación explícita. La propuesta será sometida a la aprobación conjunta de las autoridades reguladoras de los Estados miembros de cada una de las fronteras de las zonas de oferta en cuestión.
3. A la hora de establecer el módulo de gestión de capacidad, se evitará la discriminación en la asignación simultánea de la capacidad, de forma implícita y explícita. El módulo de gestión de la capacidad determinará qué ofertas se deben seleccionar para la casación y qué solicitudes de capacidad explícita se deben aceptar, de acuerdo con un rango compatible de precio y hora de entrada.
Artículo 65
Cese de la asignación explícita
1. Los operadores designados correspondientes cooperarán estrechamente con los GRT correspondientes y consultarán a los participantes en el mercado, de conformidad con el artículo 12, para convertir las necesidades de los participantes en el mercado relacionadas con los derechos de asignación de capacidad explícita en productos intradiarios no estándares.
2. Antes de decidir la supresión de la asignación explícita, las autoridades reguladoras de los Estados miembros de cada una de las fronteras de las zonas de oferta en cuestión organizarán conjuntamente una consulta para determinar si los productos intradiarios no estándares propuestos satisfacen las necesidades de los participantes en el mercado en relación con la negociación intradiaria.
3. Las autoridades reguladoras competentes de los Estados miembros e cada una de las fronteras de las zonas de oferta en cuestión aprobarán conjuntamente los productos no estándares introducidos y la supresión de la asignación explícita.
Artículo 66
Disposiciones relativas a las disposiciones intradiarias
1. Los participantes en el mercado garantizarán la conclusión de los procesos de nombramiento, compensación y liquidación relativos a la asignación explícita de capacidad de intercambio entre zonas de oferta.
2. Los participantes en el mercado cumplirán todas las obligaciones financieras relativas a la compensación y liquidación derivadas de la asignación explícita.
3. Los GRT participantes publicarán la información pertinente sobre las interconexiones a las que sea aplicable la asignación explícita, incluida la capacidad de intercambio entre zonas de oferta para la asignación explícita.
Artículo 67
Solicitudes explícitas de capacidad
Un participante en el mercado podrá enviar una solicitud explícita de capacidad de intercambio entre zonas de oferta solo para una interconexión a la que se pueda aplicar la asignación explícita. En cada solicitud de capacidad explícita, el participante en el mercado enviará el volumen y el precio al módulo de gestión de capacidad. Los GRT pertinentes pondrán a disposición del público el precio y el volumen de la capacidad asignada explícita.
CAPÍTULO 7
Compensación y liquidación del acoplamiento único diario e intradiario
Artículo 68
Compensación y liquidación
1. Las contrapartes centrales garantizarán la compensación y liquidación de todas las ofertas casadas en el momento oportuno. Las contrapartes centrales actuarán como contraparte de los participantes en el mercado en todas sus negociaciones con respecto a los derechos y las obligaciones financieras derivadas de dichas negociaciones.
2. Cada contraparte central mantendrá el anonimato de los participantes en el mercado.
3. Las contrapartes centrales actuarán como contraparte del resto en el intercambio de energía entre las zonas de oferta, con respecto a los derechos y obligaciones financieras derivadas de dichos intercambios de energía.
4. Dichos intercambios tendrán en cuenta:
a)
las posiciones netas producidas de conformidad con el artículo 39, apartado 2, letra b), y el artículo 52, apartado 1, letra b);
b)
los intercambios programados calculados con arreglo a los artículos 49 y 61.
5. Cada contraparte central garantizará que, para cada unidad de tiempo del mercado:
a)
no existan desviaciones entre la suma de energía transferida fuera de todas las zonas de oferta excedentarias y la suma de energía transferida a las zonas de oferta deficitarias, para todas las zonas de oferta, teniendo en cuenta las limitaciones en la asignación cuando sea necesario;
b)
las exportaciones e importaciones de electricidad entre zonas de oferta sean equivalentes y solo puedan originarse, llegado el caso, desviaciones resultantes de las limitaciones en la asignación.
6. Sin perjuicio de lo expuesto en el apartado 3 anterior, un agente de transporte podrá actuar como contraparte entre diferentes contrapartes centrales para el intercambio de energía si las partes interesadas celebran un acuerdo específico a tal efecto. Si no se llegara a un acuerdo, las autoridades reguladoras responsables de las zonas de oferta entre las que se necesita compensar y liquidar el intercambio de energía decidirán las disposiciones relativas al transporte.
7. Todas las contrapartes centrales o los agentes de transporte recaudarán las rentas de congestión derivados de las negociaciones para el acoplamiento único diario, especificados en los artículos 46 al 48 y para el acoplamiento único intradiario, de conformidad con los artículos 58 al 60.
8. Todas las contrapartes centrales o los agentes de transporte garantizarán que las rentas de congestión recaudados se transfieran a los GRT en el plazo máximo de dos semanas a partir de la fecha de liquidación.
9. En el caso de que el ritmo de los pagos no esté armonizado entre dos zonas de oferta, los Estados miembros afectados garantizarán el nombramiento de una entidad para gestionar la discordancia y cubrir los costes correspondientes.
CAPÍTULO 8
Firmeza de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta asignada
Artículo 69
Propuesta de plazo de firmeza diaria
En el plazo máximo de 16 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta común de plazo único de firmeza diario, que no podrá ser inferior a media hora antes de la hora de cierre del mercado diario. La propuesta se someterá a consulta, de conformidad con el artículo 12.
Artículo 70
Firmeza de la capacidad diaria y limitaciones en la asignación
1. Antes del plazo de firmeza diario, cada calculador de la capacidad coordinada podrá ajustar la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación comunicadas a los operadores designados correspondientes.
2. Una vez caducado el plazo de firmeza diario, toda la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación serán firmes para la asignación de capacidad diaria, a menos que se cumplan los requisitos dispuestos en el artículo 46, apartado 2, en cuyo caso la capacidad de intercambio entre zonas de oferta y las limitaciones en la asignación serán firmes en cuanto se envíen a los operadores designados correspondientes.
3. Después del plazo de firmeza diario, la capacidad de intercambio entre zonas de oferta que no haya sido asignada podrá ajustarse para asignaciones subsiguientes.
Artículo 71
Firmeza de la capacidad intradiaria
La capacidad de intercambio entre zonas de oferta intradiaria será firme en cuanto sea asignada.
Artículo 72
Firmeza en casos de fuerza mayor o situaciones de emergencia
1. En el caso de situaciones de fuerza mayor o emergencia, de conformidad con el artículo 16, apartado 2, del Reglamento (CE) no 714/2009, en caso que los GRT deban actuar de forma expeditiva y no sea posible ni la redistribución ni el intercambio compensatorio, cada GRT tendrá derecho a limitar la capacidad de intercambio entre zonas de oferta asignada. En todos los casos, las reducciones se realizarán de forma coordinada y tras contactar con todos los GRT directamente afectados.
2. Un GRT que alegue una situación de fuerza mayor o emergencia deberá publicar una notificación que explique la naturaleza de la situación de fuerza mayor o emergencia y su posible duración. Esta notificación se pondrá a disposición de los participantes en el mercado afectados a través de los operadores designados. Si la capacidad se hubiera asignado explícitamente a los participantes en el mercado, los GRT que aleguen una situación de fuerza mayor o emergencia enviarán una notificación directamente a aquellas de sus partes contractuales que sean titulares de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta para el horizonte temporal del mercado correspondiente.
3. Si la capacidad asignada se hubiera limitado debido a una situación de fuerza mayor o emergencia alegada por un GRT, este reembolsará o proporcionará compensación por el período de la situación de fuerza mayor o emergencia, de conformidad con los requisitos siguientes:
a)
en caso de asignación implícita, las contrapartes centrales o los agentes de transporte no estarán sujetos a daños financieros o beneficios financieros derivados de cualquier desequilibrio causado por dicha reducción;
b)
en caso de fuerza mayor, y cuando las capacidades fueran asignadas por asignación explícita, los participantes en el mercado tendrán derecho al reembolso del precio pagado por la capacidad durante el proceso de asignación explícita;
c)
en caso de una situación de emergencia y cuando la capacidad fuera asignada por asignación explícita, los participantes en el mercado tendrán derecho a una compensación equivalente a la diferencia de precio de los mercados correspondientes entre las zonas de oferta afectadas en el horizonte temporal correspondiente; o
d)
en el caso de una situación de emergencia y cuando la capacidad fuera asignada por asignación explícita, pero el precio de la zona de ofertas no esté calculado en al menos una de las dos zonas de oferta afectadas en el horizonte temporal correspondiente, los participantes en el mercado tendrán derecho al reembolso del precio pagado por la capacidad durante el proceso de asignación explícita.
4. El GRT que alegue una situación de fuerza mayor o emergencia deberá hacer todo lo posible para limitar las consecuencias y la duración de la situación de fuerza mayor o de emergencia.
5. Cuando un Estado miembro haya adoptado disposiciones al efecto, la autoridad reguladora nacional determinará, a petición del operador designado correspondiente, si un suceso puede considerarse fuerza mayor.
TÍTULO III
COSTES
CAPÍTULO 1
Metodología para la distribución de las rentas de congestión para el acoplamiento único diario e intradiario
Artículo 73
Metodología para la distribución de las rentas de congestión
1. En el plazo máximo de 12 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, todos los GRT elaborarán una propuesta de metodología para la distribución de las rentas de congestión.
2. La metodología, desarrollada de conformidad con el apartado 1, deberá:
a)
facilitar el funcionamiento y el desarrollo eficaces a largo plazo de la red de transporte de electricidad, así como el funcionamiento eficaz del mercado de electricidad de la Unión;
b)
cumplir los principios generales de gestión de las congestiones, estipulados en el artículo 16 del Reglamento (CE) no 714/2009;
c)
permitir una planificación financiera razonable;
d)
ser compatible con todos los horizontes temporales;
e)
establecer disposiciones para compartir las rentas de congestión derivados de los activos de transporte pertenecientes a partes distintas a los GRT.
3. Los GRT distribuirán las rentas de congestión, de conformidad con la metodología establecida en el apartado 1, lo antes posible, y en cualquier caso en un plazo máximo de una semana después de la transferencia de las rentas de congestión, de conformidad con el artículo 68, apartado 8.
CAPÍTULO 2
Metodología de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio para el acoplamiento único diario e intradiario
Artículo 74
Metodología de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio
1. En el plazo máximo de 16 meses desde la toma de decisión sobre las regiones de cálculo de capacidad de intercambio, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio elaborarán una propuesta de metodología común de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio.
2. La metodología de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio incluirán medidas de reparto de costes de acciones de relevancia transfronteriza.
3. Los costes de redespacho e intercambio compensatorio, aptos para compartir costes entre los GRT correspondientes, serán definidos de forma transparente y auditable.
4. La metodología de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio deberá, como mínimo:
a)
determinar cuál de los costes en los que se incurra al utilizar medidas correctoras, cuyos costes se hayan tenido en cuenta en el cálculo de capacidad de intercambio y cuando se haya establecido un marco común sobre el uso de dichas medidas, es apto para compartir entre todos los GRT de la región de cálculo de capacidad de intercambio, de acuerdo con la metodología de cálculo de capacidad de intercambio estipulada en los artículos 20 y 21;
b)
definir cuál de los costes en los que se incurra al utilizar la redistribución de carga o intercambio compensatorio para garantizar la firmeza de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta, es apto para compartir entre todos los GRT de la región de cálculo de capacidad de intercambio, de acuerdo con la metodología de cálculo estipulada en los artículos 20 y 21;
c)
establecer reglas del reparto de costes regionales, según se determine de conformidad con las letras a) y b).
5. La metodología elaborada de conformidad con el apartado 1, incluirá:
a)
un mecanismo para verificar, entre los GRT afectados, las necesidades reales de redistribución de carga o intercambio compensatorio;
b)
un mecanismo ex post para controlar el uso de las medidas correctoras con costes;
c)
un mecanismo para evaluar el impacto de las medidas correctoras basado en la seguridad operativa y en criterios económicos;
d)
un proceso que permita mejorar las medidas correctoras;
e)
un proceso que permita el control de cada región de cálculo de capacidad de intercambio por parte de las autoridades reguladoras competentes.
6. Asimismo, la metodología elaborada de conformidad con el apartado 1, deberá:
a)
proporcionar incentivos para gestionar eficazmente la congestión, incluidas las medidas correctoras e incentivos para invertir eficazmente;
b)
ser congruente con las responsabilidades y obligaciones de los GRT implicados;
c)
garantizar una distribución justa de los costes y beneficios entre los GRT implicados;
d)
ser congruente con otros mecanismos relacionados, incluyendo, como mínimo:
i)
la metodología de distribución de las rentas de congestión, establecida en el artículo 73;
ii)
el mecanismo de compensación entre GRT estipulado en el artículo 13 del Reglamento (CE) no 714/2009 y el Reglamento (UE) no 838/2010 de la Comisión (5);
e)
facilitar el funcionamiento y desarrollo eficaz a largo plazo de un sistema paneuropeo interconectado y el funcionamiento eficaz del mercado paneuropeo de la electricidad;
f)
facilitar el respeto de los principios generales para gestionar la congestión, estipulados en el artículo 16 del Reglamento (CE) no 714/2009;
g)
permitir una planificación financiera razonable;
h)
ser compatible con los horizontes temporales del mercado diario e intradiario; y
i)
cumplir los principios de transparencia y no discriminación.
7. A más tardar el 31 de diciembre de 2018, todos los GRT de cada región de cálculo de capacidad de intercambio armonizará en la mayor medida posible entre las regiones las metodologías de reparto de los costes de redespacho e intercambio compensatorio aplicadas en las regiones respectivas de cálculo de capacidad de intercambio.
CAPÍTULO 3
Recuperación de los costes de gestión de las congestiones y asignación de capacidad
Artículo 75
Disposiciones generales sobre la recuperación de costes
1. Los costes relativos a las obligaciones impuestas a los GRT de conformidad con el artículo 8, incluidos los costes especificados en el artículo 74 y en los artículos 76 a 79, serán evaluados por las autoridades reguladoras competentes. Los costes considerados como razonables, eficaces y proporcionados serán recuperados de forma oportuna mediante tarifas de red u otros mecanismos apropiados, a determinar por las autoridades reguladoras competentes.
2. La participación de los Estados miembros en los gastos comunes, de conformidad con el artículo 80, apartado 2, letra a), los costes regionales, de conformidad con el artículo 80, apartado 2, letra b), y los costes nacionales, de conformidad con el artículo 80, apartado 2, letra c), evaluados como razonables, eficaces y proporcionados, será recuperada mediante comisiones de los operadores designados, tarifas de red u otros mecanismos apropiados, a determinar por las autoridades reguladoras competentes.
3. Si lo solicitaran las autoridades reguladoras, los GRT, los operadores designados y los delegados pertinentes, de conformidad con el artículo 78 y en un plazo de tres meses a partir de la solicitud, deberán proporcionar la información necesaria para facilitar la evaluación de los costes incurridos.
Artículo 76
Costes de establecimiento, modificación y funcionamiento del acoplamiento único diario e intradiario
1. Todos los operadores designados sufragarán los costes siguientes:
a)
los costes comunes, regionales y nacionales de establecer, actualizar o continuar el desarrollo del algoritmo de acoplamiento de precios y del acoplamiento único diario;
b)
los costes comunes, regionales y nacionales de establecer, actualizar o continuar el desarrollo del algoritmo de negociación continua de casación y del acoplamiento único intradiario;
c)
los costes comunes, regionales y nacionales de funcionamiento del acoplamiento único diario e intradiario.
2. Los GRT sujetos a acuerdo con los operadores designados correspondientes podrán contribuir a los costes descritos en el apartado 1, previa aprobación de las autoridades reguladoras pertinentes. En tales casos, cada GRT tendrá derecho en el plazo de dos meses a partir de la recepción de la previsión por parte de los operadores designados correspondientes, a presentar una propuesta de contribución a los costes para su aprobación por parte de la autoridad reguladora correspondiente.
3. De conformidad con el apartado 1, los operadores designados interesados tendrán derecho a recuperar los costes que no hayan sido sufragados por los GRT de conformidad con el apartado 2, mediante comisiones u otros mecanismos apropiados y únicamente cuando dichos costes sean razonables y proporcionados, en virtud de acuerdos nacionales con la autoridad reguladora competente.
Artículo 77
Costes de compensación y liquidación
1. Todos los costes en los que incurran las contrapartes centrales y los agentes de transporte serán recuperables por medio de comisiones u otros mecanismos apropiados, si son razonables y proporcionados.
2. Las contrapartes centrales y los agentes de transporte buscarán acuerdos eficientes de compensación y liquidación que eviten costes innecesarios y reflejen los riesgos en los que se ha incurrido. Los acuerdos de compensación y liquidación transfronterizos estarán sujetos a aprobación por parte de las autoridades reguladoras nacionales pertinentes.
Artículo 78
Costes de establecimiento y funcionamiento del proceso de cálculo de la capacidad de intercambio coordinada
1. Cada GRT sufragará individualmente los costes relativos a la provisión de datos de entrada al proceso de cálculo de la capacidad de intercambio.
2. Cada GRT sufragará conjuntamente los costes relativos a la fusión de los modelos de red individual.
Todos los GRT de cada región de cálculo de la capacidad de intercambio sufragarán los costes relativos al establecimiento y funcionamiento de los calculadores de la capacidad coordinada.
3. Cualquier coste en el que incurran los participantes en el mercado para cumplir los requisitos del presente Reglamento serán sufragados por dichos participantes en el mercado.
Artículo 79
Costes de asegurar la firmeza
Los costes de garantía de la firmeza, de conformidad con los artículos 70, apartado 2, y 71, serán sufragados por los GRT correspondientes, en la medida de lo posible de conformidad con el artículo 16, apartado 6, letra a), del Reglamento (CE) no 714/2009. Estos costes comprenden los costes de los mecanismos de compensación asociados a la garantía de firmeza de las capacidades interzonales, así como los costes de redistribución, intercambio compensatorio y desequilibrio asociados a la compensación de los participantes en el mercado.
Artículo 80
Reparto de costes entre los operadores designados y los GRT de distintos Estados miembros
1. Todos los operadores designados y los GRT presentarán un informe anual a las autoridades reguladoras en el que se expliquen detalladamente los costes de establecimiento, modificación y funcionamiento del acoplamiento único diario e intradiario. Este informe será publicado por la Agencia teniendo en cuenta el carácter sensible de la información comercial. Los costes directamente relacionados con el acoplamiento único diario e intradiario serán clara y separadamente identificables y auditables. El informe proporcionará asimismo información detallada completa sobre las contribuciones para sufragar los costes de los operadores designados efectuadas por los GRT de conformidad con el artículo 76, apartado 2.
2. Los costes mencionados en el apartado 1 se desglosarán de la manera siguiente:
a)
costes comunes resultantes de las actividades coordinadas de todos los operadores designados o los GRT que participen en el acoplamiento único diario e intradiario;
b)
costes regionales resultantes de las actividades de los operadores designados o los GRT que cooperen en una región determinada; y
c)
costes nacionales resultantes de las actividades de los operadores designados o los GRT en dicho Estado miembro.
3. Los costes comunes mencionados en el apartado 2, letra a), se repartirán entre los GRT y los operadores designados de los Estados miembros y terceros países que participen en el acoplamiento único diario e intradiario. Para calcular el importe a pagar por los GRT y los operadores designados de cada Estado miembro y, en su caso, de terceros países, una octava parte de los costes comunes se dividirá a partes iguales entre cada Estado miembro y tercer país; cinco octavas partes se dividirán entre cada Estado miembro y tercer país, proporcionalmente a su consumo; y dos octavas partes se dividirán a partes iguales entre los operadores designados participantes. Para tener en cuenta los cambios en los costes comunes o los cambios en la participación de los GRT y los operadores designados participantes, se adaptará periódicamente el cálculo de los costes comunes.
4. Los operadores designados y los GRT que cooperen en una determinada región acordarán una propuesta de reparto de los costes regionales, de conformidad con el apartado 2, letra b). La propuesta será seguidamente aprobada por las autoridades nacionales competentes de cada Estado miembro de la región. Los operadores designados y los GERT que cooperen en una determinada región podrán, alternativamente, recurrir al acuerdo de reparto de costes previsto en el apartado 3.
5. Los principios de reparto de los costes se aplicarán a los costes en los que se incurra por la entrada en vigor del presente Reglamento. Lo anterior se entiende sin perjuicio de las soluciones existentes utilizadas para el desarrollo del acoplamiento único diario e intradiario, debiéndose repartir los costes habidos antes de la entrada en vigor del presente Reglamento entre los operadores designados y los GRT según los acuerdos existentes que rijan esas soluciones.
TÍTULO IV
DELEGACIÓN DE TAREAS Y CONTROL
Artículo 81
Delegación de tareas
1. Un GRT u operador designado podrá delegar en uno o varios terceros la totalidad o parte de cualquiera de sus tareas asignadas en virtud del presente Reglamento, en caso de que el tercero pueda llevar a cabo la función respectiva con al menos la misma eficacia que la entidad delegante. La entidad delegante seguirá siendo responsable de asegurar el cumplimiento de sus obligaciones en virtud del presente Reglamento, incluyendo el acceso garantizado a la información necesaria para el control por parte de la autoridad reguladora.
2. Previamente a la delegación, el tercero deberá haber demostrado claramente a la parte delegante su capacidad de cumplir cada una de las obligaciones del presente Reglamento.
3. En el caso de que la totalidad o parte de cualesquiera tareas especificadas en este Reglamento fueran delegados a un tercero, la parte delegante garantizará la firma de los correspondientes acuerdos de confidencialidad, de conformidad con las obligaciones de confidencialidad de la parte delegante que se hubieran establecido con anterioridad a la delegación.
Artículo 82
Seguimiento de la implementación del acoplamiento único diario e intradiario
1. La entidad o entidades encargadas de las funciones de OAM estarán controladas por las autoridades reguladoras o las autoridades competentes del territorio donde estén establecidas. Cuando proceda, contribuirán al seguimiento otras autoridades reguladoras o autoridades competentes y la Agencia. Las autoridades reguladoras o las autoridades competentes principales responsables del seguimiento de un operador designado y de las funciones de OAM cooperarán plenamente y proporcionarán acceso a la información a otras autoridades reguladoras y a la Agencia a fin de asegurar el seguimiento adecuado del acoplamiento único diario e intradiario, de conformidad con el artículo 38 de la Directiva 2009/72/CE.
2. El seguimiento de la implementación del acoplamiento único diario e intradiario por parte de la REGRT de Electricidad, de conformidad con el artículo 8, apartado 8, del Reglamento (CE) no 714/2009, abarcará en particular las cuestiones siguientes:
a)
el progreso y los potenciales problemas en la implementación del acoplamiento único diario e intradiario, incluida la elección de las diferentes opciones disponibles en cada país;
b)
la preparación del informe sobre cálculo y asignación de la capacidad, de conformidad con el artículo 31, apartado 1;
c)
la eficiencia de la configuración actual de las zonas de oferta, en coordinación con la Agencia, de conformidad con el artículo 34, apartado 34, letra a);
d)
la eficacia del algoritmo de acoplamiento de precios y del algoritmo de negociación continua de casación en cooperación con los operadores designados, de conformidad con el artículo 37, apartado 6;
e)
la eficacia del criterio relativo a la estimación del valor de la energía no servida, de conformidad con el artículo 41, apartado 1, y el artículo 54, apartado 1; y
f)
la revisión de la metodología para calcular los intercambios programados derivados del acoplamiento único diario, de conformidad con el artículo 43, apartado 4.
3. La REGRT de Electricidad presentará a la Agencia un plan de seguimiento que incluya los informes que deberán elaborarse, así como las eventuales actualizaciones, de conformidad con el apartado 2, para su aprobación, en el plazo máximo de seis meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento.
4. La Agencia, en cooperación con la REGRT de Electricidad, elaborará, en el plazo máximo de seis meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, una lista de la información pertinente que la REGRT de Electricidad deberá comunicar a la Agencia, de conformidad con el artículo 8, apartado 9, y el artículo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) no 714/2009. La lista de información pertinente podrá verse sujeta a actualizaciones. La REGRT de Electricidad mantendrá un archivo digital exhaustivo en un formato estandarizado con la información solicitada por la Agencia.
5. Todos los GRT presentarán a la REGRT de Electricidad la información necesaria para llevar a cabo las tareas, de conformidad con los apartados 2 y 4 anteriores.
6. Los operadores designados, los participantes en el mercado y demás organizaciones interesadas en lo que se refiere al acoplamiento único diario e intradiario deberán, a petición conjunta de la Agencia y de la REGRT de Electricidad, presentar a la REGRT de Electricidad la información solicitada para el seguimiento, de conformidad con los apartados 2 y 4 anteriores, salvo la información ya obtenida por las autoridades reguladoras, la Agencia o la REGRT de Electricidad en el desempeño de sus funciones de seguimiento respectivas.
TÍTULO V
DISPOSICIONES TRANSITORIAS Y FINALES
Artículo 83
Disposiciones transitorias para Irlanda e Irlanda del Norte
1. Salvo en lo que respecta a los artículos 4, 5 y 6 y a la participación en la definición de las condiciones y metodologías, donde serán de aplicación los plazos correspondientes, los requisitos del presente Reglamento no se aplicarán en Irlanda e Irlanda del Norte hasta el 31 de diciembre de 2017.
2. A partir de la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento y hasta el domingo, 31 de diciembre de 2017, Irlanda e Irlanda del Norte aplicarán disposiciones transitorias preparatorias. Las disposiciones transitorias deberán:
a)
facilitar la transición hacia la plena aplicación y el pleno cumplimiento del presente Reglamento, e incluir todas las medidas preparatorias para la plena aplicación y el pleno cumplimiento del presente Reglamento, a más tardar el 31 de diciembre de 2017;
b)
garantizar un grado razonable de integración con el mercado en jurisdicciones adyacentes;
c)
proporcionar al menos:
i)
la asignación de capacidad de interconexión en una subasta explícita diaria y al menos en dos subastas implícitas intradiarias;
ii)
el nombramiento conjunto de capacidad de interconexión y de energía en el horizonte temporal del mercado diario;
iii)
la aplicación de los principios «usado o perdido» o «usado o retribuido», estipulados en el apartado 2.5 del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009, a la capacidad no utilizada en el horizonte temporal del mercado diario;
d)
asegurar una fijación de precios justa y no discriminatoria de la capacidad de interconexión en las subastas intradiarias implícitas;
e)
establecer mecanismos de compensación justos, transparentes y no discriminatorios para asegurar la firmeza;
f)
establecer una hoja de ruta detallada, aprobada por las autoridades reguladoras de Irlanda e Irlanda del Norte, de los pasos a seguir para la plena aplicación y cumplimiento del presente Reglamento;
g)
estar sujetas a un proceso de consulta que implique a todas las partes interesadas y otorgue la máxima consideración a los resultados de la consulta;
h)
justificarse con arreglo a un análisis de coste-beneficio;
i)
no afectar indebidamente a otras jurisdicciones.
3. Las autoridades reguladoras de Irlanda e Irlanda del Norte proporcionarán periódicamente a la Agencia, al menos trimestralmente, o a petición de esta, cualquier información necesaria para evaluar las disposiciones transitorias para el mercado eléctrico en la isla de Irlanda y el progreso hacia la plena aplicación y cumplimiento del presente Reglamento.
Artículo 84
Entrada en vigor
El presente Reglamento entrará en vigor el vigésimo día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.
El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.
Hecho en Bruselas, el 24 de julio de 2015.
Por la Comisión
El Presidente
Jean-Claude JUNCKER
_______________
(1) DO L 211 de 14.8.2009, p. 15.
(2) Reglamento (CE) no 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (DO L 211 de 14.8.2009, p. 1).
(3) Reglamento (UE) no 543/2013 de la Comisión, de 14 de junio de 2013, sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 163 de 15.6.2013, p. 1).
(4) Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).
(5) Reglamento (UE) no 838/2010 de la Comisión, de 23 de septiembre de 2010, sobre la fijación de directrices relativas al mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte y a un planteamiento normativo común de la tarificación del transporte (DO L 250 de 24.9.2010, p. 5).