BOLETÍN OFICIAL DO PARLAMENTO DE GALICIA

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BOLETÍN OFICIAL DO

PARLAMENTO DE GALICIA

X lexislatura Número 90 27 de marzo de 2017 Fascículo 1

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SUMARIO

1. Procedementos parlamentarios

1.3. Procedementos de control e impulso

1.3.6. Proposicións non de lei

1.3.6.2. Proposicións non de lei en Comisión 1.3.6.2.4. Proposicións tramitadas

COMISIóN5ª, SANIDADE, POLíTICASOCIAL EEMPREGO

Aprobación sen modiﬁcacións

ı

819 (10/PNC-000069)

Grupo Parlamentario Popular de Galicia

Núñez Centeno, Aurelio Alfonso, e catro deputados/as máis

Sobre a realización polo Goberno galego de accións formativas específicas en materia de atención

especializada a menores expostos á violencia de xénero 21139

ı

5565 (10/PNC-000534)

Grupo Parlamentario Popular de Galicia

Trenor López, Gonzalo, e oito deputados/as máis

Sobre a solicitude pola Xunta de Galicia ao Concello da Coruña da cesión dos espazos axeitados no mercado de Santa Lucía para prestar asistencia sanitaria aos usuarios do Centro de Saúde

Federico Tapia 21139

Aprobación por unanimidade sen modiﬁcacións

ı

4477 (10/PNC-000427)

Grupo Parlamentario de En Marea Solla Fernández, Eva

Sobre a creación polo Goberno galego de prazas da especialidade de Enfermaría Familiar e

Comu-nitaria nos cadros de persoal do Sergas 21140

Rexeitamento da iniciativa

ı

1904 (10/PNC-000206)

Grupo Parlamentario do Bloque Nacionalista Galego Prado Cores, María Montserrat, e cinco deputados/as máis

Sobre a reposición polo Goberno galego das prazas de xinecoloxía e pediatría suprimidas no Centro de Saúde das Pontes, a creación dun servizo de raios X e a asunción da titularidade do centro

21140

ı

3123 (10/PNC-000306)

Grupo Parlamentario dos Socialistas de Galicia

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Torrado Quintela, Julio, e Blanco Rodríguez, Noela

Sobre a elaboración polo Goberno galego dun plan plurianual para o período 2016-2020 para a de-volución ao Hospital Comarcal do Salnés dos servizos existentes antes da implantación das estru-turas organizativas de xestión integral, a dotación do persoal especialista necesario e o mantemento

da terceira planta aberta durante todo o ano 21140

ı

4022 (10/PNC-000374)

Grupo Parlamentario do Bloque Nacionalista Galego Prado Cores, María Montserrat, e cinco deputados/as máis

Sobre a negociación polo Goberno galego na Mesa Sectorial de Sanidade dun acordo para regular

os permisos e as licencias do persoal do Sergas 21140

ı

4446 (10/PNC-000424)

Grupo Parlamentario dos Socialistas de Galicia Blanco Rodríguez, Noela, e dous deputados/as máis

Sobre as actuacións que debe levar a cabo a Xunta de Galicia en relación co funcionamento, a xes-tión e a denominación da Casa da Xuventude de Ourense, actualmente denominada Espazo Xove,

e o punto de encontro familiar instalado no seu edificio 21141

ı

5385 (10/PNC-000515)

Grupo Parlamentario de En Marea

Villares Naveira, Luis, e dous deputados/as máis

Sobre a implantación polo Goberno galego do servizo de pediatría no Concello de Baralla, cando menos, dous días á semana, así como a garantía da prestación deste servizo nos concellos da Mon-taña lucense cos profesionais necesarios e cubrindo as baixas do persoal 21141

1.5. Procedementos relativos a outras institucións e órganos

1.5.4. De ámbito europeo 1.5.4.1. Unión Europea

ı

Resolución da Presidencia, do 23 de marzo de 2017, pola que se admite a trámite o escrito das Cortes Xerais polo que se achega documentación relativa á Proposta de regulamento do Parla-mento Europeo e do Consello relativo ao mercado interior da electricidade (refundición) (Texto per-tinente para efectos do EEE) [COM(2016) 861 final] [COM(2016) 861 final Anexo I] [COM(2016) 861 final Anexo II] [2016/0379 (COD)] {SWD(2016) 410 final Parts 1 a 5} {SWD(2016) 411 final} {SWD(2016) 412 final Parts 1 e 2} {SWD(2016) 413 final}

-10/UECS-000059 (6876)

Consulta sobre a aplicación do principio de subsidiaridade relativo á Proposta de regulamento do Parlamento Europeo e do Consello relativo ao mercado interior da electricidade (refundición) (Texto pertinente para efectos do EEE) [COM(2016) 861 final] [COM(2016) 861 final Anexo I] [COM(2016) 861 final Anexo II] [2016/0379 (COD)] {SWD(2016) 410 final Parts 1 a 5} {SWD(2016) 411 final}

{SWD(2016) 412 final Parts 1 e 2} {SWD(2016) 413 final} 21144

BOLETÍN OFICIAL DO PARLAMENTO DE GALICIA X lexislatura. Número 90. 27 de marzo de 2017

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2. Elección e composición do Parlamento, réxime e goberno interior, or-ganización e funcionamento

2.2. Composición do Parlamento e dos seus órganos

2.2.7. Composición das ponencias

ı

Designación da Ponencia por parte da Comisión de investigación para analizar e avaliar a evolu-ción económico-financeira das antigas caixas de aforros e as causas e responsabilidades da súa transformación en bancos, incluíndo as indemnizacións millonarias dos seus ex-directivos, co

ob-xecto de rematar os traballos realizados na IX lexislatura 21142

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1. Procedementos parlamentarios

1.3. Procedementos de control e impulso

1.3.6. Proposicións non de lei

1.3.6.2. Proposicións non de lei en Comisión 1.3.6.2.4. Proposicións tramitadas

COMISIóN5ª, SANIDADE, POLíTICASOCIAL EEMPREGO

A Comisión 5ª, Sanidade, Política Social e Emprego, na súa sesión do 23 de marzo de 2017, adoptou os seguintes acordos:

Aprobación sen modiﬁcacións - 819 (10/PNC-000069)

Grupo Parlamentario Popular de Galicia

Núñez Centeno, Aurelio Alfonso, e catro deputados/as máis

Sobre a realización polo Goberno galego de accións formativas específicas en materia de atención especializada a menores expostos á violencia de xénero

BOPG nº 10, do 09.11.2016

Sométese a votación e resulta aprobada sen modificacións por 9 votos a favor, 0 votos en contra e 3 abstencións.

O texto aprobado é o seguinte:

«O Parlamento de Galicia insta a Xunta de Galicia a levar a cabo accións formativas específicas en materia de atención especializada a menores expostos á violencia machista.»

- 5565 (10/PNC-000534)

Grupo Parlamentario Popular de Galicia

Trenor López, Gonzalo, e oito deputados/as máis

Sobre a solicitude pola Xunta de Galicia ao Concello da Coruña da cesión dos espazos axeitados no mercado de Santa Lucía para prestar asistencia sanitaria aos usuarios do Centro de Saúde Federico Tapia

BOPG nº 75, do 01.03.2017

Sométese a votación e resulta aprobada sen modificacións por 7 votos a favor, 0 votos en contra e 5 abstencións.

«O Parlamento de Galicia insta a Xunta de Galicia a solicitar ao Concello da Coruña a cesión dos espazos no mercado de Santa Lucía que se axusten aos requirimentos necesarios para una asis-tencia sanitaria óptima para os veciños e veciñas que acoden ao Centro de Saúde Federico Tapia.»

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Aprobación por unanimidade sen modiﬁcacións - 4477 (10/PNC-000427)

Grupo Parlamentario de En Marea Solla Fernández, Eva

Sobre a creación polo Goberno galego de prazas da especialidade de Enfermaría Familiar e Comu-nitaria nos cadros de persoal do Sergas

BOPG nº 66, do 15.02.2017

Sométese a votación e resulta aprobada sen modificacións pola unanimidade dos 12 deputados e deputadas presentes.

«O Parlamento de Galicia insta a Xunta de Galicia á creación de prazas da especialidade de Enfer-maría Familiar e Comunitaria nos cadros de persoal do SERGAS.»

Rexeitamento da iniciativa - 1904 (10/PNC-000206)

Grupo Parlamentario do Bloque Nacionalista Galego Prado Cores, María Montserrat, e cinco deputados/as máis

Sobre a reposición polo Goberno galego das prazas de xinecoloxía e pediatría suprimidas no Centro de Saúde das Pontes, a creación dun servizo de raios X e a asunción da titularidade do centro BOPG nº 28, do 14.12.2016

Sométese a votación e resulta rexeitada por 5 votos a favor, 7 votos en contra e 0 abstencións. - 3123 (10/PNC-000306)

Grupo Parlamentario dos Socialistas de Galicia Torrado Quintela, Julio, e Blanco Rodríguez, Noela

Sobre a elaboración polo Goberno galego dun plan plurianual para o período 2016-2020 para a de-volución ao Hospital Comarcal do Salnés dos servizos existentes antes da implantación das estru-turas organizativas de xestión integral, a dotación do persoal especialista necesario e o mantemento da terceira planta aberta durante todo o ano

BOPG nº 48, do 19.01.2017

Grupo Parlamentario do Bloque Nacionalista Galego Prado Cores, María Montserrat, e cinco deputados/as máis

Sobre a negociación polo Goberno galego na Mesa Sectorial de Sanidade dun acordo para regular os permisos e as licencias do persoal do Sergas

BOPG nº 57, do 01.02.2017

Sométese a votación e resulta rexeitada por 5 votos a favor, 7 votos en contra e 0 abstencións.

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- 4446 (10/PNC-000424)

Grupo Parlamentario dos Socialistas de Galicia Blanco Rodríguez, Noela, e dous deputados/as máis

Sobre as actuacións que debe levar a cabo a Xunta de Galicia en relación co funcionamento, a xes-tión e a denominación da Casa da Xuventude de Ourense, actualmente denominada Espazo Xove, e o punto de encontro familiar instalado no seu edificio

BOPG nº 62, do 08.02.2017

Grupo Parlamentario de En Marea

Villares Naveira, Luis, e dous deputados/as máis

Sobre a implantación polo Goberno galego do servizo de pediatría no Concello de Baralla, cando menos, dous días á semana, así como a garantía da prestación deste servizo nos concellos da Mon-taña lucense cos profesionais necesarios e cubrindo as baixas do persoal

BOPG nº 75, do 01.03.2017

Sométese a votación e resulta rexeitada por 5 votos a favor, 7 votos en contra e 0 abstencións. Santiago de Compostela, 24 de marzo de 2017

Eva Solla Fernández Vicepresidenta 2ª

1.5. Procedementos relativos a outras institucións e órganos

1.5.4. De ámbito europeo 1.5.4.1. Unión Europea

Resolución da Presidencia, do 23 de marzo de 2017, pola que se admite a trámite o escrito das Cortes Xerais polo que se achega documentación relativa á Proposta de regulamento do Parlamento Europeo e do Consello relativo ao mercado interior da electricidade (re-fundición) (Texto pertinente para efectos do EEE) [COM(2016) 861 final] [COM(2016) 861 final Anexo I] [COM(2016) 861 final Anexo II] [2016/0379 (COD)] {SWD(2016) 410 final Parts 1 a 5} {SWD(2016) 411 final} {SWD(2016) 412 final Parts 1 e 2} {SWD(2016) 413 final} -10/UECS-000059 (6876)

Consulta sobre a aplicación do principio de subsidiaridade relativo á Proposta de regulamento do Parlamento Europeo e do Consello relativo ao mercado interior da electricidade (refundición) (Texto pertinente para efectos do EEE) [COM(2016) 861 final] [COM(2016) 861 final Anexo I] [COM(2016) 861 final Anexo II] [2016/0379 (COD)] {SWD(2016) 410 final Parts 1 a 5} {SWD(2016) 411 final} {SWD(2016) 412 final Parts 1 e 2} {SWD(2016) 413 final}

No Rexistro Xeral do Parlamento de Galicia tivo entrada, co número 6876, o escrito das Cortes Xerais polo que se achega documentación relativa á solicitude da Comisión Mixta para a Unión Europea en relación coa consulta sobre a aplicación do principio de subsidiariedade na Proposta de regula-mento do Parlaregula-mento Europeo e do Consello relativo ao mercado interior da electricidade

(refun-BOLETÍN OFICIAL DO PARLAMENTO DE GALICIA X lexislatura. Número 90. 27 de marzo de 2017

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dición) (Texto pertinente para efectos do EEE) [COM(2016) 861 final] [COM(2016) 861 final Anexo I] [COM(2016) 861 final Anexo II] [2016/0379 (COD)] {SWD(2016) 410 final Parts 1 a 5} {SWD(2016) 411 final} {SWD(2016) 412 final Parts 1 e 2} {SWD(2016) 413 final}.

Conforme o establecido na norma segunda das Normas reguladoras do procedemento para o con-trol do principio de subsidiariedade nos proxectos lexislativos da Unión Europea (BOPG 27 do 9 de decembro de 2016), resolvo:

1º. Trasladarlles o referido escrito á Comisión 6ª, Industria, Enerxía, Comercio e Turismo e mais aos portavoces dos grupos parlamentarios e ordenar a súa publicación no Boletín Oficial do Parlamento

de Galicia.

2º. Conforme o disposto na norma terceira das citadas normas, no prazo dos dez días naturais se-guintes á remisión do proxecto de acto lexislativo, os grupos parlamentarios poderán presentar propostas de ditame motivado nas que deberán expoñer as razóns polas que consideran que o proxecto de acto lexislativo da Unión Europea resulta contrario, en todo ou en parte, ao principio de subsidiariedade.

As propostas de ditame motivado presentaranse ante a Mesa, que as cualificará e admitirá a trámite se reúnen os requisitos establecidos neste acordo.

A ausencia de propostas de ditame determinará a finalización do procedemento. 3º. Dar conta desta resolución na próxima reunión da Mesa que teña lugar. Santiago de Compostela, 23 de marzo de 2017

Miguel Ángel Santalices Vieira Presidente

2. Elección e composición do Parlamento, réxime e goberno interior, or-ganización e funcionamento

2.2. Composición do Parlamento e dos seus órganos

2.2.7. Composición das ponencias

Designación da Ponencia por parte da Comisión de investigación para analizar e avaliar a evolución económico-ﬁnanceira das antigas caixas de aforros e as causas e responsa-bilidades da súa transformación en bancos, incluíndo as indemnizacións millonarias dos seus ex-directivos, co obxecto de rematar os traballos realizados na IX lexislatura A Comisión de investigación para analizar e avaliar a evolución económico-financeira das an-tigas caixas de aforros e as causas e responsabilidades da súa transformación en bancos, in-cluíndo as indemnizacións millonarias dos seus ex-directivos, co obxecto de rematar os traballos realizados na IX lexislatura, na súa sesión do día 23 de marzo de 2017, adoptou o se-guinte acordo:

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Designación da Ponencia G. P. Popular de Galicia: — D. Pedro Puy Fraga (titular)

— D. José González Vázquez (suplente) G. P. de En Marea:

— D. José Manuel Lago Peñas (titular) — D. Antón Sánchez García (suplente) G. P. dos Socialistas de Galicia:

— D. Xoaquín María Fernández Leiceaga (titular) — D. Abel Fermín Losada Álvarez (suplente) G. P. do Bloque Nacionalista Galego:

— Dª Ana Belén Pontón Mondelo (titular) — Dª Noa Presas Bergantiños (suplente) Santiago de Compostela, 23 de marzo de 2017 Eva Solla Fernández

Vicepresidenta 2ª

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714/2009

ANEXO I

DIRECTRICES SOBRE LA GESTIÓN DE LA CONGESTIÓN Y ASIGNACIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DISPONIBLE EN LAS INTERCONEXIONES ENTRE REDES NACIONALES

1. Disposiciones generales

1.1. Los gestores de las redes de transporte (GRT) procurarán aceptar todas las transacciones comerciales, incluidas las que implican comercio transfronterizo.

1.2. Cuando no exista congestión, no habrá ninguna restricción de acceso a la interconexión. Cuando esto suceda con frecuencia, no es necesario que exista un procedimiento general permanente de asignación de capacidades para el acceso a un servicio de transporte transfronterizo.

1.3. Cuando las transacciones comerciales programadas no sean compatibles con la seguridad de funcionamiento de la red, los GRT deberán aliviar la congestión de conformidad con los requisitos de la seguridad de funcionamiento de la red, al tiempo que procuran garantizar que todos los costes asociados se mantengan a un nivel eficiente desde el punto de vista económico. Se preverá redistribución de carga o intercambios compensatorios como solución en caso de que no puedan aplicarse medidas de coste inferior.

1.4. Si se produce congestión estructural, los GRT aplicarán inmediatamente métodos y acuerdos adecuados para la gestión de la congestión, definidos y consensuados previamente. Los métodos de gestión de la congestión garantizarán que los flujos físicos de energía asociados a toda la capacidad de transporte asignada se ajustan a las normas de seguridad de la red.

1.5. Los métodos adoptados para la gestión de la congestión deberán proporcionar señales económicas eficientes a los participantes del mercado y a los GRT, fomentar la competencia y ser adecuados para su aplicación regional y comunitaria.

1.6. En la gestión de la congestión no podrá aplicarse ninguna distinción basada en transacciones. Una solicitud concreta de servicio de transporte solo se denegará cuando se cumplan al mismo tiempo las condiciones siguientes:

a) el incremento de los flujos físicos de electricidad resultante de la aceptación de dicha solicitud implica que puede seguir garantizándose la seguridad de funcionamiento de la red, y b) el valor monetario correspondiente a dicha solicitud en el procedimiento de gestión de la congestión es inferior al de todas las demás solicitudes que se pretende aceptar para el mismo servicio y las mismas condiciones.

1.7. Cuando se definan las zonas adecuadas de la red en las que y entre las que vaya a ser aplicable la gestión de la congestión, los GRT se guiarán por los principios de efectividad de costes y minimización de los impactos negativos en el mercado interior de la electricidad. Específicamente, los GRT no podrán limitar la capacidad de interconexión con el fin de resolver la congestión en su propia zona de control, salvo por las razones citadas y por

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razones de seguridad operativa1. Si se produce esta situación, los GRT la describirán y la presentarán de forma transparente a todos los usuarios de la red. Esta situación solo se tolerará hasta que se encuentre una solución a largo plazo. Los GRT describirán y presentarán de forma transparente a todos los usuarios de la red la metodología y proyectos para lograr la solución a largo plazo.

1.8. Para equilibrar la red en su zona de control mediante medidas operativas en la red y a través de la redistribución de la carga, el GRT tendrá en cuenta el efecto de estas medidas en las zonas de control limítrofes.

1.9. A más tardar el 1 de enero de 2008, deberán establecerse mecanismos para la gestión intradiaria de la congestión de la capacidad de los interconectores de forma coordinada y en condiciones de seguridad de funcionamiento, con el fin de aprovechar al máximo las oportunidades para los intercambios comerciales y establecer el proceso de equilibrado transfronterizo.

1.10. Las autoridades reguladoras nacionales evaluarán periódicamente los métodos de gestión de la congestión, prestando especial atención al respeto de los principios y normas establecidos en el presente Reglamento y directrices y de las condiciones establecidas por las propias autoridades reguladoras en virtud de dichos principios y normas. Dicha evaluación incluirá la consulta de todos los participantes del mercado, así como estudios específicos. 2. Métodos de gestión de la congestión

2.1. Los métodos de gestión de la congestión se ajustarán a las leyes del mercado para facilitar un intercambio comercial transfronterizo eficiente. Para ello, la capacidad deberá asignarse únicamente mediante subastas explícitas (capacidad) o implícitas (capacidad y energía). Ambos métodos pueden coexistir en la misma interconexión. Para los intercambios intradiarios podrá utilizarse un régimen continuo.

2.2. Dependiendo de las condiciones de la competencia, los mecanismos de gestión de la congestión pueden necesitar permitir la asignación de capacidad de transporte tanto a largo como a corto plazo.

2.3. Cada uno de los procedimientos de asignación de capacidad asignará una fracción prescrita de la capacidad de interconexión disponible, más toda capacidad restante no asignada previamente, así como toda capacidad liberada por titulares de los derechos de utilización de la capacidad obtenida de asignaciones previas.

2.4. Los GRT deberán optimizar el grado de firmeza de la capacidad, teniendo en cuenta las obligaciones y derechos de los GRT afectados y las obligaciones y derechos de los participantes del mercado, con el fin de facilitar una competencia efectiva y eficiente. Una fracción razonable de la capacidad podrá ofertarse al mercado con un nivel de firmeza menor, pero en todo momento se comunicarán a los participantes del mercado las condiciones precisas del transporte por líneas transfronterizas.

2.5. Los derechos de acceso para las asignaciones a largo y medio plazo deberán ser derechos de capacidad de transporte firmes. Estarán sujetos a los principios de «usado o perdido» o de «usado o retribuido» en el momento de la nominación.

2.6. Los GRT definirán una estructura adecuada para la asignación de capacidad entre los diferentes horizontes temporales. Esta estructura puede incluir una opción para reservar un porcentaje mínimo de capacidad de interconexión para la asignación diaria o intradiaria. Esta

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La seguridad operativa quiere decir que «se mantiene la red de transporte dentro de unos límites de seguridad convenidos».

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estructura de asignación deberá estar sujeta a revisión por parte de las autoridades reguladoras respectivas. Al elaborar sus propuestas, los GRT tendrán en cuenta:

a) las características de los mercados;

b) las condiciones de funcionamiento, como las implicaciones de la compensación de los programas declarados firmemente;

c) el nivel de armonización de los porcentajes y horizontes temporales adoptados para los diferentes mecanismos de asignación de capacidad existentes.

2.7. La asignación de capacidad no discriminará entre participantes del mercado que deseen utilizar sus derechos para hacer uso de contratos bilaterales de suministro o para presentar ofertas en los mercados de la energía. Se elegirán las ofertas más altas, tanto implícitas como explícitas en cada horizonte temporal.

2.8. En regiones en las que los mercados financieros a plazos de la electricidad están bien desarrollados y han demostrado su eficacia, toda la capacidad de interconexión podrá asignarse a través de subastas implícitas.

2.9. Excepción hecha de los nuevos interconectores, que gozan de una exención en virtud del artículo 7 del Reglamento (CE) n.º 1228/2003 o del artículo 17 del presente Reglamento, no se autorizará la fijación de precios de reserva en los métodos de asignación de capacidad. 2.10. En principio, todos los participantes potenciales del mercado estarán autorizados a participar en el proceso de asignación sin restricción. Para evitar crear o agravar los problemas relacionados con el uso potencial de la posición dominante de cualquier operador del mercado, las autoridades reguladoras y/o las autoridades en materia de competencia, si procede, podrán imponer restricciones en general o a una empresa en particular a cuenta de la posición dominante en el mercado.

2.11. Los participantes del mercado deberán presentar a los GRT una nominación firme de su uso de la capacidad antes de un plazo definido para cada horizonte temporal. El plazo se fijará de tal forma que los GRT puedan volver a programar la capacidad no utilizada para su reasignación en el siguiente horizonte temporal que corresponda — incluidas las sesiones intradiarias.

2.12. La capacidad podrá comercializarse libremente en el mercado secundario, siempre que el GRT haya sido informado con antelación suficiente. Cuando un GRT rechace un intercambio (transacción) secundario, dicho GRT deberá comunicarlo y explicarlo de forma nítida y transparente a todos los participantes del mercado, y notificarlo a la autoridad reguladora.

2.13. Las consecuencias financieras del incumplimiento de las obligaciones asociadas a la asignación de capacidad deberán atribuirse a los responsables de dicho incumplimiento. Cuando los participantes del mercado no utilicen la capacidad que se han comprometido a utilizar, o, si se trata de capacidad subastada explícitamente, no la comercialicen en el mercado secundario o no devuelvan la capacidad en su debido momento, perderán los derechos a utilizar dicha capacidad y pagarán una tarifa ajustada a los costes. Todas las tarifas ajustadas a los costes en caso de no utilización de la capacidad deberán ser justificadas y proporcionadas. Del mismo modo, si un GRT no cumple su obligación, estará obligado a compensar al participante del mercado por la pérdida de derechos de capacidad. A tal efecto no se tendrán en cuenta las pérdidas que puedan producirse indirectamente. Los conceptos y métodos fundamentales para la determinación de responsabilidades derivadas del incumplimiento de las obligaciones se fijarán con antelación respecto de las consecuencias

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financieras y deberán estar sujetas a revisión por parte de las autoridades reguladoras nacionales competentes.

3. Coordinación

3.1. La asignación de capacidad en una interconexión será coordinada y aplicada por los GRT interesados, utilizando procedimientos comunes de asignación. En los casos en que se prevea que los intercambios comerciales entre dos países (GRT) puedan afectar a las condiciones de flujo físico en un tercer país (GRT), los métodos de gestión de la congestión se coordinarán entre todos los GRT afectados mediante un procedimiento común para la gestión de la congestión. Las autoridades reguladoras nacionales y los GRT velarán por que no se establezca unilateralmente ningún procedimiento de gestión de la congestión que influya de forma significativa en los flujos físicos de energía eléctrica de otras redes.

3.2. A más tardar el 1 de enero de 2007 se aplicará un método de gestión de la congestión y un procedimiento coordinados en común, para la asignación de capacidad al mercado con periodicidad mínima anual, mensual y diaria, entre países de las regiones siguientes:

a) Europa Septentrional (es decir, Dinamarca, Suecia, Finlandia, Alemania y Polonia); b) Europa Noroccidental (es decir, el Benelux, Alemania y Francia);

c) Italia (es decir, Italia, Francia, Alemania, Austria, Eslovenia y Grecia);

d) Europa Central y Oriental (es decir, Alemania, Polonia, República Checa, Eslovaquia, Hungría, Austria y Eslovenia);

e) Europa Sudoccidental (es decir, España, Portugal y Francia); f) el Reino Unido, Irlanda y Francia;

g) países bálticos (es decir, Estonia, Letonia y Lituania).

En una interconexión que afecte a países que pertenezcan a más de una región, los métodos de gestión de la congestión aplicados podrán ser diferentes con el fin de garantizar la compatibilidad con los métodos aplicados en las demás regiones a las que pertenezcan dichos países. En tal caso, los GRT pertinentes propondrán el método, que estará sujeto a revisión por parte de las autoridades reguladores competentes.

3.3. Las regiones que figuran en el punto 2.8 podrán asignar toda la capacidad de interconexión mediante asignación diaria.

3.4. En estas siete regiones deberán definirse procedimientos compatibles de gestión de la congestión, con vistas a formar un mercado interior de la electricidad verdaderamente integrado. Los participantes del mercado no se enfrentarán a sistemas regionales incompatibles.

3.5. Con el fin de fomentar una competencia y unos intercambios transfronterizos equitativos y eficientes, la coordinación entre los GRT en las regiones establecidas en el punto 3.2 incluirá todos los pasos, desde el cálculo de la capacidad y la optimización de la asignación hasta la seguridad de funcionamiento de la red, con unas responsabilidades claramente asignadas. Dicha coordinación incluirá, en particular:

a) uso de un modelo de transporte común que aborde eficazmente los flujos en bucle físicos interdependientes y tenga en cuenta las discrepancias entre los flujos físicos y los comerciales; b) asignación y nominación de capacidad para abordar eficazmente los flujos de bucle físicos interdependientes;

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c) obligaciones idénticas para los titulares de los derechos de utilización de la capacidad para que faciliten información sobre el uso que pretenden dar a la capacidad, es decir, nominación de capacidad (para las subastas explícitas);

d) horizontes temporales y horas de cierre idénticos,

e) idéntica estructura para la asignación de capacidad entre diferentes horizontes temporales (por ejemplo, un día, tres horas, una semana, etc.) y en términos de bloques de capacidad vendida (cantidad de energía en MW, MWh, etc.);

f) marco contractual consistente con los participantes en el mercado;

g) verificación de conformidad de los flujos con respecto a los requisitos de seguridad de la red para la planificación del funcionamiento y para el funcionamiento en tiempo real;

h) el tratamiento contable y la liquidación de las acciones de gestión de la congestión.

3.6. La coordinación incluirá también el intercambio de información entre los GRT. La naturaleza, el tiempo y la frecuencia del intercambio de información deberán ser compatibles con las actividades del apartado 3.5 y el funcionamiento de los mercados de la electricidad. Este intercambio de información permitirá en particular a los GRT hacer las mejores previsiones posibles de la situación global de la red de electricidad con el fin de evaluar los flujos de su red y las capacidades de interconexión disponibles. Todo GRT que recabe información en nombre de otros GRT deberá entregar a los GRT participantes los resultados de la recogida de datos.

4. Calendario para las operaciones del mercado

4.1. La asignación de la capacidad de transporte disponible deberá tener lugar con antelación suficiente. Antes de cada asignación, los GRT afectados publicarán conjuntamente la capacidad que va a ser asignada, teniendo en cuenta, si procede, la capacidad liberada de todos los derechos de transporte firmes y, si fuera necesario, las nominaciones compensadas asociadas, junto con todos aquellos períodos de tiempo durante los cuales la capacidad vaya a ser reducida o a no estar disponible (por razones de mantenimiento, por ejemplo).

4.2. Teniendo plenamente en cuenta la seguridad de la red, la nominación de los derechos de transporte deberá realizarse con suficiente antelación, antes de las sesiones diarias de todos los mercados organizados concernidos y antes de la publicación de la capacidad que va a ser asignada en virtud del mecanismo de asignación diaria o intradiaria. Las nominaciones de derechos de transmisión en la dirección contraria serán compensadas con el fin de hacer un uso eficiente de la interconexión.

4.3. Las asignaciones intradiarias sucesivas de la capacidad de transporte disponible para el día D deberán tener lugar los días D1 y D, tras la publicación de los programas diarios de producción indicativos o reales.

4.4. Cuando preparen el programa diario de funcionamiento de la red eléctrica, los GRT intercambiarán información con los GRT vecinos, incluyendo su pronóstico de topología de la red, la disponibilidad y la producción prevista de las unidades de generación y los flujos de carga, con el fin de optimizar el uso de la red global por medio de medidas operativas conformes a las normas para la seguridad de funcionamiento de la red eléctrica.

5. Transparencia

5.1. Los GRT publicarán todos los datos pertinentes relacionados con la disponibilidad, el acceso y el uso de la red, incluido un informe que indique dónde y por qué existe congestión, los métodos aplicados para la gestión de la congestión y los planes para su gestión futura.

(17)

5.2. Los GRT publicarán una descripción general del método de gestión de la congestión aplicado en diferentes circunstancias para maximizar la capacidad disponible en el mercado y un sistema general para el cálculo de la capacidad de interconexión para los diferentes horizontes temporales, basado en las realidades eléctricas y físicas de la red. Dicho sistema estará sujeto a la revisión de las autoridades reguladoras de los Estados miembros de que se trate.

5.3. Los GRT describirán y pondrán a disposición de todos los usuarios potenciales de la red, de forma detallada y transparente, los procedimientos de gestión de la congestión y de asignación de la capacidad que se estén usando, junto con los plazos y procedimientos para solicitar capacidad, y una descripción de los productos ofrecidos y las obligaciones y derechos, tanto de los GRT como de la parte que obtenga la capacidad, incluidas las responsabilidades que se derivan del incumplimiento de las obligaciones.

5.4. Los estándares de seguridad de funcionamiento y de planificación deberán formar parte integrante de la información que los GRT darán a conocer en un documento público. Este documento también estará sujeto a la revisión de las autoridades reguladoras nacionales. 5.10. Los GRT intercambiarán regularmente una serie de datos sobre el flujo de carga y la red suficientemente precisos, para que cada GRT pueda realizar cálculos del flujo de carga en su zona correspondiente. La misma serie de datos se pondrá a disposición de las autoridades reguladoras y de la Comisión siempre que lo soliciten. Las autoridades reguladoras y la Comisión velarán por que esta serie de datos sea tratada con carácter confidencial tanto por ellas como por cualquier asesor que realice para ellas un trabajo analítico basado en estos datos.

6. Uso de los ingresos de la congestión

6.1. Los procedimientos de gestión de la congestión correspondientes a un horizonte temporal previamente determinado solo podrán generar ingresos en caso de congestión en dicho horizonte temporal, salvo en el caso de los nuevos interconectores que se benefician de una excepción en virtud del artículo 7 del Reglamento (CE) n.º 1228/2003 o del artículo 17 del presente Reglamento. El procedimiento para la distribución de estos ingresos deberá estar sujeto a revisión por parte de las autoridades reguladoras y no deberá distorsionar el proceso de asignación en favor de ninguna parte solicitante de capacidad o energía, ni constituir un elemento disuasorio para la reducción de la congestión.

6.2. Las autoridades reguladoras nacionales serán transparentes en cuanto al uso de los ingresos resultantes de la asignación de capacidad de interconexión.

6.3. Los ingresos de la congestión se repartirán entre los GRT afectados según criterios acordados entre ellos y revisados por las correspondientes autoridades reguladoras.

6.4. Los GRT establecerán claramente de antemano el uso que vayan a hacer de los ingresos de la congestión que puedan obtener e informarán sobre el uso efectivo de dichos ingresos. Las autoridades reguladoras comprobarán que dicho uso se ajusta al presente Reglamento y directrices y que el importe total de los ingresos de la congestión resultante de la asignación de capacidad de interconexión se dedica a uno o varios de los tres objetivos establecidos en el artículo 16, apartado 6, del presente Reglamento.

6.5. Con periodicidad anual y antes del 31 de julio de cada año, las autoridades reguladoras publicarán un informe en el que presentarán el importe de los ingresos recogidos para el período de 12 meses que finaliza el 30 de junio del mismo año y el uso dado a los ingresos en cuestión, junto con la verificación de que dicho uso es conforme al presente Reglamento y directrices, y que el importe total de los ingresos de la congestión se dedica a uno o varios de los tres fines prescritos.

(18)

6.6. El uso de los ingresos de congestión para la inversión para mantener o incrementar la capacidad de interconexión se asignará preferiblemente a proyectos específicos predefinidos que contribuyan a aliviar la congestión asociada existente y que también puedan ser aplicados en un plazo de tiempo razonable, en particular en lo relativo al proceso de autorización.

nuevo

FUNCIONES DE LOS CENTROS OPERATIVOS REGIONALES

1. Cálculo coordinado de la capacidad

1.1. Los centros operativos regionales llevarán a cabo un cálculo coordinado de la capacidad interzonal.

1.2. El cálculo coordinado de la capacidad se realizará con tiempo suficiente para cada horizonte temporal del mercado y con la frecuencia necesaria durante el horizonte temporal intradiario.

1.3. Este cálculo se efectuará conforme a un modelo de red común de acuerdo con el punto 2 y según una metodología de cálculo coordinado de la capacidad desarrollada por los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema. 1.4. El cálculo coordinado de la capacidad coordinada deberá asegurar la gestión eficiente

de la congestión con arreglo a los principios de gestión de congestiones definidos en el presente Reglamento.

2. Análisis coordinado de la seguridad

2.1. Los centros operativos regionales efectuarán un análisis coordinado de la seguridad a fin de garantizar una operación segura del sistema.

2.2. El análisis de la seguridad deberá realizarse con todos los horizontes temporales de la programación de la operación utilizando los modelos de red comunes.

2.3. Los centros operativos regionales compartirán los resultados del análisis coordinado de la seguridad al menos con los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema.

2.4. Cuando en un análisis coordinado de la seguridad un centro operativo regional detecte una posible limitación, deberá diseñar medidas correctoras que maximicen la eficiencia económica.

3. Creación de modelos de red comunes

3.1. Los centros operativos regionales establecerán procedimientos eficientes para la creación de un modelo de red común para cada horizonte temporal de la programación de la operación.

3.2. Los gestores de redes de transporte designarán un centro operativo regional para construir el modelo de red común para todas las regiones.

3.3. Los modelos de red común incluirán datos pertinentes para una programación de la operación eficiente y un cálculo de la capacidad en todos los horizontes temporales. 3.4. Los modelos de red común deberán ponerse a disposición de todos los centros

operativos regionales, los gestores de redes de transporte, la REGRT de electricidad y la Agencia, cuando así se solicite.

(19)

4. Evaluación de la compatibilidad de los planes de defensa y de reposición de servicio de los gestores de redes de transporte

4.1. Todos los gestores de redes de transporte deberán acordar un umbral por encima del cual el impacto de las acciones de uno o varios gestores de redes de transporte en estado de emergencia, corte de suministro eléctrico o reposición de servicio se considera significativo para otros gestores de redes de transporte interconectados sincrónica o asincrónicamente.

4.2. Utilizando el umbral definido con arreglo al punto 4.1, cada centro operativo regional proporcionará apoyo a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema para la evaluación de la coherencia del sistema de defensa de sus gestores de redes de transporte y de los planes de reposición de servicio.

4.3. Al prestar apoyo a los gestores de redes de transporte, el centro operativo regional deberá:

a) detectar posibles incompatibilidades; b) proponer medidas de mitigación.

4.4. Los gestores de redes de transporte deberán tener en cuenta las medidas de mitigación propuestas.

5. Coordinación y optimización de la recuperación regional

5.1. Los centros operativos regionales deberán estar equipados con sistemas de supervisión y adquisición de datos casi en tiempo real con la observabilidad definida aplicando el umbral que se contempla en el punto 4.1.

5.2. Cada centro operativo regional pertinente prestará asistencia a los coordinadores de frecuencia designados y a los coordinadores de resincronización a fin de mejorar la eficiencia y la eficacia de la recuperación del sistema. Los gestores de redes de transporte tendrán derecho a pedir asistencia a centros operativos regionales si su sistema se encuentra en estado de corte de suministro eléctrico o reposición.

6. Análisis e informes tras la operación y a raíz de perturbaciones

6.1. Los centros operativos regionales efectuarán una investigación y elaborarán un informe sobre cualquier incidente por encima del umbral definido con arreglo al punto 4.1. Las autoridades reguladoras de la región de operación del sistema y la Agencia podrán intervenir en la investigación si así lo solicitan. El informe contendrá recomendaciones destinadas a prevenir incidentes similares en el futuro. 6.2. El informe se pondrá a disposición de todos los gestores de redes de transporte, las

autoridades reguladoras, la Comisión y la Agencia. La Agencia podrá formular recomendaciones destinadas a prevenir incidentes similares en el futuro.

7. Medición regional de la capacidad de reserva

7.1. Los centros operativos regionales determinarán las necesidades de capacidad de reserva para la región de operación del sistema. La determinación de tales necesidades deberá:

a) perseguir el objetivo general de mantener la seguridad de la operación de la forma más rentable;

(20)

c) determinar el importe global de la capacidad de reserva necesaria para la región de operación del sistema;

d) definir necesidades mínimas de capacidad de reserva para cada tipo de capacidad de reserva;

e) tener en cuenta posibles sustituciones entre distintos tipos de capacidades de reserva con objeto de reducir los costes de contratación;

f) establecer los requisitos necesarios para la distribución geográfica de la capacidad de reserva, en su caso.

8. Facilitar la adquisición de reserva de balance regional

8.1. Los centros operativos regionales prestarán apoyo a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema para determinar la cuantía de la reserva de balance que deba adquirirse. La determinación de la cantidad de reserva de balance deberá:

a) realizarse con el horizonte temporal diario e intradiario;

b) tener en cuenta posibles sustituciones entre distintos tipos de capacidades de reserva con objeto de reducir los costes de contratación;

c) tener en cuenta los volúmenes de capacidad de reserva que se espera sean proporcionados por las ofertas de energía de balance, que no se presentan con arreglo a un contrato de reserva de balance.

8.2. Los centros operativos regionales prestarán apoyo a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema para adquirir la cantidad de reserva de balance determinada con arreglo al punto 8.1. La adquisición de reserva de balance deberá:

a) realizarse con el horizonte temporal diario e intradiario;

b) tener en cuenta posibles sustituciones entre distintos tipos de capacidades de reserva con objeto de reducir los costes de contratación.

9. Previsiones regionales de adecuación del sistema y preparación de medidas de reducción de riesgos

9.1. Los centros operativos regionales efectuarán evaluaciones regionales de la adecuación con una semana de antelación a intradiarias.

9.2. Los centros operativos regionales basarán sus evaluaciones de la adecuación en la información proporcionada por los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema a fin de detectar las situaciones en las que se prevea una falta de adecuación en cualquiera de las áreas de control o a nivel regional. Los centros operativos regionales tendrán en cuenta los posibles intercambios interzonales y los límites de seguridad de la operación en todos los horizontes temporales de programación de la operación.

9.3. Al realizar una evaluación regional de la adecuación de la generación, cada centro operativo regional se coordinará con otros centros operativos regionales para:

a) verificar las hipótesis subyacentes y las previsiones;

b) detectar posibles situaciones de falta de adecuación entre las distintas regiones.

(21)

9.4. Cada centro operativo regional deberá presentar los resultados de las evaluaciones regionales de la adecuación de la generación junto con las medidas que proponga para reducir los riesgos de falta de adecuación a los gestores de las redes de transporte de la región de operación del sistema y a los demás centros operativos regionales.

10. Coordinación regional de las interrupciones

10.1. Cada centro operativo regional llevará a cabo la coordinación de las interrupciones a fin de controlar la disponibilidad de los activos pertinentes y coordinar sus planes de disponibilidad para garantizar la seguridad de la operación de la red de transporte, maximizando al mismo tiempo la capacidad de los interconectores o de las redes de transporte que afectan a los flujos de intercambio entre zonas.

10.2. Cada centro operativo regional mantendrá una lista única de los elementos de la red pertinentes, los módulos de generación de electricidad y las instalaciones de demanda de la región de operación del sistema y la publicará en el entorno de datos de programación de la operación de la REGRT de Electricidad.

10.3. Cada centro operativo regional llevará a cabo las siguientes actividades relacionadas con la coordinación de interrupciones en la región de operación del sistema:

a) evaluar la compatibilidad de la programación de las interrupciones utilizando los planes de disponibilidad a un año de todos los gestores de redes de transporte;

b) proporcionar a los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema una lista de incompatibilidades de programación detectadas y las soluciones que propone para solucionar las incompatibilidades.

11. Optimización de los mecanismo de compensación entre los gestores de redes de transporte

11.1. Los centros operativos regionales prestarán apoyo a los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema para la administración de los flujos financieros relacionados con liquidaciones entre los gestores que impliquen a más de dos gestores de redes de transporte, como los costes de redistribución, las rentas de congestión, las desviaciones involuntarias o los costes de adquisición de reserva.

12. Formación y certificación

12.1. Los centros operativos regionales elaborarán y ejecutarán programas de formación y certificación centrados en la operación regional del sistema para el personal de programación y control de los gestores de redes de transporte de la región de operación del sistema.

12.2. Los programas de formación deberán cubrir todos los componentes pertinentes de la operación del sistema, en particular escenarios de crisis regional.

13. Identificación de situaciones regionales de crisis y preparación de escenarios de mitigación de riesgos revisando los planes de preparación frente a los riesgos establecidos en los Estados miembros

13.1. En caso de que la REGRT de Electricidad delegue esta función, los centros operativos regionales deberán identificar los escenarios regionales de crisis con arreglo a los criterios del artículo 6, apartado 1, del [Reglamento sobre preparación frente a los riesgos propuesto en COM(2016) 862].

(22)

13.2. Los centros operativos regionales prepararán y efectuarán anualmente simulaciones de crisis en cooperación con las autoridades competentes, de conformidad con el artículo 12, apartado 3, del [Reglamento sobre preparación frente a los riesgos propuesto en COM(2016) 862].

(23)

COMISIÓN EUROPEA Bruselas, 23.2.2017 COM(2016) 861 final ANNEX 2

ANEXO de la

PROPUESTA DE REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

relativa al mercado interior de la electricidad

{SWD(2016) 410 final} {SWD(2016) 411 final} {SWD(2016) 412 final} {SWD(2016) 413 final}

(24)

714/2009 ANEXO II TABLADECORRESPONDENCIAS Reglamento (CE) nº 1228/2003 Presente Reglamento Artículo 1 Artículo 1 Artículo 2 Artículo 2 — Artículo 3 — Artículo 4 — Artículo 5 — Artículo 6 — Artículo 7 — Artículo 8 — Artículo 9 — Artículo 10 — Artículo 11 — Artículo 12 Artículo 3 Artículo 13 Artículo 4 Artículo 14 Artículo 5 Artículo 15 Artículo 6 Artículo 16 Artículo 7 Artículo 17

(25)

Artículo 8 Artículo 18 Artículo 9 Artículo 19 Artículo 10 Artículo 20 Artículo 11 Artículo 21 Artículo 12 Artículo 22 Artículo 13 Artículo 23 Artículo 14 Artículo 24 — Artículo 25 Artículo 15 Artículo 26 Anexo Anexo I nuevo

Reglamento (CE) n.º 714/2009 Presente Reglamento

- Artículo 1, letra a)

- Artículo 1, letra b)

Artículo 1, letra a) Artículo 1, letra c)

Artículo 1, letra b) Artículo 1, letra d)

Artículo 2, apartado 1 Artículo 2, apartado 1

Artículo 2, apartado 2, letra a) Artículo 2, apartado 2, letra a)

Artículo 2, apartado 2, letra b) Artículo 2, apartado 2, letra b)

Artículo 2, apartado 2, letra c) Artículo 2, apartado 2, letra c)

Artículo 2, apartado 2, letra d) -

Artículo 2, apartado 2, letra e) -

(26)

Artículo 2, apartado 2, letra g) Artículo 2, apartado 2, letra d)

- Artículo 2, apartado 2, letras e) a x)

- Artículo 3 - Artículo 4 - Artículo 5 - Artículo 6 - Artículo 7 - Artículo 8 - Artículo 9 - Artículo 10 - Artículo 11 - Artículo 12 - Artículo 13

Artículo 16, apartados 1 a 3 Artículo 14, apartados 1 a 3

- Artículo 14, apartados 4 a 7

- Artículo 14, apartado 10

- Artículo 15

- Artículo 16, apartados 7 a 11

- Artículo 17, apartados 3 y 4

- Artículo 18

(27)

- Artículo 19, apartados 2 a 6 - Artículo 20 - Artículo 21 - Artículo 22 - Artículo 23 - Artículo 24

Artículo 4 Artículo 25, apartado 1

Artículo 5 Artículo 26, apartados 1 a 4

Artículo 8, apartado 2, primera frase Artículo 27, apartado 1, letra a)

Artículo 8, apartado 3, letra b) Artículo 27, apartado 1, letra b)

- Artículo 27, apartado 1, letra c)

Artículo 8, apartado 3, letra c) Artículo 27, apartado 1, letra d)

- Artículo 27, apartado 1, letras e) y f)

Artículo 8, apartado 3, letra a) Artículo 27, apartado 1, letra g)

Artículo 8, apartado 3, letra d) Artículo 27, apartado 1, letra h)

Artículo 8, apartado 3, letra e) Artículo 27, apartado 1, letra i)

- Artículo 27, apartados 2 y 3

Artículo 10 Artículo 28 Artículo 9 Artículo 29 Artículo 11 Artículo 30 Artículo 12 Artículo 31 - Artículo 32 - Artículo 33

(28)

- Artículo 34 - Artículo 35 - Artículo 36 - Artículo 37 - Artículo 38 - Artículo 39 - Artículo 40 - Artículo 41 - Artículo 42 - Artículo 43 - Artículo 44

Artículo 8, apartado 10 Artículo 45

Artículo 13 Artículo 46

Artículo 2, apartado 2, último párrafo Artículo 46, apartado 7

Artículo 15 Artículo 47, apartados 1 a 6

Anexo I, punto 5.10 Artículo 47, apartado 7

Artículo 3 Artículo 48 - Artículo 49 - Artículo 50 - Artículo 51 - Artículo 52 - Artículo 53 - Artículo 54

Artículo 8, apartado 6 Artículo 55, apartado 1, letras a) a l)

- Artículo 55, apartado 1, letras m) a p)

(29)

Artículo 6, apartado 7 -

Artículo 18, apartado 4 bis Artículo 57, apartado 6

Artículo 19 -

(30)

Artículo 22 Artículo 61 Artículo 23 Artículo 62 Artículo 24 - - Artículo 63 Artículo 25 Artículo 64 Artículo 26 Artículo 65

(31)

COMISIÓN EUROPEA Bruselas, 23.2.2017 COM(2016) 861 final 2016/0379 (COD)

Propuesta de

REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO relativo al mercado interior de la electricidad

(refundición)

(Texto pertinente a efectos del EEE) {SWD(2016) 410 final} {SWD(2016) 411 final} {SWD(2016) 412 final} {SWD(2016) 413 final}

(32)

EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

1. CONTEXTODELAPROPUESTA

• Razones y objetivos de la propuesta

Contexto político

Los ciudadanos europeos destinan una parte significativa de sus ingresos a energía; por otro lado, la energía es un factor esencial para la industria europea. Al mismo tiempo, este sector desempeña un papel determinante en la obligación de reducir en al menos un 40 % para 2030 las emisiones de gases de efecto invernadero de la Unión (en dicho año las energías renovables deberán alcanzar un porcentaje del 50 % del total).

Las propuestas de refundición de la Directiva sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, del Reglamento sobre el mercado de la electricidad y del Reglamento por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía forman parte de un conjunto más amplio de iniciativas de la Comisión («Energía limpia para todos»). Este conjunto contiene las principales propuestas de la Comisión para la Unión de la Energía, propuestas esbozadas en la Hoja de ruta de la Unión de la Energía1. Comporta tanto propuestas legislativas como iniciativas no legislativas destinadas a crear un entorno favorable que propicie beneficios tangibles a los ciudadanos, el empleo, el crecimiento y la inversión, y que coadyuve al mismo tiempo al éxito en las cinco dimensiones de la Unión de la Energía. Las prioridades del paquete son en primer lugar la eficiencia energética, el liderazgo de la UE en el terreno de las energías renovables, y una posición ventajosa para los consumidores de energía.

Tanto el Consejo Europeo2 como el Parlamento Europeo3 han insistido reiteradamente en que un mercado integrado y que funcione adecuadamente es la mejor herramienta para garantizar unos precios asequibles, seguridad del suministro y una integración y desarrollo suficientes para generar de manera rentable más electricidad a partir de fuentes renovables. La existencia de unos precios competitivos es fundamental para impulsar el crecimiento y el bienestar de los consumidores en la Unión Europea; por ello constituyen una piedra angular de la política energética. La configuración del actual mercado de la electricidad se basa en las pautas del «Tercer paquete energético»4, adoptado en 2009. Estas normas se han venido

1

Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité Económico y social Europeo, Comité de las Regiones y al Banco Europeo de Inversiones: «Estrategia Marco para una Unión de la Energía resiliente con una política climática prospectiva», COM(2015) 80 final.

2

Resultado de la sesión del Consejo n.º 3429 de Transportes, Telecomunicaciones y Energía de 26 de noviembre de 2015; resultado de la sesión del Consejo n.º 3472 de Transportes, Telecomunicaciones y Energía de 6 de junio de 2016.

3

Resolución del Parlamento Europeo de 13 de septiembre de 2016, «Hacia una nueva configuración del mercado» (P8_T A(2016) 0333).

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; en lo sucesivo: «la Directiva sobre electricidad»). Reglamento (CE) n.º 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.º 1228/2003 (DO L 211 de 14.8.2009, p. 15; en lo sucesivo: «el Reglamento sobre electricidad»). Reglamento (CE) n.º 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; en lo sucesivo: «el Reglamento de la ACER»).

(33)

complementando con disposiciones contra el abuso de mercado5 y con legislación de desarrollo relativa al comercio de electricidad y la explotación de las redes6. El mercado interior de la energía de la UE se basa en principios bien establecidos, tales como el derecho de acceso de terceros a las redes eléctricas, la libre elección del proveedor por parte de los consumidores, normas exigentes en materia de separación funcional, la eliminación de barreras al comercio transfronterizo, la supervisión de los mercados por reguladores independientes, y la cooperación a escala de la UE entre los reguladores y gestores de las redes en el marco de la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) y la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte (REGRT).

El tercer paquete energético ha permitido lograr progresos tangibles en beneficio de los consumidores. Ha llevado a una liquidez mayor de los mercados europeos de la electricidad y a un aumento considerable del comercio transfronterizo. Los consumidores de muchos Estados miembros tienen ahora un mayor margen de elección. El aumento de la competencia, en particular en los mercados mayoristas, ha contribuido a mantener controlados los precios. Los nuevos derechos de los consumidores instaurados por el tercer paquete energético han mejorado la posición de aquellos en el mercado.

Los nuevos factores han producido cambios fundamentales en los mercados europeos de la electricidad. El porcentaje de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables (E-FER) ha aumentado de forma notable. Es de prever que la transición hacia la E-FER continuará, ya que es una condición indispensable para cumplir las obligaciones impuestas a la Unión por el Acuerdo de París sobre el clima. Las características físicas de la E-FER, que la hacen menos previsible y más variable y descentralizada que la generación tradicional, hace necesaria una adaptación de las normas que rigen el mercado y la explotación de las redes a la mayor flexibilidad que ahora caracteriza al mercado. Por otro lado la intervención estatal, que a menudo se lleva a cabo de forma no coordinada, ha llevado a un falseamiento del mercado de la electricidad al por mayor, con consecuencias negativas para la inversión y el comercio transfronterizo7. También se están produciendo cambios importantes desde el punto de vista

5

Reglamento (UE) n.º 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (DO L 326 de 8.12.2011, p. 1); Reglamento de Ejecución (UE) n.º 1348/2014 de la Comisión, de 17 de diciembre de 2014, relativo a la comunicación de datos en virtud del artículo 8, apartados 2 y 6, del Reglamento (UE) n.º 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 363 de 18.12.2014, p. 121).

6

Reglamento (UE) n.º 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (DO L 326 de 8.12.2011, p. 1); Reglamento (UE) n.º 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) n.º 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 163 de 15.6.2013, p. 1); Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (DO L 197 de 25.7.2015, p. 24); Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red (DO L 112 de 27.4.2016, p. 1); Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión, de 17 de agosto de 2016, por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda (DO L 223 de 18.8.2016, p. 10); Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión, de 26 de agosto de 2016, por el que establece un código de red sobre requisitos de conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua y módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua (DO L 241 de 8.9.2016, p. 1); Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión, de 26 de septiembre de 2016, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo (DO L 259 de 27.9.2016, p. 42); algunas otras directrices y códigos de red han contado con el respaldo y aprobación de los Estados miembros y están pendiente de adopción.

7

Véase la Comunicación de la Comisión «Realizar el mercado interior de la electricidad y sacar el máximo partido de la intervención pública», C(2013) 7243 final de 5.11.2013.

(34)

tecnológico. El comercio se lleva a cabo a escala casi europea a través del llamado «acoplamiento de mercados», organizado conjuntamente por las bolsas de intercambio de electricidad y los gestores de redes de transporte. La digitalización a través de internet y el rápido desarrollo de contadores y posibilidades de negociación vía internet hacen posible que la industria, la empresas e incluso los hogares puedan producir y almacenar la electricidad, y participar en los mercados de la electricidad a través de mecanismos de respuesta de la demanda. El mercado de la electricidad del próximo decenio se caracterizará por una producción de electricidad más variable y descentralizada, una mayor interdependencia entre los Estados miembros y nuevas oportunidades tecnológicas en beneficio de los consumidores, que podrán ver reducidas sus facturas y participar activamente en los mercados de la electricidad (variando su demanda, almacenando o practicando el autoconsumo).

La presente iniciativa sobre la configuración del mercado de la electricidad se propone adaptar las actuales normas de mercado a las nuevas realidades; para ello se deja que la electricidad fluya libremente hacia donde sea más necesaria y cuando sea más necesaria, guiándose por señales de precios no falseadas. Con ello se faculta la intervención de los consumidores, la competencia transfronteriza despliega al máximo sus beneficios para la sociedad y se emiten las señales más propicias para dirigir las inversiones en el sentido de la descarbonización de nuestro sistema energético. La iniciativa dará prioridad a las soluciones más eficientes energéticamente y ayudará a convertirnos en un líder mundial de la generación a partir de fuentes de energía renovables, contribuyendo así a los objetivos de la Unión de crear empleo, fomentar el crecimiento y atraer la inversión.

Adaptación de las normas de mercado

Las actuales normas de mercado se basan en las tecnologías de generación energética predominantes en la última década, es decir, centrales eléctricas de combustibles fósiles y con una participación muy escasa de los consumidores. Como la E-FER está llamada a desempeñar un papel cada vez más importante en la combinación de fuentes del futuro, y como ha de permitirse que los consumidores participen en el mercado si así lo desean, es necesario proceder a la adaptación de las normas. Los mercados de la electricidad a corto plazo que permiten el comercio de la E-FER a través de las fronteras, están llamados a ser una pieza clave para integrar aquella en el mercado. Ello se debe a que la mayoría de la producción obtenida a partir de energías renovables solo puede predecirse con precisión poco antes de su obtención (a causa de los condicionantes climáticos). La creación de mercados que permitan participar en los mismos con un período de aviso muy corto antes de su entrega efectiva (los denominados mercados «intradiario» o «de balance») constituye un paso esencial para que los productores de la E-FER puedan vender su energía en condiciones equitativas y también para aumentar la liquidez en el mercado. Los mercados a corto plazo abrirán nuevas oportunidades comerciales a los participantes que ofrezcan soluciones energéticas de apoyo a partir de energías renovables en momentos de alta demanda y escasez de generación. Aquí se incluye la posibilidad de que los consumidores recurran a la modulación de su demanda («respuesta de la demanda»), los operadores recurran al almacenamiento y los generadores a la flexibilidad. Si bien la variabilidad puede ser muy onerosa en regiones pequeñas, la producción variable en zonas más amplias mediante agregación puede contribuir a que los consumidores realicen grandes ahorros. Desgraciadamente los mercados integrados a corto plazo brillan por su ausencia.

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Las deficiencias de las actuales condiciones de mercado hacen que el sector energético sea menos atractivo para las nuevas inversiones. Un sistema energético debidamente interconectado y que siente sus bases en el mercado, y en el que los precios reaccionen en función de las señales de aquel, impulsaría la inversión dirigiéndola de forma efectiva hacia la generación y el transporte, garantizando que llegue a donde el mercado más la necesita y reduciendo al mínimo la planificación de inversiones estatales.

Las disposiciones nacionales (p. ej., límites de precios) y otras intervenciones estatales impiden que los precios reflejen las escaseces de electricidad. Por otro lado, el establecimiento de zonas de precios no siempre refleja tales escaseces, a menos que sea muy riguroso, sino que más bien sigue fronteras políticas. La configuración del nuevo mercado se propone mejorar la efectividad de las señales de precios para que dirijan la inversión a las zonas donde más se necesita, reflejando las lagunas en la red y los centros de demanda, en vez de fronteras nacionales. Las señales de precios deberían además posibilitar una adecuada remuneración de los recursos flexibles (entre ellos la respuesta de la demanda y el almacenamiento), ya que estos recursos, utilizables en periodos cortos (p. ej., centrales modernas de gas utilizadas solo en períodos punta, o reducción de la demanda de la industria en dichos periodos o en periodos de presión sobre el sistema), se basan en una gratificación. Unas señales de precios eficaces garantizarían además un despacho eficiente de los activos de generación existentes. Es primordial por lo tanto revisar todas las disposiciones vigentes que conlleven una alteración de la formación de precios (p. ej., dar prioridad al despacho de determinadas instalaciones) al objeto de impulsar y optimizar el potencial de flexibilidad que puede ofrecer la vertiente de la demanda.

Los consumidores, en el centro del mercado de la energía

Incorporar a los consumidores industriales, comerciales y residenciales en el sistema energético puede evitar los costes significativos que supone una generación «de apoyo»; costes que los consumidores acabarían sufragando en cualquier caso. Podría hacer incluso que los consumidores aprovechen las fluctuaciones de precios y realicen un beneficio económico gracias a su participación en el mercado. Posibilitar la participación de los consumidores es, por lo tanto, una condición previa para proceder con éxito y garantías de rentabilidad a la transición energética.

La Unión de la Energía se plantea como compromiso último poner un orden nuevo a disposición de los consumidores. Pero las normas actuales del mercado no permiten que aquellos se beneficien de estas nuevas oportunidades. Aunque los consumidores pueden generar y almacenar electricidad, así como gestionar su consumo de energía con más facilidad que antes, la configuración actual del mercado minorista no les deja sacar provecho de estas posibilidades.

En la mayoría de los Estados miembros los consumidores no tienen incentivos, o muy pocos, para variar su consumo como respuesta a los cambios de precios, ya que las señales de precios en tiempo real no llegan a los consumidores. El paquete en materia de configuración del mercado es una oportunidad para hacer realidad el citado compromiso. Unas señales de precios más transparentes y en tiempo real estimularían la participación del consumidor, bien individualmente o mediante agregación, y permitirían el surgimiento de un sistema eléctrico más flexible y en el que la electricidad procedente de fuentes renovables se integraría con más facilidad. La evolución tecnológica, además de ofrecer un gran potencial de ahorro a los hogares, haría que determinados dispositivos y sistemas (electrodomésticos inteligentes, vehículos eléctricos, calefacción eléctrica, aire acondicionado y bombas de calor en edificios con aislamiento, y calefacción y refrigeración urbanas) se adapten automáticamente siguiendo las fluctuaciones de precios y ofrezcan así, a gran escala, una importante contribución a la red