Reglamento (UE) 2024/1747 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, por el que se modifican los Reglamentos (UE) 2019/942 y (UE) 2019/943 en relación con la mejora de la configuración del mercado de la electricidad de la Unión (Texto pertinente a efectos del EEE)

«9 Los apartados 6, 7 y 8 del presente artículo también se aplicarán a la plataforma única de asignación establecida de conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719.».

«9 La ACER aprobará y, cuando sea necesario, modificará la propuesta conjunta de la REGRT de Electricidad y de la entidad de los GRD de la UE en lo que respecta al tipo y al formato de datos y a la metodología relacionada con el análisis que debe proporcionarse en relación con las necesidades de flexibilidad con arreglo al artículo 19 sexies, apartado 6, del Reglamento (UE) 2019/943.».

«9 La ACER presentará dictámenes dirigidos a la autoridad reguladora de que se trate y a la Comisión en virtud del artículo 8, apartado 1 ter, y del artículo 16, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943.».

«5 La ACER publicará un informe en cumplimiento del artículo 19 sexies, apartado 7, del Reglamento (UE) 2019/943 en el que se analicen los informes nacionales sobre las estimaciones de necesidades de flexibilidad y en el que se formulen recomendaciones sobre cuestiones de importancia transfronteriza en relación con las conclusiones de la autoridad reguladora o de otra autoridad o entidad designada por un Estado miembro.».

«1 Los gestores de redes de transporte y los NEMO organizarán conjuntamente, de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222, la gestión de los mercados diario e intradiario integrados. Los gestores de redes de transporte y los NEMO cooperarán a nivel de la Unión o, cuando sea más adecuado, a nivel regional, a fin de maximizar la eficiencia y la eficacia del comercio diario e intradiario de electricidad de la Unión. La obligación de cooperar se entenderá sin perjuicio de la aplicación de las disposiciones del Derecho de la Unión en materia de competencia. En sus funciones relacionadas con el comercio de electricidad, los gestores de redes de transporte y los NEMO estarán sujetos a la supervisión reglamentaria de las autoridades reguladoras en virtud del artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944 y de la ACER en virtud de los artículos 4 y 8 del Reglamento (UE) 2019/942 y estarán sujetos a las obligaciones de transparencia y a la supervisión efectiva contra la manipulación del mercado con arreglo a las disposiciones pertinentes del Reglamento (UE) n.o 1227/2011.»

1 Cuando se declare una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión de conformidad con el artículo 66 bis de la Directiva (UE) 2019/944, los Estados miembros podrán pedir a los gestores de redes que propongan la adquisición de productos de aplanamiento de picos de consumo para lograr una reducción de la demanda de electricidad en las horas punta. Dicha adquisición se limitará a la duración establecida en la decisión de ejecución adoptada de conformidad con el artículo 66 bis, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944.

2 Cuando se formule una petición en virtud del apartado 1, los gestores de redes, previa consulta a las partes interesadas, presentarán a la autoridad reguladora del Estado miembro en cuestión, para su aprobación, una propuesta en la que se establezcan el dimensionamiento y las condiciones para la adquisición y activación del producto de aplanamiento de picos de consumo.

3 La autoridad reguladora de que se trate evaluará la propuesta de producto de aplanamiento de picos de consumo contemplada en el apartado 2 con respecto al logro de una reducción de la demanda de electricidad y al efecto en el precio de la electricidad al por mayor durante las horas punta. Dicha evaluación tendrá en cuenta la necesidad de que el producto de aplanamiento de picos de consumo no distorsione indebidamente el funcionamiento de los mercados de la electricidad ni cause una reorientación de los servicios de respuesta de la demanda hacia productos de aplanamiento de picos de consumo. Sobre la base de dicha evaluación, la autoridad reguladora podrá solicitar al gestor de la red que modifique su propuesta.

4 La propuesta de producto de aplanamiento de picos de consumo contemplada en el apartado 2 deberá cumplir los requisitos siguientes: a) el dimensionamiento del producto de aplanamiento de picos de consumo: i) se basará en un análisis de la necesidad de un servicio adicional para garantizar la seguridad del suministro sin poner en riesgo la estabilidad de la red, de su impacto en el mercado y de los costes y los beneficios previstos, ii) tendrá en cuenta la previsión de la demanda, la previsión de electricidad producida a partir de energía renovable, la previsión de otras fuentes de flexibilidad del sistema, como el almacenamiento de energía, y el impacto en el precio mayorista del despacho que no se haya efectuado, y iii) estará limitado para garantizar que los costes previstos no superen los beneficios previstos del producto de aplanamiento de picos de consumo; b) la adquisición de productos de aplanamiento de picos de consumo se basará en criterios objetivos, transparentes, de mercado y no discriminatorios, se limitará a la respuesta de la demanda y no impedirá que los activos participantes accedan a otros mercados; c) la adquisición del producto de aplanamiento de picos de consumo se llevará a cabo mediante licitación, que puede ser continua, en la que se seleccionará el producto que cumpla unos criterios técnicos y medioambientales predeterminados con el menor coste y se permitirá la participación efectiva de los consumidores, directamente o mediante agregación; d) el tamaño mínimo de la oferta no será mayor de 100 kW, incluso mediante agregación; e) los contratos relativos a un producto de aplanamiento de picos de consumo no se celebrarán más de una semana antes de su activación; f) la activación del producto de aplanamiento de picos de consumo no reducirá la capacidad interzonal; g) la activación del producto de aplanamiento de picos de consumo tendrá lugar antes del mercado diario o durante el horizonte temporal del mercado diario y podrá realizarse conforme a un precio de la electricidad predeterminado; h) la activación del producto de aplanamiento de picos de consumo no implicará iniciar la generación de energía a partir de combustibles fósiles detrás del contador, con el fin de evitar el aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero.

5 La reducción real del consumo resultante de la activación de un producto de aplanamiento de picos de consumo se medirá con respecto a una base de referencia que refleje el consumo de electricidad previsto sin la activación de dicho producto. Cuando un gestor de redes adquiera un producto de aplanamiento de picos de consumo, dicho gestor elaborará una metodología de referencia previa consulta a los participantes en el mercado, tendrá en cuenta, cuando corresponda, los actos de ejecución adoptados en virtud del artículo 59, apartado 1, letra e), y la presentará a la autoridad reguladora de que se trate para su aprobación.

6 La autoridad reguladora de que se trate aprobará la propuesta de los gestores de redes que deseen adquirir un producto de aplanamiento de picos de consumo y la metodología de referencia presentada de conformidad con los apartados 2 y 5, o pedirá a los gestores de redes que modifiquen la propuesta o la metodología de referencia cuando dicha propuesta o metodología no cumpla los requisitos establecidos en los apartados 2, 4 y 5.

7 A más tardar seis meses después del final de una crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión tal como se refiere el apartado 1, la ACER, previa consulta a las partes interesadas, evaluará la repercusión del uso de productos de aplanamiento de picos de consumo en el mercado de la electricidad de la Unión. Dicha evaluación tendrá en cuenta la necesidad de que los productos de aplanamiento de picos de consumo no distorsionen indebidamente el funcionamiento de los mercados de la electricidad ni causen una reorientación de los servicios de respuesta de la demanda hacia productos de aplanamiento de picos de consumo. La ACER podrá formular recomendaciones que las autoridades reguladoras tendrán en cuenta en su evaluación con arreglo al apartado 3.

8 A más tardar el 30 de junio de 2025, la ACER, previa consulta a las partes interesadas, evaluará la repercusión que el desarrollo de productos de aplanamiento de picos de consumo tiene en el mercado de la electricidad de la Unión en circunstancias normales de mercado. Dicha evaluación tendrá en cuenta la necesidad de que los productos de aplanamiento de picos de consumo no distorsionen indebidamente el funcionamiento de los mercados de la electricidad ni causen una reorientación de los servicios de respuesta de la demanda hacia productos de aplanamiento de picos de consumo. Sobre la base de dicha evaluación, la Comisión podrá presentar una propuesta legislativa para modificar el presente Reglamento con el fin de introducir productos de aplanamiento de picos de consumo al margen de situaciones de crisis de precios de la electricidad a escala regional o de la Unión.

1 Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 19 de la Directiva (UE) 2019/944, los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución y los participantes en el mercado pertinentes, incluidos los agregadores independientes, podrán utilizar, previo consentimiento del cliente final, datos procedentes de contadores específicos para la observabilidad y la liquidación de los servicios de respuesta de la demanda y de flexibilidad, incluidos los procedentes de instalaciones de almacenamiento de energía. A los efectos del presente artículo, el uso de datos procedentes de contadores específicos cumplirá lo dispuesto en los artículos 23 y 24 de la Directiva (UE) 2019/944 y en otras normas pertinentes del Derecho de la Unión, incluido el Derecho en materia de protección de datos y de la privacidad, en particular el Reglamento (UE) 2016/679 del Parlamento Europeo y del Consejo . Cuando estos datos se utilicen con fines de investigación, la información se agregará y anonimizará.

2 Cuando un cliente final no disponga de un contador inteligente o cuando el contador inteligente de un cliente final no proporcione los datos necesarios para prestar servicios de respuesta de la demanda o de flexibilidad, en particular mediante un agregador independiente, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución aceptarán los datos de un contador específico, si hay uno disponible, para la liquidación de los servicios de respuesta de la demanda y de flexibilidad, incluidos los sistemas de almacenamiento, y no discriminarán a dicho cliente final al prestarle servicios de flexibilidad. Dicha obligación se aplicará supeditada al cumplimiento de las normas y los requisitos establecidos por los Estados miembros con arreglo al apartado 3.

3 Los Estados miembros establecerán las normas y los requisitos para el proceso de validación de los datos procedentes de contadores específicos, a fin de comprobar y garantizar la calidad y la coherencia de los datos pertinentes, así como la interoperabilidad, de conformidad con los artículos 23 y 24 de la Directiva (UE) 2019/944 y otras normas pertinentes del Derecho de la Unión.

1 De conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719, los gestores de redes de transporte deberán asignar derechos de transmisión a largo plazo o disponer de medidas equivalentes para permitir que los participantes en el mercado, incluidos los propietarios de instalaciones de generación de electricidad con energía renovable, se protejan de riesgos derivados de los precios, a menos que una evaluación del mercado a plazo en las fronteras entre zonas de ofertas llevada a cabo por las autoridades reguladoras competentes muestre suficientes oportunidades de protección en las zonas de ofertas de que se trate.

2 Los derechos de transmisión a largo plazo se asignarán, con carácter periódico, de forma transparente, no discriminatoria y basada en el mercado, a través de una plataforma única de asignación. La frecuencia de asignación y los vencimientos de la capacidad interzonal a largo plazo contribuirán a que los mercados a plazo de la Unión funcionen de forma eficiente.

3 La configuración de los mercados a plazo de la Unión comprenderá las herramientas necesarias para mejorar la capacidad de los participantes en el mercado de protegerse de los riesgos derivados de los precios en el mercado interior de la electricidad.

4 A más tardar el 17 de enero de 2026, la Comisión, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, efectuará una evaluación del impacto de las posibles medidas para lograr el objetivo enunciado en el apartado 3. Dicha evaluación de impacto comprenderá, entre otros aspectos: a) los posibles cambios de la frecuencia de asignación de los derechos de transmisión a largo plazo; b) los posibles cambios de los vencimientos de los derechos de transmisión a largo plazo, en particular los vencimientos que se hayan prolongado hasta al menos tres años; c) los posibles cambios de la naturaleza de los derechos de transmisión a largo plazo; d) las formas de reforzar el mercado secundario, y e) la posible introducción de centros virtuales regionales para los mercados a plazo.

5 En lo que respecta a los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, la evaluación de impacto efectuada en cumplimiento del apartado 4 comprenderá lo siguiente: a) el ámbito geográfico adecuado de los centros virtuales regionales, incluidas las zonas de ofertas que constituyan dichos centros y las situaciones específicas de las zonas de ofertas pertenecientes a dos o más centros virtuales, con el fin de maximizar la correlación de precios entre los precios de referencia y los precios de las zonas de ofertas que constituyan los centros virtuales regionales; b) el nivel de interconectividad de electricidad de los Estados miembros, y en particular, de los situados por debajo de los objetivos de interconexión de electricidad para 2020 y 2030 establecidos en el artículo 4, letra d), punto 1, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo ; c) la metodología de cálculo de los precios de referencia para los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, destinada a maximizar la correlación de precios entre el precio de referencia y los precios de las zonas de ofertas que constituyan un centro virtual regional; d) la posibilidad de que las zonas de ofertas formen parte de más de un centro virtual regional; e) las maneras de maximizar las oportunidades de negociación para los productos de cobertura que referencien los centros virtuales regionales para los mercados a plazo, así como para los derechos de transmisión a largo plazo desde las zonas de ofertas hacia los centros virtuales regionales; f) las maneras de asegurar que la plataforma única de asignación a que se refiere el apartado 2 ofrezca la asignación y facilite la negociación de derechos de transmisión a largo plazo; g) las implicaciones de los acuerdos intergubernamentales preexistentes y los derechos que de ellos se deriven.

6 En función de los resultados que arroje la evaluación de impacto a que se refiere el apartado 4 del presente artículo, la Comisión adoptará, a más tardar el 17 de julio de 2026, un acto de ejecución para especificar en mayor detalle las medidas y las herramientas destinadas a lograr los objetivos enunciados en el apartado 3 del presente artículo y las características concretas de esas medidas y herramientas. Dicho acto de ejecución se adoptará de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 67, apartado 2.

7 La plataforma única de asignación establecida de conformidad con el Reglamento (UE) 2016/1719 actuará como entidad que ofrece la asignación y facilita la negociación de los derechos de transmisión a largo plazo en nombre de los gestores de redes de transporte. Tendrá una de las formas jurídicas contempladas en el anexo II de la Directiva (UE) 2017/1132 del Parlamento Europeo y del Consejo .

8 Cuando una autoridad reguladora competente considere que no hay suficientes oportunidades de cobertura disponibles para los participantes en el mercado, previa consulta a las autoridades competentes designadas en virtud del artículo 67 de la Directiva 2014/65/UE del Parlamento Europeo y del Consejo cuando los mercados a plazo se refieran a instrumentos financieros tal como se definen en el artículo 4, apartado 1, punto 15, de dicha Directiva, dicha autoridad podrá exigir a los mercados bursátiles de la electricidad o a los gestores de redes de transporte que apliquen medidas adicionales, como actividades de creación de mercado, para mejorar la liquidez del mercado a plazo.

9 Supeditado al cumplimiento de lo dispuesto en el Derecho de la Unión en materia de competencia, así como en los Reglamentos (UE) n.o 648/2012 y (UE) n.o 600/2014 del Parlamento Europeo y del Consejo, y en la Directiva 2014/65/UE, los operadores del mercado podrán desarrollar productos de cobertura de futuros, también productos de cobertura de futuros a largo plazo, para ofrecer a los participantes en el mercado, incluidos los titulares de instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables, posibilidades adecuadas de protegerse frente a los riesgos financieros derivados de las fluctuaciones de los precios. Los Estados miembros no exigirán que se restrinja dicha actividad de cobertura a las negociaciones dentro de un Estado miembro o una zona de ofertas.

1 Sin perjuicio de lo dispuesto en la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros fomentarán el uso de CCE, entre otros medios, eliminando los obstáculos injustificados y las cargas o procedimientos desproporcionados o discriminatorios, con miras a asegurar previsibilidad de precios y a alcanzar los objetivos establecidos en su plan nacional integrado de energía y clima con respecto a la dimensión “Descarbonización” a la que se refiere el artículo 4, letra a), del Reglamento (UE) 2018/1999, también con respecto a la energía renovable, preservando al mismo tiempo la competitividad y la liquidez de los mercados de electricidad y el comercio transfronterizo.

2 Cuando efectúe la revisión del presente Reglamento de conformidad con el artículo 69, apartado 2, la Comisión evaluará, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, el potencial y la viabilidad de una o varias plataformas de mercado de la Unión para los CCE, que se utilizarán con carácter voluntario, incluida la interacción de dichas plataformas potenciales con otras plataformas existentes del mercado de la electricidad y la puesta en común de la demanda de CCE mediante agregación.

3 Los Estados miembros garantizarán, de manera coordinada, que existan instrumentos, tales como los sistemas de garantía a precios de mercado, destinados a reducir los riesgos financieros asociados al impago del comprador en el marco de los CCE, y que estos instrumentos sean accesibles para los clientes que se enfrentan a barreras de entrada en el mercado de los CCE y que no se encuentran en dificultades financieras. Entre esos instrumentos se podrán incluir sistemas de garantía respaldados por el Estado a precios de mercado, garantías privadas o instrumentos o estructuras que agrupen la demanda de CCE, de conformidad con el Derecho de la Unión pertinente. A tal fin, los Estados miembros velarán por la coordinación oportuna, también con los mecanismos pertinentes a escala de la Unión. Los Estados miembros podrán determinar a qué categorías de clientes se dirigen esos instrumentos, aplicando criterios no discriminatorios entre cada categoría de clientes y dentro de ellas.

4 Sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 107 y 108 del TFUE, si un sistema de garantía para los CCE es respaldado por el Estado miembro, incluirá disposiciones para evitar la reducción de la liquidez en los mercados de la electricidad y no prestará apoyo a la compra de generación a partir de combustibles fósiles. Los Estados miembros podrán decidir limitar dichos sistemas de garantía al apoyo exclusivo de la compra de electricidad procedente de nueva generación de energía renovable de conformidad con las políticas de descarbonización del Estado miembro, en particular cuando el mercado de contratos de compra de energía renovable tal como se define en el artículo 2, punto 17, de la Directiva (UE) 2018/2001 no esté suficientemente desarrollado.

5 Los sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables permitirán la participación de proyectos que reserven parte de la electricidad para venderla a través de un CCE de energías renovables u otros acuerdos en condiciones de mercado, siempre que dicha participación no afecte negativamente a la competencia en el mercado, en particular cuando las dos partes implicadas en dicho CCE estén controladas por la misma entidad.

6 Al configurar los sistemas de apoyo mencionados en el apartado 5, los Estados miembros se esforzarán por utilizar criterios de evaluación destinados a incentivar a los licitadores para que faciliten el acceso de los clientes que se enfrentan a barreras de entrada al mercado de los CCE, siempre y cuando esto no afecte negativamente a la competencia en el mercado.

7 Los CCE especificarán la zona de ofertas de entrega y la responsabilidad de obtener derechos de transporte interzonal en caso de cambio de zona de ofertas con arreglo al artículo 14.

8 Los CCE especificarán las condiciones en las que los clientes y los productores pueden salir de los CCE, tales como las tasas de salida y los plazos de notificación aplicables, de conformidad con el Derecho de la Unión en materia de competencia.

9 Cuando configuren medidas que afecten directamente a los CCE, los Estados miembros respetarán las posibles expectativas legítimas y tendrán en cuenta los efectos de dichas medidas en los CCE existentes y futuros.

10 A más tardar el 31 de enero de 2026 y cada dos años a partir de entonces, la Comisión evaluará si persisten las barreras y si existe suficiente transparencia en los mercados de los CCE. La Comisión podrá elaborar orientaciones específicas sobre la eliminación de barreras en los mercados de los CCE, incluidos los procedimientos o cargas desproporcionados o discriminatorios.

1 La ACER publicará una evaluación anual del mercado de CCE a escala de la Unión y de los Estados miembros como parte de su informe anual publicado con arreglo al artículo 15, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/942.

2 A más tardar el 17 de octubre de 2024, la ACER evaluará, en estrecha coordinación con las instituciones y partes interesadas pertinentes, la necesidad de elaborar y publicar modelos voluntarios de CCE, adaptados a las necesidades de las diferentes categorías de contrapartes. Cuando la evaluación concluya que es necesario elaborar y publicar dichos modelos voluntarios de CCE, la ACER, junto con los NEMO, tras consultar a las partes interesadas pertinentes, elaborará tales modelos, teniendo en cuenta lo siguiente: a) el uso de dichos modelos de contrato será voluntario para las partes contratantes; b) los modelos de contrato, entre otras cosas: i) ofrecerán varias duraciones contractuales, ii) proporcionarán varias fórmulas de precios, iii) tendrán en cuenta el perfil de carga del comprador y el perfil de generación del generador.

La Comisión evaluará si unas medidas a nivel de la Unión pueden contribuir al esfuerzo colectivo de los Estados miembros para lograr una cuota adicional de energía procedente de fuentes renovables del 2,5 % del consumo final bruto de energía de la Unión en 2030 en virtud de la Directiva (UE) 2018/2001, como complemento de las medidas nacionales. La Comisión analizará la posibilidad de utilizar el mecanismo de financiación de energías renovables de la Unión establecido en virtud del artículo 33 del Reglamento (UE) 2018/1999 para organizar subastas de energía renovable a nivel de la Unión en consonancia con el marco normativo pertinente.

1 Los sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nuevas instalaciones de generación de electricidad para la generación de electricidad a partir de las fuentes enumeradas en el apartado 4 adoptarán la forma de contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos. El párrafo primero se aplicará a los contratos que se rigen por sistemas de apoyo directo a los precios para inversiones en nueva generación celebrados el 17 de julio de 2027 o posteriormente, o, en el caso de proyectos marinos híbridos conectados a dos o más zonas de ofertas, el 17 de julio de 2029. La participación de los participantes en el mercado en los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contrato bidireccional por diferencias o de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos será voluntaria.

2 Todos los sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contrato bidireccional por diferencias y de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos estarán diseñados para: a) mantener los incentivos para que la instalación de generación de electricidad opere y participe de manera eficiente en los mercados de la electricidad y, en particular, para reflejar las circunstancias del mercado; b) evitar cualquier efecto de distorsión del sistema de apoyo en las decisiones de funcionamiento, despacho y mantenimiento de la instalación de generación de electricidad o en el comportamiento de las ofertas en los mercados diario, intradiario, de servicios auxiliares y de balance; c) garantizar que el nivel de protección de la remuneración mínima y del límite máximo de la remuneración excesiva se ajusten al coste de la nueva inversión y a los ingresos de mercado, para garantizar la viabilidad económica a largo plazo de la instalación de generación de electricidad, evitando al mismo tiempo la sobrecompensación; d) evitar las distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior, en particular determinando los importes de la remuneración mediante un procedimiento de licitación abierto, claro, transparente y no discriminatorio; cuando no pueda organizarse tal procedimiento de licitación, los contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos —y los precios de ejercicio aplicables— estarán diseñados para garantizar que la distribución de los ingresos a las empresas no cree distorsiones indebidas de la competencia y el comercio en el mercado interior; e) evitar las distorsiones de la competencia y del comercio en el mercado interior derivadas de la distribución de ingresos a las empresas; f) incluir penalizaciones aplicables en el caso de extinción anticipada unilateral indebida del contrato.

3 En la evaluación de los contratos bidireccionales por diferencias o regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos con arreglo a los artículos 107 y 108 del TFUE, la Comisión garantizará el cumplimiento de los principios de diseño con arreglo al apartado 2.

4 El apartado 1 se aplicará a las inversiones en nueva generación de electricidad a partir de las siguientes fuentes: a) energía eólica; b) energía solar; c) energía geotérmica; d) energía hidroeléctrica sin embalse; e) energía nuclear.

5 Cualesquiera ingresos, o el equivalente en valor financiero de dichos ingresos, procedentes de sistemas de apoyo directo a los precios en forma de contratos bidireccionales por diferencias y de regímenes equivalentes que surtan los mismos efectos mencionados en el apartado 1 se distribuirán a los clientes finales. No obstante lo dispuesto en el párrafo primero, los ingresos, o el equivalente en valor financiero de dichos ingresos, también podrán utilizarse para financiar los costes de los sistemas de apoyo directo a los precios o las inversiones para reducir los costes de electricidad para los clientes finales. La distribución de ingresos a clientes finales se diseñará para mantener los incentivos para reducir su consumo o pasarlo a períodos en los que los precios de la electricidad sean bajos, y no para socavar la competencia entre los suministradores de electricidad.

6 De conformidad con el artículo 4, apartado 3, párrafo tercero, de la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros podrán eximir del cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo a las instalaciones de energía renovable de pequeña magnitud y a los proyectos de demostración.

1 A más tardar un año después de que la ACER apruebe la metodología de conformidad con el apartado 6, y posteriormente cada dos años, la autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada por un Estado miembro adoptará un informe sobre las estimaciones de necesidades de flexibilidad para un período de, como mínimo, los cinco a diez años siguientes, a escala nacional, habida cuenta de la necesidad de lograr con una buena relación coste-eficacia la seguridad y fiabilidad del suministro y descarbonizar el sistema eléctrico, teniendo en cuenta la integración de fuentes de energía renovable variables y los diferentes sectores, así como la naturaleza interconectada del mercado de la electricidad, incluidos los objetivos de interconexión y la posible disponibilidad de la flexibilidad transfronteriza. El informe a que se refiere el párrafo primero deberá: a) ser coherente con el análisis europeo de cobertura y los análisis nacionales de cobertura efectuados con arreglo a los artículos 23 y 24; b) basarse en los datos y análisis proporcionados por los gestores de redes de transporte y gestores de redes de distribución de cada Estado miembro con arreglo al apartado 3, utilizando la metodología común en virtud del apartado 4 y, cuando estén debidamente justificados, datos y análisis adicionales. Cuando el Estado miembro haya designado a tal fin un gestor de la red de transporte u otra entidad para adoptar el informe a que se refiere el párrafo primero, la autoridad reguladora aprobará o modificará el informe.

2 Como mínimo, el informe a que se refiere el apartado 1: a) evaluará los diferentes tipos de necesidades de flexibilidad, al menos con una periodicidad estacional, diaria y horaria, para integrar en el sistema eléctrico la electricidad generada a partir de fuentes renovables, por ejemplo, los diferentes supuestos en lo que respecta a los precios del mercado de la electricidad, la generación y la demanda; b) tendrá en cuenta el potencial de los recursos de flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía, incluidas la agregación y la interconexión, para satisfacer las necesidades de flexibilidad, tanto a nivel de transporte como de distribución; c) evaluará los obstáculos a la flexibilidad en el mercado y propondrá las medidas de mitigación y los incentivos pertinentes, incluidos la supresión de los obstáculos normativos y las posibles mejoras de los mercados y de los servicios o productos de gestión de las redes; d) evaluará la contribución de la digitalización de las redes de transporte y distribución de electricidad, y e) tendrá en cuenta las fuentes de flexibilidad que se prevé que estén disponibles en otros Estados miembros.

3 Los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución de cada Estado miembro proporcionarán a la autoridad reguladora, u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, los datos y análisis que sean necesarios para la preparación del informe al que se refiere el apartado 1. Cuando esté debidamente justificado, la autoridad reguladora, u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, podrá solicitar a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de distribución de que se trate que, además de los requisitos mencionados en el apartado 4, aporten datos adicionales al informe. Los gestores de redes de transporte de electricidad o los gestores de redes de distribución de electricidad de que se trate coordinarán, junto con los gestores de redes de gas natural y de redes de hidrógeno, la recolección de la información pertinente cuando sea necesario a efectos del presente artículo.

4 La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE coordinarán el trabajo de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución en lo que respecta a los datos y análisis que deben proporcionarse según lo dispuesto en el apartado 3. En particular, deberán: a) definir el tipo y el formato de los datos que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución deberán proporcionar a las autoridades reguladoras o a otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1; b) desarrollar una metodología para que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución analicen las necesidades de flexibilidad, teniendo en cuenta al menos: i) todas las fuentes disponibles de flexibilidad de manera eficiente en términos de costes en los diferentes horizontes temporales, también en otros Estados miembros, ii) las inversiones previstas en la interconexión y la flexibilidad en el nivel de transporte y de distribución, y iii) la necesidad de descarbonizar el sistema eléctrico a fin de cumplir los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima, tal como se definen en el artículo 2, punto 11, del Reglamento (UE) 2018/1999, y el objetivo de neutralidad climática para 2050 establecido en el artículo 2 del Reglamento (UE) 2021/1119, de conformidad con el Acuerdo de París aprobado en virtud de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático . La metodología a que se refiere la letra b) del párrafo primero contendrá criterios orientativos sobre el modo de evaluar la capacidad de las diferentes fuentes de flexibilidad para cubrir las necesidades de flexibilidad.

5 La REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE cooperarán estrechamente en la coordinación de los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución en lo que respecta al suministro de datos y análisis con arreglo al apartado 4.

6 A más tardar el 17 de abril de 2025, la REGRT de Electricidad y la entidad de los GRD de la UE presentarán conjuntamente a la ACER una propuesta sobre el tipo de datos y el formato que deben presentarse a la autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, y la metodología para el análisis de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 4. En un plazo de tres meses a partir de la recepción de la propuesta, la ACER la aprobará o la modificará. En este último caso, la ACER consultará al Grupo de Coordinación de la Electricidad, a la REGRT de Electricidad y a la entidad de los GRD de la UE antes de adoptar las modificaciones. La propuesta adoptada se publicará en el sitio web de la ACER.

7 La autoridad reguladora u otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1 presentará a la Comisión y a la ACER los informes a que se refiere el apartado 1 y los publicarán. En un plazo de doce meses a partir de la recepción de los informes, la ACER publicará un informe en el que los analice y formule recomendaciones sobre cuestiones de importancia transfronteriza en relación con las conclusiones de la autoridad reguladora o de otra autoridad o entidad designada en virtud del apartado 1, incluidas recomendaciones sobre la eliminación de los obstáculos a la entrada de recursos de flexibilidad no fósiles. Entre las cuestiones de importancia transfronteriza, la ACER evaluará: a) el modo de integrar mejor el análisis de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 1 del presente artículo con la metodología para el análisis europeo de cobertura de conformidad con el artículo 23 y la metodología para el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión, garantizando la coherencia entre ellos; b) las estimaciones de necesidades de flexibilidad en el sistema eléctrico a escala de la Unión y su potencial económicamente disponible previsto para un período de los cinco a los diez años siguientes, teniendo en cuenta los informes nacionales; c) la posible introducción de nuevas medidas para liberar el potencial de flexibilidad en los mercados de la electricidad y en la gestión de las redes. Los resultados del análisis a que se refiere el párrafo segundo, letra a), podrán tenerse en cuenta en nuevas revisiones de las metodologías a que se refiere dicha letra de conformidad con los actos jurídicos pertinentes de la Unión. El Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático podrá, por iniciativa propia, aportar datos sobre el modo de velar por el cumplimiento de los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050.

8 La REGRT de Electricidad actualizará el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para incluir los resultados de los informes nacionales de las necesidades de flexibilidad a que se refiere el apartado 1. En sus planes de desarrollo de la red, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución tendrán en cuenta dichos informes.

A más tardar seis meses después de la presentación del informe elaborado con arreglo al artículo 19 sexies, apartado 1, del presente Reglamento, cada Estado miembro determinará, sobre la base de dicho informe, un objetivo nacional indicativo para la flexibilidad no fósil, que incluya las respectivas contribuciones específicas a dicho objetivo tanto de la respuesta de la demanda como del almacenamiento de energía. Los Estados miembros podrán alcanzar ese objetivo mediante la materialización del potencial identificado de los recursos de flexibilidad no fósiles, mediante la eliminación de las barreras de mercado constatadas o mediante los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil a que se refiere el artículo 19 octies del presente Reglamento. Este objetivo nacional indicativo, que incluye las respectivas contribuciones específicas a dicho objetivo de la respuesta de la demanda y del almacenamiento de energía, así como medidas para alcanzarlo, también se reflejará en los planes nacionales integrados de energía y clima de los Estados miembros en lo que se refiere a la dimensión “Mercado interior de la energía” de conformidad con los artículos 3, 4 y 7 del Reglamento (UE) 2018/1999 y en sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima de conformidad con el artículo 17 de ese mismo Reglamento. Los Estados miembros podrán determinar objetivos nacionales indicativos provisionales hasta que se adopte el informe en virtud del artículo 19 sexies, apartado 1, del presente Reglamento. Tras la evaluación efectuada de conformidad con el artículo 9 del Reglamento (UE) 2018/1999, la Comisión, una vez recibido el objetivo indicativo nacional determinado y comunicado por los Estados miembros de conformidad con el apartado 1 del presente artículo, presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo en el que se evalúen los informes nacionales. Sobre la base de las conclusiones del informe elaborado con la primera información comunicada por los Estados miembros, la Comisión podrá elaborar una estrategia de la Unión en materia de flexibilidad, que preste especial atención a la respuesta de la demanda y al almacenamiento de energía, para facilitar su despliegue, que sea coherente con los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y con el objetivo de neutralidad climática para 2050. Dicha estrategia de la Unión en materia de flexibilidad podrá ir acompañada, cuando proceda, de una propuesta legislativa.

1 Cuando la inversión en flexibilidad no fósil sea insuficiente para satisfacer el objetivo nacional indicativo o, en su caso, los objetivos nacionales indicativos provisionales determinados en virtud del artículo 19 septies, los Estados miembros podrán aplicar sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil consistentes en pagos para la capacidad disponible de flexibilidad no fósil sin perjuicio de lo dispuesto en los artículos 12 y 13. Los Estados miembros que apliquen un mecanismo de capacidad considerarán realizar las adaptaciones necesarias en el diseño de los mecanismos de capacidad para promover la participación de la flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía, sin perjuicio de la posibilidad de que dichos Estados miembros utilicen los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil a que se refiere el presente apartado.

2 La posibilidad de que los Estados miembros apliquen medidas de apoyo a la flexibilidad no fósil con arreglo al apartado 1 del presente artículo no impedirá a los Estados miembros tratar sus objetivos nacionales indicativos determinados con arreglo al artículo 19 septies por otros medios.

Los sistemas de apoyo a la flexibilidad no fósil aplicados por los Estados miembros de conformidad con el artículo 19 octies, apartado 1: a) no irán más allá de lo necesario para alcanzar el objetivo nacional indicativo o, cuando proceda, el objetivo nacional indicativo provisional, determinado con arreglo al artículo 19 septies, con una buena relación coste-eficacia; b) se limitarán a nuevas inversiones en recursos de flexibilidad no fósil, como la respuesta de la demanda y el almacenamiento de energía; c) procurarán tener en cuenta criterios de ubicación para garantizar que las inversiones en nueva capacidad se realicen en ubicaciones óptimas; d) no implicarán el inicio de generación de energía a partir de combustibles fósiles detrás del contador; e) seleccionarán proveedores de capacidad mediante un proceso abierto, transparente, competitivo, voluntario, no discriminatorio y con una buena relación coste-eficacia; f) evitarán distorsiones indebidas del funcionamiento eficiente de los mercados de la electricidad, incluida la preservación de incentivos de funcionamiento eficientes y señales de precios, así como la exposición a la variación de precios y al riesgo de mercado; g) ofrecerán incentivos para la integración en los mercados de la electricidad en condiciones de mercado y de manera adaptada a este, evitando al mismo tiempo distorsiones innecesarias de los mercados de la electricidad y teniendo en cuenta los posibles costes de integración del sistema y la congestión y estabilidad de la red; h) establecerán un nivel mínimo de participación en los mercados de la electricidad en lo que se refiere a energía activada, que tenga en cuenta las especificidades técnicas del activo que proporciona la flexibilidad; i) aplicarán sanciones adecuadas a los proveedores de capacidad que no respeten el nivel mínimo de participación en los mercados de la electricidad contemplado en la letra h), o que no sigan incentivos de funcionamiento eficiente ni señales de precios indicados en la letra f); j) promoverán la apertura a la participación transfronteriza de aquellos recursos capaces de proporcionar el rendimiento técnico requerido, cuando un análisis de rentabilidad sea positivo.

El presente Reglamento se entenderá sin perjuicio de la aplicación de los Reglamentos (UE) n.o 648/2012 y (UE) n.o 600/2014 y de la Directiva 2014/65/UE en lo que se refiere a las actividades de los participantes en el mercado o de los operadores del mercado en las que intervengan instrumentos financieros tal como se definen en el artículo 4, apartado 1, punto 15, de la Directiva 2014/65/UE.».

El presente Reglamento entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.