Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

(1)

El Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (4) ha sido modificado en varias ocasiones y de forma sustancial. Dado que deben hacerse nuevas modificaciones y en aras de la claridad, conviene proceder a la refundición de dicho Reglamento.

(2)

El mercado interior del gas natural, que se ha ido implantando gradualmente desde 1999, tiene como finalidad dar una posibilidad real de elección a todos los consumidores de la Unión, sean ciudadanos o empresas, de crear nuevas oportunidades comerciales y de fomentar el comercio transfronterizo, a fin de conseguir mejoras de la eficiencia, precios competitivos, un aumento de la calidad del servicio y de contribuir a la seguridad del suministro y a la sostenibilidad.

(3)

Mediante el Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo y del Consejo (5), la Unión se ha comprometido a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Las normas del mercado interior de los combustibles gaseosos deben adaptarse a dicho Reglamento. En este contexto, la Unión ha establecido cómo actualizar sus mercados de la energía, también en lo que respecta a la descarbonización de los mercados del gas, en las Comunicaciones de la Comisión, de 8 de julio de 2020, tituladas «Impulsar una economía climáticamente neutra: Una Estrategia de la UE para la Integración del Sistema Energético» y «Estrategia del Hidrógeno para una Europa Climáticamente Neutra» (en lo sucesivo, «Estrategia de la UE para el hidrógeno»), así como en la Resolución del Parlamento Europeo, de 10 de julio de 2020, sobre un enfoque europeo global con respecto al almacenamiento de energía (6). El presente Reglamento debe contribuir a la consecución del objetivo de la Unión de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, al mismo tiempo que garantiza la seguridad del suministro y el buen funcionamiento de los mercados interiores del gas natural y del hidrógeno.

(4)

El presente Reglamento complementa los instrumentos políticos y estratégicos conexos de la Unión, en particular los propuestos a raíz de la Comunicación de la Comisión, de 11 de diciembre de 2019, titulada «Pacto Verde Europeo», como los Reglamentos (UE) 2023/857 (7), (UE) 2023/957 (8), (UE) 2023/1805 (9) y (UE) 2023/2405 (10) del Parlamento Europeo y del Consejo y las Directivas (UE) 2023/959 (11), (UE) 2023/1791 (12) y (UE) 2023/2413 (13) del Parlamento Europeo y del Consejo, cuyo objetivo es incentivar la descarbonización de la economía de la Unión y garantizar que siga su trayectoria hacia una Unión climáticamente neutra de aquí a 2050, de conformidad con el Reglamento (UE) 2021/1119. El principal objetivo del presente Reglamento es permitir y facilitar dicha transición hacia la neutralidad climática garantizando la potenciación del mercado del hidrógeno y un mercado eficiente del gas natural.

(5)

El presente Reglamento tiene por objeto facilitar la penetración de gas renovable y gas hipocarbónico e hidrógeno en el sistema energético para permitir el abandono progresivo del gas fósil, así como lograr que el gas renovable y el gas hipocarbónico y el hidrógeno ejerzan un papel importante en la consecución de los objetivos climáticos de la Unión para 2030 y la neutralidad climática para 2050. El presente Reglamento también tiene por finalidad establecer un marco regulador que permita a todos los participantes en el mercado abandonar progresivamente el gas fósil y planificar sus actividades para evitar efectos de dependencia y garantizar una eliminación gradual y oportuna del gas fósil, en particular en todos los sectores pertinentes de la industria y para la calefacción, y les ofrezca incentivos para hacerlo.

(6)

La Estrategia de la UE para el hidrógeno reconoce que, dado que los Estados miembros tienen un potencial diferente para la producción de hidrógeno renovable, un mercado interior abierto y competitivo con un comercio transfronterizo sin obstáculos tiene ventajas significativas para la competencia, la asequibilidad y la seguridad del suministro. Además, la Estrategia de la UE para el hidrógeno destaca que la transición hacia un mercado líquido con un comercio de hidrógeno basado en las materias primas facilitaría la entrada de nuevos productores, sería beneficiosa para una mayor integración con otros portadores energéticos y crearía señales de precios viables para las decisiones sobre inversiones y las decisiones operacionales. Por consiguiente, las normas establecidas en el presente Reglamento deben facilitar la aparición de mercados de hidrógeno y de comercio de hidrógeno basado en las materias primas, así como de centros de comercio líquido. Los Estados miembros deben eliminar los obstáculos indebidos, en particular, las tarifas desproporcionadas en los puntos de interconexión. Las normas vigentes que permiten operaciones comerciales eficientes desarrolladas para los mercados y el comercio de la electricidad y del gas natural deben tomarse en consideración también para el mercado de hidrógeno, teniendo en cuenta no obstante las diferencias inherentes de este. El presente Reglamento establece los principios generales aplicables al funcionamiento del mercado del hidrógeno, pero conviene tener también en cuenta el grado de desarrollo de dicho mercado al aplicar tales principios.

(7)

Apoyar a las regiones intensivas en carbón y emisiones de carbono en la eliminación progresiva de los combustibles fósiles y la introducción gradual de las energías renovables es un elemento clave de la política de transición justa. Dicho apoyo debe procurarse de manera coherente con el marco jurídico pertinente, en particular el Fondo de Transición Justa, establecido por el Reglamento (UE) 2021/1056 del Parlamento Europeo y del Consejo (14), que permite la financiación de tecnologías para las energías renovables. La Comisión desempeña un papel clave a la hora de garantizar este apoyo a las políticas nacionales destinadas a reducir progresivamente la capacidad existente de producción y de extracción de carbón y otros combustibles fósiles sólidos. Este proceso requiere financiación para abordar el impacto social y económico, incluido el reciclaje profesional de la mano de obra con el objetivo de la transición hacia una energía limpia de las regiones que experimentan cambios estructurales. El apoyo a las regiones intensivas en carbón y emisiones de carbono deberá tener en cuenta los objetivos, ámbitos y criterios específicos de cada programa de financiación de la Unión pertinente. El Fondo de Transición Justa no prevé la financiación de tecnologías distintas de las energías renovables.

(8)

La Directiva (UE) 2024/1788 del Parlamento Europeo y del Consejo (15) prevé la posibilidad de un gestor combinado del sistema. Por lo tanto, las normas establecidas en el presente Reglamento no hacen necesario modificar la organización de las redes nacionales que sean compatibles con las disposiciones de dicha Directiva.

(9)

Es necesario precisar los criterios de fijación de las tarifas de acceso a la red, para garantizar que cumplen plenamente el principio de no discriminación y que responden a las necesidades del adecuado funcionamiento del mercado interior, que tienen plenamente en cuenta la integridad del sistema y que reflejan los costes reales incurridos, en la medida en que dichos costes correspondan a los de un gestor de redes eficiente y estructuralmente comparable y sean transparentes, incluyendo al mismo tiempo la rentabilidad adecuada de la inversión, y permitiendo la integración de gas renovable y gas hipocarbónico. Las normas sobre las tarifas de acceso a la red establecidas en el presente Reglamento se completan con nuevas normas sobre dichas tarifas, en particular sobre los códigos de red y las directrices adoptados en virtud del presente Reglamento, en los Reglamentos (UE) 2022/869 (16) y (UE) 2024/1787 (17) del Parlamento Europeo y del Consejo y en la Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo (18) y la Directiva (UE) 2023/1791.

(10)

En general, lo más eficiente es financiar la infraestructura mediante los ingresos obtenidos de los usuarios de dicha infraestructura y evitar las subvenciones cruzadas. Además, las subvenciones cruzadas, en el caso de los activos regulados, serían incompatibles con el principio general de que las tarifas reflejen los costes. En casos excepcionales, no obstante, las subvenciones cruzadas podrían conllevar beneficios para la sociedad, en particular durante las fases iniciales del desarrollo de la red, cuando la capacidad reservada es baja en comparación con la capacidad técnica y hay un alto grado de incertidumbre sobre cuándo se materializará la demanda futura de capacidad. Por tanto, las subvenciones cruzadas podrían contribuir a unas tarifas razonables y previsibles para los usuarios iniciales de la red y reducir los riesgos de la inversión incurridos por los gestores de redes, con lo que podrían contribuir a un clima de inversión que apoye los objetivos de descarbonización de la Unión. Como alternativa a las elevadas tarifas de red esperadas, que de otro modo habrían de cargarse a los primeros usuarios de la red de hidrógeno, los gestores de redes de hidrógeno deben tener la posibilidad de repartir a lo largo del tiempo los costes del desarrollo de la red, permitiendo que los Estados miembros prevean la posibilidad de que los usuarios futuros paguen una parte de los costes iniciales a través de una asignación intertemporal de costes. Dicha asignación intertemporal de costes y su metodología subyacente deben ser aprobados por la autoridad reguladora nacional competente. Los Estados miembros deben tener la posibilidad de acompañar este mecanismo con medidas para cubrir el riesgo financiero de los gestores de redes de hidrógeno, como una garantía estatal, siempre que cumplan lo dispuesto en el artículo 107 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE). Cuando no sea viable financiar las redes a través de tarifas de acceso a la red pagadas por los usuarios de la red, la autoridad reguladora debe tener la posibilidad de permitir transferencias financieras entre servicios regulados separados de las redes de gas natural e hidrógeno, siempre que se cumplan determinadas condiciones. Los costes asociados a los estudios de viabilidad relacionados con la adaptación de las redes de gas natural a las redes de hidrógeno no deben considerarse subvenciones cruzadas. Dichas subvenciones cruzadas no deben ser financiadas por usuarios de redes de otros Estados miembros y por tanto solo sería apropiado obtener financiación para subvenciones cruzadas de puntos de salida hacia los clientes finales del mismo Estado miembro. Es más, puesto que las subvenciones cruzadas son una medida excepcional, debe garantizarse que sean proporcionales, transparentes y limitadas en el tiempo, y que estén establecidas bajo supervisión reguladora, sometidas a notificación a la Comisión y a la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), establecida por el Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo (19).

(11)

El uso de acuerdos basados en el mercado, tales como subastas, para establecer las tarifas debe cumplir la Directiva (UE) 2024/1788 y el Reglamento (UE) 2017/459 de la Comisión (20).

(12)

Es necesario un conjunto mínimo de servicios de acceso de terceros para ofrecer en la práctica un nivel de acceso mínimo común en el conjunto de la Unión, para garantizar que los servicios de acceso de terceros son suficientemente compatibles y para aprovechar las ventajas derivadas del adecuado funcionamiento del mercado interior del gas natural.

(13)

Las normas sobre el acceso de terceros deben basarse en los principios establecidos en el presente Reglamento. La organización de sistemas de entrada-salida, que permiten la libre asignación del gas natural sobre la base de la capacidad firme, fue acogida con satisfacción en el XXIV Foro Europeo de Regulación del Gas (Foro de Madrid), en octubre de 2013. Por tanto, debe introducirse una definición de «sistema de entrada-salida», lo que ayudará a crear condiciones de igualdad para el gas renovable y el gas hipocarbónico conectados bien al nivel del transporte o al de la distribución. La fijación de tarifas de los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de distribución de hidrógeno y la organización de la asignación de capacidad entre los niveles de transporte y de distribución de gas natural e hidrógeno debe ser responsabilidad de las autoridades reguladoras sobre la base de los principios establecidos en la Directiva (UE) 2024/1788.

(14)

El acceso al sistema de entrada-salida debe basarse, generalmente, en la capacidad firme. Los gestores de redes deben estar obligados a cooperar de manera que se maximice la oferta de capacidad firme, lo que, a su vez, permite a los usuarios de la red asignar libremente el gas natural entrante o saliente sobre la base de la capacidad firme a cualquier punto de entrada o de salida de un mismo sistema de entrada-salida.

(15)

Los Estados miembros deben poder establecer una integración regional total o parcial si se fusionan dos o más sistemas de entrada-salida adyacentes. La integración regional parcial debe poder abarcar varias zonas de balance como paso importante hacia la integración de mercados del gas natural fragmentados y la mejora del funcionamiento del mercado interior del gas natural.

(16)

Cuando se lleve a cabo la integración del mercado regional, los gestores de redes de transporte interesados y las autoridades reguladoras deben abordar cuestiones con repercusiones transfronterizas, como las estructuras tarifarias, el régimen de balance, las capacidades en los demás puntos transfronterizos, los planes de inversión y la realización de las tareas de los gestores de redes de transporte y las autoridades reguladoras.

(17)

La capacidad condicional debe ofrecerse únicamente cuando los gestores de redes no puedan ofrecer capacidad firme. Los gestores de redes deben definir las condiciones para esa capacidad condicional sobre la base de limitaciones operacionales de manera clara y transparente. La autoridad reguladora debe aprobar las condiciones y garantizar que el número de productos de capacidad condicional sea limitado para evitar la fragmentación del mercado de gas natural y velar por que se cumpla el principio de facilitar el acceso eficiente de terceros.

(18)

Debe alcanzarse un nivel suficiente de capacidad de interconexión transfronteriza para el gas natural y fomentarse la integración de los mercados, a fin de conseguir la plena realización del mercado interior del gas natural.

(19)

El presente Reglamento tiene por objeto apoyar la producción de biometano sostenible en la Unión. En su documento de trabajo de los servicios de la Comisión, de 18 de mayo de 2022, «Implementing the Repower EU Action Plan: Investment needs, hydrogen accelerator and achieving the bio-methane targets» (Aplicación del Plan de Acción de REPowerEU: necesidades de inversión, acelerador del hidrógeno y consecución de los objetivos de biometano), que acompaña a la Comunicación de la Comisión, de 18 de mayo de 2022 (en lo sucesivo, «Plan REPowerEU»), la Comisión proponía incrementar sustancialmente la producción de biometano sostenible en la Unión, hasta 35 000 millones de metros cúbicos anuales para 2030.

(20)

La cartografía coordinada para el despliegue del biogás y el biometano sirve como instrumento para que los Estados miembros determinen la contribución del biometano a sus trayectorias estimadas de 2021 a 2030, incluido el consumo final bruto total de energía estimado y la capacidad instalada total prevista, conforme a lo establecido en sus planes nacionales integrados de energía y clima. Cuando los Estados miembros hayan establecido trayectorias nacionales para el biogás y el biometano, deben especificar en sus planes nacionales de energía y clima las políticas y medidas para su desarrollo, como la adopción de estrategias nacionales sobre biogás y biometano sostenibles o el establecimiento de objetivos nacionales de producción o consumo anual de biometano, expresados en volúmenes absolutos o como porcentaje del volumen de gas natural consumido por los clientes conectados al sistema de gas natural. Para facilitarlo, la Comisión ha proporcionado a los Estados miembros con un potencial de biometano significativo, un análisis de su potencial nacional, así como sugerencias sobre la mejor manera de aprovecharlo. Además, en virtud del artículo 25, apartado 2, letra b), de la Directiva (UE) 2018/2001, los Estados miembros pueden tener en cuenta el biogás inyectado en la infraestructura nacional de transporte y distribución de gas con vistas a los objetivos del sector del transporte a que se refiere el artículo 25, apartado 1, de dicha Directiva.

(21)

Se requiere una mayor cooperación y coordinación entre los gestores de redes de transporte y, en su caso, los gestores de redes de distribución para crear códigos de red según los cuales se ofrezca y se dé un acceso efectivo y transparente a las redes de transporte a través de las fronteras, así como para garantizar una planificación coordinada y suficientemente previsora y una evolución técnica adecuada del sistema de gas natural de la Unión, incluida la creación de capacidades de interconexión, teniendo debidamente en cuenta el medio ambiente. Los códigos de red deben ajustarse a directrices marco que no tienen carácter vinculante y que son elaboradas por la ACER. La ACER debe intervenir en la revisión, sobre la base de hechos, de los proyectos de códigos de red, incluida su conformidad con las directrices marco, y debe estar facultada para recomendar su adopción a la Comisión. La ACER debe también evaluar las propuestas de modificación de los códigos de red y poder recomendar su adopción a la Comisión. Los gestores de redes de transporte deben operar sus redes de conformidad con estos códigos de red.

(22)

A fin de asegurar una gestión óptima de la red de transporte de gas natural en la Unión, debe establecerse una Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas («REGRT de Gas»). Con el fin de garantizar una representación equitativa de los Estados miembros de pequeño tamaño, no interconectados o aislados, además de los gestores de redes de transporte de gas natural, los gestores de redes de gas natural que se beneficien de una excepción a lo dispuesto en el artículo 60 de la Directiva (UE) 2024/1788 en virtud del artículo 86 de dicha Directiva deben poder ser miembros de la REGRT de Gas. Al aprobar los estatutos de la REGRT de Gas, la Comisión podrá tratar de garantizar una diferenciación adecuada de los derechos de adhesión que refleje la diferente situación de los miembros. Las tareas de la REGRT de Gas deben desempeñarse de conformidad con las normas de competencia de la Unión, que son aplicables a las decisiones de la REGRT de Gas. Las tareas de la REGRT de Gas deben estar bien definidas y sus métodos de trabajo deben ser garantía de eficacia, de transparencia y del carácter representativo de la REGRT de Gas. Si procede, la REGRT de Gas y la Red Europea de Gestores de Redes de Hidrógeno (REGRH) podrán desarrollar conjuntamente códigos de red relativos a cuestiones intersectoriales. Los códigos de red que elabore la REGRT de Gas no tienen por objeto sustituir las necesarias normas técnicas nacionales aplicables a asuntos no transfronterizos. Dado que pueden conseguirse avances más efectivos mediante un planteamiento a nivel regional, los gestores de redes de transporte deben crear estructuras regionales dentro de la estructura general de cooperación, asegurando, al mismo tiempo, que los resultados a nivel regional sean compatibles con los códigos de red y planes no vinculantes de desarrollo de red a nivel de la Unión. La cooperación dentro de esas estructuras regionales presupone la separación efectiva entre, por una parte, las actividades de red y, por otra, las de producción y suministro, sin la cual la cooperación regional entre los gestores de redes de transporte crea un riesgo de actuaciones contrarias a la competencia. Los Estados miembros deben promover la cooperación y hacer un seguimiento de la eficacia de las operaciones de la red a nivel regional. La cooperación a nivel regional debe ser compatible con el progreso hacia unos mercados interiores del gas natural y del hidrógeno competitivos y eficientes.

(23)

Para garantizar una mayor transparencia en lo relativo al desarrollo de la totalidad de la red de transporte de gas natural en la Unión, la REGRT de Gas debe elaborar, publicar y actualizar periódicamente un plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural y no vinculante (en lo sucesivo, «plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural») basado en un modelo hipotético conjunto y en el modelo interconectado. El plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural debe elaborarse con arreglo a un proceso transparente que incluya consultas públicas significativas, con participación de organismos científicos independientes, y que se base en criterios objetivos y científicos. A tal fin, el Consejo Científico Consultivo Europeo sobre Cambio Climático puede aportar información sobre los escenarios del plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural de conformidad con el Reglamento (UE) 2022/869. Dicho plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural debe incluir redes viables de transporte de gas natural y las interconexiones regionales necesarias y pertinentes desde el punto de vista comercial o de la seguridad del suministro. El plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural debe promover el principio de primacía de la eficiencia energética y la integración del sistema energético, y contribuir a la utilización prudente y racional de los recursos naturales y a la consecución de los objetivos climáticos y energéticos de la Unión.

(24)

Para mejorar la competencia mediante un mercado mayorista líquido del gas natural, es vital que el gas natural pueda comercializarse independientemente de su ubicación en el sistema. La única manera de hacerlo es dar a los usuarios de la red libertad para reservar capacidad de entrada y de salida independientemente, creando así un transporte de gas natural por zonas en vez de por itinerarios contractuales. Para garantizar la libertad de reservar capacidad independientemente en los puntos de entrada y de salida, las tarifas fijadas para un punto de entrada no deben guardar relación con las tarifas fijadas para un punto de salida, sino que en lugar de ello deben ofrecerse para esos puntos de manera separada y las tarifas no deben combinar los gastos de entrada y de salida en un único precio.

(25)

Aunque el Reglamento (UE) n.o 312/2014 de la Comisión (21) contempla normas para establecer normas técnicas por las que se crea un régimen de balance, admite varias opciones de diseño para cada régimen de balance que se aplica en un sistema de entrada-salida específico. La combinación de opciones por las que se opte da lugar a un régimen de balance específico que es aplicable en un sistema de entrada-salida concreto, y los que hay en la actualidad reflejan principalmente territorios de los Estados miembros.

(26)

Los usuarios de red deben asumir la responsabilidad de alcanzar un balance en sus aportaciones y retiradas, estableciéndose plataformas de comercio para facilitar el comercio de gas natural entre los usuarios de red. Para garantizar una igualdad de acceso al mercado de gas renovable y gas hipocarbónico, la zona de balance también debe cubrir, en la medida de lo posible, el nivel de la red de distribución. El punto de intercambio virtual debe usarse para intercambiar gas natural entre las cuentas de balance de los usuarios de red.

(27)

Las referencias a los contratos de transporte armonizados en el contexto de un acceso no discriminatorio a la red de los gestores de redes de transporte no implican que los términos y condiciones de los contratos de transporte de un gestor de la red de transporte particular en un Estado miembro deban ser iguales a los de otro gestor de la red de transporte en ese o en otro Estado miembro, a menos que se fijen requisitos mínimos que deban satisfacer todos los contratos de transporte.

(28)

Se necesita una igualdad de acceso a la información relativa al estado físico y a la eficiencia de la red, de manera que todos los participantes en el mercado puedan evaluar la situación general de la oferta y la demanda, y determinar cuáles son los motivos que explican los movimientos de los precios mayoristas. Ello incluye una información más precisa sobre la oferta y la demanda, la capacidad de la red, los flujos y el mantenimiento, el balance y la disponibilidad y el uso del almacenamiento. La importancia de esa información para el buen funcionamiento del mercado exige que se palíen las limitaciones existentes a la publicación por motivos de confidencialidad.

(29)

Los requisitos en cuanto al carácter confidencial de la información sensible a efectos comerciales tienen especial importancia cuando se trata de datos de índole estratégica comercial para la empresa, o cuando para una instalación de almacenamiento de gas natural exista un solo usuario, o en los puntos de salida dentro de una red o red secundaria que no estén conectadas a otras redes de transporte o distribución sino a un solo consumidor industrial final si la publicación de tales datos revela información confidencial en lo que se refiere al proceso de producción de dicho consumidor.

(30)

Para potenciar la confianza en el mercado, es preciso que los participantes en el mercado estén convencidos de que los comportamientos abusivos pueden ser sancionados de forma efectiva, proporcionada y disuasiva. Debe concederse a las autoridades competentes competencias para investigar de manera efectiva las acusaciones de abuso del mercado. Para ello, es necesario que las autoridades competentes tengan acceso a los datos que facilitan información sobre las decisiones operacionales de las empresas de suministro. En el mercado del gas natural, todas estas decisiones son comunicadas a los gestores de redes en forma de reservas de capacidad, nominaciones y flujos efectuados. Los gestores de redes deben mantener esta información fácilmente accesible y a disposición de las autoridades competentes durante un período de tiempo especificado. Además, las autoridades competentes deben hacer un seguimiento periódico de la observancia de las normas por parte de los gestores de redes.

(31)

El acceso a las instalaciones de almacenamiento de gas natural y las instalaciones de gas natural licuado (GNL) es insuficiente en algunos Estados miembros, y, por tanto, es necesario mejorar la aplicación de las normas existentes en lo relativo a la transparencia y los objetivos del plan REPowerEU. Esas mejoras deben tener en cuenta el potencial y la adopción de gas renovable y gas hipocarbónico para esas instalaciones en el mercado interior.

(32)

Unos sistemas de balance de gas natural transparentes y no discriminatorios, dirigidos por los gestores de las redes de transporte, son mecanismos especialmente importantes, en particular para los nuevos participantes en el mercado, que pueden tener más dificultades para equilibrar sus ventas globales que empresas ya establecidas en un mercado determinado. En consecuencia, es necesario establecer normas que garanticen que los gestores de las redes de transporte apliquen esos mecanismos de forma compatible con unas condiciones de acceso real a la red transparentes y no discriminatorias.

(33)

Las autoridades reguladoras deben garantizar el cumplimiento de las normas del presente Reglamento y de los códigos de red y de las directrices adoptados con arreglo al mismo.

(34)

En las directrices establecidas en un anexo se definen normas más detalladas. Cuando proceda, estas normas deben evolucionar con el tiempo teniendo en cuenta las diferencias entre las redes nacionales de gas natural y el desarrollo de estas.

(35)

Al proponer la modificación de las directrices establecidas en el anexo, la Comisión debe asegurar la consulta previa de las partes afectadas por dichas directrices, representadas por las organizaciones profesionales, y de los Estados miembros dentro del Foro de Madrid.

(36)

Los Estados miembros y las autoridades nacionales competentes han de facilitar a la Comisión, previa solicitud, información pertinente. La solicitud de información debe incluir las razones por las que esta información es necesaria a efectos de la aplicación del presente Reglamento. La Comisión debe tratar dicha información de forma confidencial.

(37)

El presente Reglamento y los códigos de red y las directrices adoptados en virtud de estese entienden sin perjuicio de la aplicación de las normas de competencia de la Unión.

(38)

Los Estados miembros y las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía deben cooperar estrechamente en todos los asuntos relacionados con el desarrollo de una región integrada del comercio de gas natural y no deben adoptar medidas que pongan en peligro el avance de la integración de los mercados del gas natural ni la seguridad del suministro de los Estados miembros y las Partes contratantes.

(39)

La transición energética y la integración progresiva del mercado del gas natural requieren mayor transparencia en lo relativo a los ingresos autorizados u objetivo del gestor de red de transporte. Diversas decisiones relacionadas con las redes de gas natural han de basarse en esa información. Por ejemplo, la transferencia de activos de transporte desde un gestor de red de gas natural hasta un gestor de red de hidrógeno o la puesta en marcha de un mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte exigen más transparencia de la existente en la actualidad. Además, los análisis de la evolución de las tarifas a largo plazo exigen claridad tanto en la demanda de gas natural como en las proyecciones de costes. Es probable que la transparencia con respecto a los ingresos autorizados facilite las previsiones de costes. En particular, las autoridades reguladoras deben facilitar periódicamente información sobre la metodología utilizada para calcular los ingresos de los gestores de redes de transporte, el valor de la base de activos regulados de estos y su depreciación con el tiempo, el valor de los gastos operacionales, el coste de capital aplicado a los gestores de redes de transporte y los incentivos y las primas aplicados, así como la evolución a largo plazo de las tarifas de transporte sobre la base de los cambios previstos en los ingresos autorizados u objetivo de los gestores de redes de transporte y en la demanda de gas natural. A fin de garantizar la coordinación adecuada del proceso de recopilación e interpretación de los datos para el estudio transparente y reproducible de comparación de la eficiencia de los gestores de redes de transporte, la ACER debe trabajar en colaboración con los gestores de redes de transporte y la REGRT de Gas.

(40)

El gasto de los gestores de redes de transporte es predominantemente costes fijos. Su modelo de negocio y los marcos reguladores nacionales vigentes se basan en la hipótesis de una utilización a largo plazo de las redes, que conlleva largos períodos de depreciación: de 30 a 60 años. Por tanto, en el contexto de la transición energética, las autoridades reguladoras deben ser capaces de anticipar la reducción de la demanda de gas natural para modificar los procedimientos reguladores en su debido momento y evitar situaciones en que la recuperación de costes de los gestores de redes de transporte mediante las tarifas amenace la asequibilidad del gas natural para los consumidores debido a un aumento de la relación entre los costes fijos y la demanda de gas natural. Cuando sea necesario podrían, por ejemplo, modificarse el perfil de depreciación o la remuneración de los activos de transporte.

(41)

Debe aumentar la transparencia de los ingresos autorizados u objetivo de los gestores de redes de transporte para permitir que los usuarios de las redes realicen evaluaciones comparativas y análisis. La transparencia también debe incrementarse para facilitar la cooperación transfronteriza y el establecimiento de mecanismos de compensación entre gestores de redes de transporte, bien para la integración regional o bien para la aplicación de descuentos tarifarios al gas renovable y al gas hipocarbónico, como se establece en el presente Reglamento.

(42)

A fin de explotar las ubicaciones más económicas para la producción de gas renovable y gas hipocarbónico, los usuarios de la red deben beneficiarse de descuentos en las tarifas basadas en la capacidad. Estos descuentos podrían incluir un descuento para la inyección desde instalaciones de producción de gas renovable y gas hipocarbónico, un descuento para las tarifas en los puntos de entrada y los puntos de salida desde y hacia instalaciones de almacenamiento de gas natural, y un descuento sobre las tarifas transfronterizas en los puntos de interconexión entre los Estados miembros. Las autoridades reguladoras deben poder decidir no aplicar los descuentos a dichas tarifas en determinadas circunstancias. En caso de cambio en el valor de los descuentos no transfronterizos, la autoridad reguladora debe alcanzar un equilibrio entre el interés de los usuarios y de los gestores de redes, teniendo en cuenta marcos financieros estables concebidos específicamente para las inversiones existentes, en particular para las instalaciones de producción de renovables. Cuando sea posible, deben proporcionarse indicadores o condiciones para la modificación del descuento con la antelación suficiente al momento en que se tome la decisión de modificarlo. Ese descuento no debe afectar a la metodología general de fijación de tarifas, sino que debe aplicarse con posterioridad a la tarifa pertinente. Para que los usuarios de la red se beneficien del descuento deben presentar al gestor de red de transporte la información necesaria basada en un certificado de sostenibilidad registrado en la base de datos de la Unión a que se refiere el artículo 31 bis de la Directiva (UE) 2018/2001.

(43)

La disminución de ingresos debida a la aplicación de descuentos debe ser tratada como una disminución general de ingresos, por ejemplo, por la reducción de ventas de capacidad, y sería necesario recuperarla mediante las tarifas en el momento oportuno, por ejemplo mediante un incremento de las tarifas específicas de conformidad con las normas generales establecidas en el presente Reglamento.

(44)

Con el fin de aumentar la eficiencia de las redes de distribución de gas natural en la Unión y de asegurar una estrecha cooperación entre los gestores de redes de transporte y con la REGRT de Gas, así como de aumentar la eficiencia de las redes de distribución de hidrógeno en la Unión y de asegurar una estrecha cooperación entre los gestores de la red de transporte de hidrógeno y con la REGRH, conviene establecer una entidad europea de los gestores de redes de distribución de gas (en lo sucesivo, «entidad de los GRD de la UE»). La entidad de los GRD de la UE debe incluir también a los gestores de redes de distribución de gas natural y debe poder incluir a los gestores de redes de distribución de hidrógeno. Las tareas de la entidad de los GRD de la UE deben estar bien definidas y sus métodos de trabajo deben ser garantía de eficacia, de transparencia y del carácter representativo de los gestores de redes de distribución y de redes de distribución de hidrógeno de la Unión. La entidad de los GRD de la UE debe tener libertad para establecer sus estatutos y su reglamento interno teniendo en cuenta las diferencias entre los sectores del gas natural, del hidrógeno y de la electricidad. La entidad de los GRD de la UE debe cooperar estrechamente con la REGRT de Gas y con la REGRH en la preparación e implementación de los códigos de red, cuando corresponda, y debe ofrecer directrices sobre la integración, entre otros, de la generación distribuida y otros ámbitos relacionados con la gestión de las redes de distribución.

(45)

Los gestores de redes de distribución ejercen un papel importante en la integración del gas renovable y el gas hipocarbónico en la red dado que, por ejemplo, en torno a la mitad de la capacidad de producción de biometano está conectada a la red de distribución. A fin de facilitar la participación de dicho gas en el mercado mayorista, las instalaciones de producción conectadas a la red de distribución en todos los Estados miembros deben tener acceso al punto de intercambio virtual. Es más, en virtud del presente Reglamento, los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte deben colaborar para permitir los flujos inversos desde la red de distribución a la red de transporte, o para garantizar la integración del sistema de distribución por medios alternativos, lo que equivale en efecto a facilitar la integración del gas renovable y el gas hipocarbónico en el mercado.

(46)

El mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural, y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno pueden desempeñar un papel fundamental en la consecución de los objetivos de la política energética de la Unión: transparencia del mercado, descarbonización, diversificación y seguridad del suministro.

(47)

El mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno contribuyen a la unidad del mercado de la energía de la Unión mejorando la transparencia y garantizando la visibilidad de la demanda de fuentes de energía en todos los Estados miembros para los proveedores afectados.

(48)

La agregación de la demanda de gas natural puede mejorar el acercamiento internacional a los proveedores de gas natural, ya sea por gasoducto o de GNL, lo que es esencial para contribuir a la consecución de los objetivos de la política energética de la Unión y la unidad del mercado de la energía de la Unión. En particular, con una coordinación mucho más estrecha con los Estados miembros y entre ellos en lo que respecta a terceros países mediante el mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, se garantizaría un uso más eficaz del peso colectivo de la Unión.

(49)

La agregación de la demanda de gas natural puede contribuir a los objetivos de descarbonización de la Unión mediante la incorporación de normas medioambientales en la agregación de la demanda y la recogida de ofertas. La puesta en marcha del mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno también puede contribuir a alcanzar esos objetivos.

(50)

El mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural establecido con arreglo al presente Reglamento debe comprender varias etapas, empezando por que las compañías de gas natural o las empresas consumidoras de gas natural establecidas en la Unión tengan la posibilidad de agregar su demanda de gas natural a través de un proveedor de servicios contratado por la Comisión. Ello permitiría a los proveedores de gas hacer ofertas sobre la base de grandes volúmenes agregados, en lugar de muchas ofertas más pequeñas a compradores que manifiestan su interés individualmente. A continuación, el proveedor de servicios recogería las ofertas de suministro y las casaría con las cantidades de gas natural previamente agregadas. La negociación y celebración de contratos de compra de gas natural tras la agregación de la demanda deben ser voluntarias.

(51)

La agregación de la demanda puede garantizar una mayor igualdad de acceso de las compañías de todos los Estados miembros a fuentes de gas natural nuevas o adicionales y dar lugar a condiciones contractuales competitivas para la compra de gas natural a los Estados miembros y a terceros países, en beneficio de los clientes finales. La agregación de la demanda debe seguir apoyando también a las compañías que anteriormente compraban gas natural solo o principalmente a un único proveedor, ayudándolas a obtener suministros de gas natural de suministradores o proveedores alternativos de gas natural en condiciones ventajosas. La agregación de la demanda podría mejorar la posición de tales compañías en los mercados mundiales de GNL.

(52)

La Comisión debe velar por que los proveedores de servicios organicen sus tareas con arreglo a lo dispuesto en el presente Reglamento, teniendo en cuenta los objetivos del mecanismo y las especificidades del gas natural. En particular, al asignar las ofertas de suministro de gas natural entre las compañías que agregan la demanda, los proveedores de servicios deben aplicar métodos que no discriminen entre participantes pequeños y grandes. Por ejemplo, los proveedores de servicios deben asignar las ofertas de suministro de gas natural en proporción a los volúmenes declarados por cada empresa como demanda. Esto podría ser pertinente cuando la oferta no cubra suficientemente la demanda de gas natural en el mercado de energía de la Unión. La Comisión debe especificar en el pliego de condiciones pertinente los correspondientes requisitos aplicables a las tareas de los prestadores de servicios.

(53)

La Comisión debe contratar los servicios necesarios de los proveedores de servicios a través de los procedimientos de contratación pertinentes con arreglo al Reglamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento Europeo y del Consejo (22), a fin de aplicar los mecanismos establecidos en el marco del presente Reglamento. Con el fin de salvaguardar los intereses esenciales de seguridad o la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro, los servicios deben adquirirse a proveedores de servicios establecidos en la Unión.

(54)

El proceso de agregación de la demanda de gas natural debe llevarlo a cabo un proveedor de servicios adecuado. La agregación de la demanda y compra de gas natural es un proceso complejo en el que se deben tener en cuenta diversos elementos que no se limitan a los precios, sino que deben incluir también los volúmenes, los puntos de entrega y otros parámetros. Habida cuenta de la importancia de los servicios relacionados con la agregación de la demanda de gas natural y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno para la transparencia, la diversificación, la descarbonización y la seguridad del suministro de la Unión, en particular en caso de deterioro de la situación de la seguridad del suministro, las empresas que sean objeto de medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del Tratado de la Unión Europea (TUE) o del artículo 215 del TFUE, o que sean propiedad o estén bajo el control directo o indirecto de cualquier persona física o jurídica, entidad u organismo objeto de dichas medidas restrictivas de la Unión, o que actúen en nombre o bajo la dirección de cualquier persona física o jurídica, entidad u organismo objeto de dichas medidas restrictivas de la Unión, deben quedar excluidas de convertirse en proveedores de servicios de agregación de la demanda de gas natural o proveedor de servicios para el mecanismo de apoyo al desarrollo del mercado del hidrógeno. La Comisión debe especificar en el pliego de condiciones los requisitos aplicables a los prestadores de servicios.

(55)

Los consumidores industriales que utilizan el gas de forma intensiva en sus procesos de producción, como los productores de fertilizantes, acero, cerámica y vidrio, pueden beneficiarse también de la agregación de la demanda, que les permite poner en común su demanda, contratar suministros de gas natural y GNL y estructurarlos en función de sus necesidades particulares. El proceso de organización de la compra conjunta debe tener normas transparentes sobre cómo participar en ella y debe garantizar su apertura.

(56)

El mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural, y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno deben estar abiertos a las compañías establecidas en la Unión y, dada la estrecha armonización con el acervo de la Unión en materia de energía y el mercado interior de la energía, a las empresas establecidas en las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía, siempre que se hayan adoptado las medidas o disposiciones necesarias.

(57)

No obstante, con el fin de eliminar gradualmente las dependencias existentes o evitar nuevas dependencias de la Unión respecto del gas natural o el hidrógeno suministrado por empresas de terceros países objeto de medidas restrictivas de la Unión y de proteger los intereses esenciales de seguridad, el mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno no deben estar abiertos a las empresas objeto de medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del TUE o del artículo 215 del TFUE, o que sean propiedad o estén bajo el control, directa o indirectamente, de una persona física o jurídica, entidad u organismo objeto de dichas medidas restrictivas o actúen en su nombre o bajo su dirección. Por lo tanto, dichas empresas deben quedar excluidas de la participación en ambos mecanismos, en particular como proveedoras o compradoras.

(58)

Para participar efectivamente en la compra conjunta de gas natural y celebrar acuerdos de gas natural con los suministradores, las empresas pueden crear consorcios o establecer otras formas de cooperación con el fin de negociar conjuntamente determinadas condiciones de compra, como los volúmenes, las condiciones de entrega de los puntos y plazos de compra, dentro de los límites establecidos en el Derecho de la Unión. No obstante, las compañías que participen en compras conjuntas deben garantizar que la información intercambiada directa o indirectamente se limite a lo estrictamente necesario para alcanzar el objetivo perseguido. El establecimiento y la ejecución de compra conjunta en el marco del presente Reglamento deben llevarse a cabo de conformidad con las normas de competencia de la Unión, en particular los artículos 101 y 102 del TFUE.

(59)

La protección de la información sensible a efectos comerciales reviste la máxima importancia cuando la información se pone a disposición de la Comisión, del Comité de Dirección, de los grupos de coordinación, de los grupos de expertos o del proveedor de servicios. Por consiguiente, la Comisión debe utilizar instrumentos eficaces para proteger esta información contra todo acceso no autorizado y riesgos de ciberseguridad. Todo dato personal que pueda ser tratado como parte del mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural y el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno debe tratarse de conformidad con los Reglamentos (UE) 2016/679 (23) y (UE) 2018/1725 (24) del Parlamento Europeo y del Consejo.

(60)

La guerra de agresión no provocada e injustificada de Rusia contra Ucrania desde febrero de 2022, apoyada por Bielorrusia, y las consiguientes instrumentalizaciones como arma de la reducción del suministro de gas natural y la manipulación de los mercados mediante interrupciones intencionadas de los flujos de gas han puesto de manifiesto la vulnerabilidad y la dependencia de la Unión y sus Estados miembros, que tienen un potencial evidente de repercutir de manera directa y grave en sus intereses esenciales en materia de seguridad y en la seguridad del suministro de energía. Al mismo tiempo, las fuentes alternativas de suministro de gas procedentes del mercado mundial de GNL crecieron muy modestamente en 2022 y 2023. Está previsto que se ponga en servicio una gran capacidad adicional de licuefacción de GNL, pero esto ocurrirá tan solo a lo largo de 2025. Por lo tanto, los mercados mundiales del gas natural siguen siendo muy restrictivos y se espera que continúen así durante un cierto tiempo, lo que da lugar a una situación de vulnerabilidad persistente para la Unión y sus Estados miembros. En dicho contexto, es conveniente adoptar medidas para hacer frente a esa vulnerabilidad persistente.

(61)

El mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural es un instrumento importante para organizar la diversificación de los suministros de gas natural y la eliminación gradual de la dependencia del gas natural ruso de muchos Estados miembros, en consonancia con la Comunicación de la Comisión, de 8 de marzo de 2022, titulada «REPowerEU: Acción conjunta para una energía más asequible, segura y sostenible» (en lo sucesivo, «REPowerEU»). Con el fin de proteger los intereses esenciales de seguridad de la Unión o de un Estado miembro, en aras de salvaguardar la seguridad del suministro y para permitir la eliminación gradual efectiva y rápida de la dependencia del gas natural, no deben ofrecerse a través del mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural hasta el 31 de diciembre de 2025 suministros de gas natural originario de instalaciones de GNL situadas en la Federación de Rusia o Bielorrusia ni suministros de GNL procedente de instalaciones de GNL situadas en la Federación de Rusia o Bielorrusia. Después de esa fecha, la Comisión debe poder decidir que se excluya temporalmente el suministro de gas natural originario de la Federación de Rusia o Bielorrusia o el suministro de GNL de instalaciones de GNL allí situadas por períodos de hasta un año, que deben poder renovarse si está justificado, cuando sea necesario para proteger los intereses esenciales de seguridad o la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro. Estas limitaciones no deben perturbar indebidamente el buen funcionamiento del mercado interior del gas natural y los flujos transfronterizos de gas natural entre Estados miembros, no deben socavar la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro, deben respetar el principio de solidaridad energética y deben adoptarse de conformidad con los derechos y obligaciones de la Unión o de los Estados miembros con respecto a terceros países.

(62)

La Comisión debe adoptar las medidas adecuadas disponibles para garantizar que la exclusión de los suministros de gas natural o GNL procedente de instalaciones de GNL situadas en la Federación de Rusia o Bielorrusia, así como los suministros de GNL procedente de instalaciones de GNL situadas en la Federación de Rusia o Bielorrusia, del mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural sea efectiva. A este respecto, la Comisión debe solicitar al prestador de servicios pertinente que lleve a cabo las verificaciones necesarias. Dichas verificaciones podrían adoptar la forma, entre otras cosas, de una solicitud de los suministradores o los productores de gas natural que participen en el mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural de que se faciliten los documentos de transporte pertinentes al entregar los suministros, cuando sea técnicamente viable. Además, debe solicitarse a los participantes en el mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural que ofrezcan garantías sobre el cumplimiento de su obligación de no ofrecer o suministrar gas natural o GNL originario de instalaciones de GNL situadas en la Federación de Rusia o Bielorrusia, cuando proceda.

(63)

La Comisión debe estar asistida por un Comité de Dirección compuesto por representantes de los Estados miembros y de la Comisión con el fin de facilitar la coordinación y el intercambio de información en relación con la agregación de la demanda de gas natural. La participación de los Estados miembros debe ser voluntaria y depende, en particular, del orden del día de las reuniones del Comité de Dirección.

(64)

El hidrógeno es un portador energético de características diferentes a las del gas natural en términos de calidad, medios de transporte y pautas de demanda. Sigue habiendo, asimismo, una brecha significativa entre los costes de la producción de hidrógeno renovable e hipocarbónico y el precio de mercado de alternativas menos sostenibles, lo que puede hacer necesaria una intervención pública para ofrecer incentivos hasta que los electrolizadores y otras tecnologías e insumos relacionados con el hidrógeno sean suficientemente competitivos.

(65)

No obstante, la Unión tiene un fuerte potencial de producción de hidrógeno renovable e hipocarbónico. A este respecto, la Comisión puso en marcha la iniciativa del Banco Europeo del Hidrógeno en marzo de 2023. El Banco Europeo del Hidrógeno expone una serie de actividades mediante las cuales la Comisión facilita la creación de un mercado del hidrógeno de la Unión, posibilita los suministros de socios internacionales fiables y recopila y difunde información sobre el desarrollo del mercado del hidrógeno de la Unión y sobre la financiación de proyectos de hidrógeno. Dichas actividades se llevan a cabo en el marco de los instrumentos jurídicos vigentes pertinentes, como la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (25). Los instrumentos voluntarios aplicados al hidrógeno en el marco del Banco Europeo del Hidrógeno, en particular el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, deben centrarse en la aceleración de la expansión de la producción y el desarrollo del mercado de hidrógeno en la Unión, en particular aumentando la transparencia de la demanda, la oferta, los flujos y los precios de hidrógeno y desempeñando un papel de coordinación, conectando a productores y consumidores y facilitando la combinación con los instrumentos financieros existentes.

(66)

En el contexto del trabajo realizado en el marco del Banco Europeo del Hidrógeno, la Comisión debe poder establecer el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, con una atención especial a la producción basada en la Unión. Habida cuenta de las características del hidrógeno y del mercado del hidrógeno, dicho mecanismo debe establecerse por un período limitado con el fin de determinar las herramientas más eficaces para identificar la demanda y la oferta de hidrógeno en la Unión y explorar los mecanismos de mercado e infraestructuras óptimos.

(67)

El acceso a la información para proveedores y compradores en el contexto del mecanismo de apoyo al desarrollo del mercado del hidrógeno debe estar supeditado al consentimiento de tales empresas y al cumplimiento del Derecho de la competencia de la Unión.

(68)

La Comisión debe poder poner en funcionamiento ella misma el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno o debe poder hacerlo a través de los proveedores de servicios pertinentes. Si la Comisión decide poner en funcionamiento dicho mecanismo a través de un prestador de servicios, deben aplicarse las disposiciones del presente Reglamento relativas a los contratos con prestadores de servicios, los criterios de selección de prestadores de servicios y las tareas de los prestadores de servicios.

(69)

El mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno podría consistir en instrumentos centrados en la transparencia, la visibilidad del desarrollo del mercado y la evaluación voluntaria de la demanda. Dicho mecanismo debe ponerse en funcionamiento en el marco del Banco Europeo del Hidrógeno. El Banco Europeo del Hidrógeno debe coordinar la información sobre la oferta, la demanda, los flujos y los precios del hidrógeno para reforzar la confianza en el mercado del hidrógeno en desarrollo y proporcionar una mayor visibilidad de la demanda a productores de hidrógeno y compradores de hidrógeno. El mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno debe tener en cuenta la madurez y la liquidez del mercado del hidrógeno, así como la disponibilidad de infraestructuras.

(70)

Si la Comisión crea un grupo de coordinación para asuntos relacionados con el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, dicho grupo de coordinación debe dedicarse específicamente al hidrógeno.

(71)

Los esfuerzos de la Unión destinados a eliminar gradualmente la dependencia existente del suministro de gas natural procedente de la Federación de Rusia y evitar nuevas dependencias y a proteger los intereses esenciales de seguridad de la Unión y de los Estados miembros deben reflejarse también en el contexto del mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, en vista asimismo de la instrumentalización como arma del suministro de energía por parte de la Federación de Rusia, como demuestran la reducción de los suministros de gas natural y las interrupciones de los flujos de gas natural. Por consiguiente, en el marco del mecanismo de apoyo al desarrollo del mercado del hidrógeno, la Comisión debe tener la posibilidad de restringir, mediante una decisión de ejecución, las actividades relativas a la evaluación de las ofertas en lo que respecta a los suministros de hidrógeno originarios de la Federación de Rusia o Bielorrusia. Dicha decisión debe adoptarse únicamente cuando ello sea necesario para proteger los intereses esenciales de seguridad de la Unión y de los Estados miembros y debe basarse en los mismos principios aplicables a la participación en el mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural, pero adaptados a las actividades emprendidas a través del mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno. En particular, el calendario para la adopción y la evaluación previa de dicha decisión debe adaptarse al inicio previsto del funcionamiento del mecanismo.

(72)

Antes de que expire el mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, y a más tardar el 31 de diciembre de 2029, la Comisión debe presentar un informe al Parlamento Europeo y al Consejo en el que se evalúen los resultados de dicho mecanismo y, en particular, su contribución al desarrollo del mercado del hidrógeno en la Unión. Sobre la base de dicha evaluación, la Comisión debe poder presentar una propuesta legislativa independiente para desarrollar un mecanismo voluntario de agregación de la demanda y la compra conjunta de hidrógeno.

(73)

La integración de volúmenes cada vez mayores de gas renovable y gas hipocarbónico en la red de gas natural de la Unión cambiará la calidad del gas natural transportado y consumido en la Unión. Para garantizar el flujo transfronterizo de gas natural libre de obstáculos, mantener la interoperabilidad de los mercados y permitir la integración de estos, es necesario aumentar la transparencia en cuanto a la calidad del gas y a los costes de su gestión, ofrecer un enfoque armonizado sobre las funciones y responsabilidades de las autoridades reguladoras y los gestores de las redes, y reforzar la coordinación transfronteriza. Al tiempo que se garantiza un enfoque armonizado sobre la calidad del gas para los puntos de interconexión transfronterizos, se debe mantener la flexibilidad de los Estados miembros en lo que respecta a la aplicación de normas de calidad del gas en sus redes nacionales de gas natural.

(74)

El mezclado de hidrógeno en el sistema de gas natural debe ser el último recurso, pues es menos eficiente que el uso del hidrógeno en forma pura, y reduce el valor del hidrógeno. También afecta a la explotación de la infraestructura del gas natural, las aplicaciones de los usuarios finales y la interoperabilidad de los sistemas transfronterizos. Por consiguiente, debe darse prioridad a la producción y el uso de hidrógeno en forma pura y a su transporte en el sistema específico de hidrógeno. Debe hacerse todo lo posible por evitar el uso del hidrógeno en aplicaciones en las que existan alternativas más eficientes en cuanto al consumo de energía. El derecho de los Estados miembros a decidir sobre si deben aplicar el mezclado de hidrógeno en sus redes nacionales de gas natural debe respetarse. Al mismo tiempo, el riesgo de segmentación del mercado se limitaría mediante un enfoque armonizado sobre el mezclado de hidrógeno en el sistema de gas natural, en forma de un límite máximo permitido a escala de la Unión en los puntos de interconexión transfronterizos entre los Estados miembros, donde los gestores de redes de transporte deban aceptar gas natural con un nivel de mezclado de hidrógeno inferior a ese límite. Las redes de transporte adyacentes tendrían libertad para acordar niveles superiores o inferiores de mezclado de hidrógeno para puntos de interconexión transfronterizos. A la hora de considerar tales acuerdos, los Estados miembros deben consultar a los demás Estados miembros si es probable que se vean afectados por la medida y tener en cuenta la situación en dichos países.

(75)

Es esencial contar con un proceso firme de coordinación transfronteriza y de solución de conflictos entre los gestores de redes de transporte sobre la calidad del gas, incluso sobre las mezclas de biometano e hidrógeno, para facilitar el transporte eficiente de gas natural entre distintas redes en la Unión y, de esa manera, avanzar hacia una mayor integración del mercado interior. Los requisitos sobre una mayor transparencia de los parámetros de calidad del gas, como el poder calorífico bruto, el índice de Wobbe y el contenido de oxígeno, y de las mezclas de hidrógeno y su desarrollo con el tiempo, combinados con las obligaciones de seguimiento e informes, deben contribuir al buen funcionamiento de un mercado interior del gas natural abierto y eficiente.

(76)

Los Estados miembros deben seguir teniendo la posibilidad de emplear sus especificaciones originales en materia de calidad del gas cuando sus autoridades reguladoras o la ACER decidan mantener una restricción transfronteriza causada por diferencias en los niveles o prácticas de mezcla de hidrógeno. La posibilidad de mantener dicha restricción transfronteriza es especialmente importante en los Estados miembros con un único punto de interconexión o en los que los volúmenes de gas natural entran principalmente a través de un único punto de interconexión. A fin de garantizar unos flujos transfronterizos sin trabas y preservar la integridad del mercado interior de la energía, las autoridades reguladoras interesadas y la ACER, si procede, deben estar facultadas para reanudar el proceso común de solución de conflictos de forma continua, a fin de reflejar la evolución que se produzca en los mercados y tecnologías del gas natural.

(77)

Las normas de interoperabilidad y de intercambio de datos para la red de gas natural que establece el Reglamento (UE) 2015/703 de la Comisión (26) son fundamentales, especialmente en relación con los acuerdos de interconexión, incluyen las normas para el control del flujo, los principios de medición de la cantidad y la calidad del gas natural, las normas para el proceso de casación y para la para la asignación de cantidades de gas natural, los procedimientos de comunicación en caso de circunstancias excepcionales; el conjunto común de unidades; la calidad del gas, incluidas normas para la gestión de las restricciones al comercio transfronterizo debidas a las diferencias de calidad del gas y debidas a diferencias en las prácticas de odorización, la supervisión a corto y largo plazo de la calidad del gas, y el suministro de información; el intercambio de datos y la información sobre la calidad del gas; y la transparencia, la comunicación, el suministro de información y la cooperación entre los participantes pertinentes en el mercado.

(78)

A fin de asegurar una gestión óptima de la red de hidrógeno de la Unión y de permitir el comercio y el suministro de hidrógeno a través de las fronteras de la Unión, debe establecerse la REGRH. Las tareas de la REGRH deben desempeñarse de conformidad con las normas de competencia de la Unión. Las tareas de la REGRH deben estar bien definidas y sus métodos de trabajo debe ser garantía de eficacia, de transparencia y del carácter representativo de la REGRH. Si procede, la REGRT de Gas y la REGRH pueden desarrollar conjuntamente códigos de red relativos a cuestiones intersectoriales.

(79)

A fin de garantizar que estén representados en la REGRH todos los Estados miembros en proceso de desarrollo de redes de transporte de hidrógeno, estos deben, como excepción a lo dispuesto en una normativa general de pertenencia a la REGRH establecida en el presente Reglamento, poder designar a un gestor de la red de transporte de hidrógeno que se beneficie de una excepción a lo dispuesto en el artículo 68 de la Directiva (UE) 2024/1788 como miembro de la REGRH, siempre que el gestor esté establecido en un Estado miembro en el que ningún otro gestor de la red de transporte de hidrógeno sea miembro de la REGRH. Los Estados miembros que aún no dispongan de un gestor específico de la red de transporte de hidrógeno, pero que tengan previsto desarrollar una red de transporte de hidrógeno de conformidad con sus planes nacionales integrados de energía y clima, deben poder designar a una entidad como socio en la REGRH para que sea informada del trabajo realizado por la REGRH y, como tal, pueda asistir a las reuniones de reunión, consejo y comité y participar en grupos de trabajo, hasta que sus gestores de redes de hidrógeno se conviertan en miembros de la REGRH. A tal fin, los Estados miembros pueden delegar en el representante de una asociación nacional dedicada a cuestiones relacionadas con el hidrógeno.

(80)

A fin de asegurar la transparencia en el desarrollo de la red de hidrógeno en la Unión, la REGRH debe establecer, publicar y actualizar periódicamente un plan decenal de desarrollo de la red, no vinculante y a escala de la Unión, para el hidrógeno (en lo sucesivo, «plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno») que esté dirigido a las necesidades de los mercados de hidrógeno en desarrollo. El plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno debe incluir redes de transporte de hidrógeno viables y las interconexiones necesarias, pertinentes desde el punto de vista comercial. La REGRH debe participar en el desarrollo del análisis de costes y beneficios de todo el sistema energético —incluido el modelo interconectado del mercado y la red de la energía que abarque la infraestructura de transporte de electricidad, gas natural e hidrógeno, así como el almacenamiento, el GNL y los electrolizadores—, los modelos hipotéticos para los planes decenales de desarrollo de la red y el informe de identificación de lagunas en las infraestructuras, como se establece en los artículos 11, 12 y 13 del Reglamento (UE) 2022/869 para el desarrollo de las listas de la Unión de proyectos de interés común y proyectos de interés mutuo. Con ese fin, la REGRH debe cooperar estrechamente con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («REGRT de Electricidad») y la REGRT de Gas para facilitar la integración de las redes de energía.

(81)

Para facilitar la integración del sistema energético, aprovechar las sinergias y apoyar la eficiencia global del sistema, la REGRH, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas deben cooperar estrechamente en la planificación de la red integrada a escala de la Unión. Dicha cooperación debe abarcar la preparación de los modelos hipotéticos conjuntos para la electricidad, el hidrógeno y el gas natural, los informes coordinados sobre las lagunas en las infraestructuras, los proyectos coherentes de metodologías para el análisis de costes y beneficios de todo el sistema energético y el modelo integrado en virtud de los artículos 11, 12 y 13 del Reglamento (UE) 2022/869. Para que tal cooperación sea eficiente, la REGRH, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas deben crear grupos de trabajo comunes que preparen dichas contribuciones. Durante el período transitorio hasta el 1 de enero de 2027, la REGRT de Gas debe elaborar el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno de 2026. A tal fin, la REGRT de Gas debe implicar plenamente a los gestores de redes de transporte de hidrógeno y a la REGRH tan pronto como se establezca la REGRH. El plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno de 2026 debe constar de dos capítulos separados, uno para el hidrógeno y otro para el gas natural. La REGRH debe desarrollar el plan de desarrollo de la red a escala de la Unión de 2028 para el hidrógeno en consonancia con la planificación integrada de la red a escala de la Unión en virtud del presente Reglamento.

(82)

Las tareas realizadas por la REGRH son de interés para todos los participantes en el mercado. Por tanto, es esencial contar con un proceso de consulta eficaz. En general, la REGRH, en cooperación con otros participantes pertinentes en el mercado y con sus asociaciones, debe buscar experiencia con la planificación, el desarrollo y la explotación de infraestructuras, basarse en esa experiencia e integrarla en su labor.

(83)

Dado que podrían conseguirse avances más efectivos mediante un planteamiento a nivel regional, los gestores de redes de transporte de hidrógeno deben crear estructuras regionales dentro de la estructura general de cooperación, asegurando, al mismo tiempo, que los resultados a nivel regional sean compatibles con los códigos de red y planes decenales no vinculantes de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno. Los Estados miembros deben promover la cooperación y hacer un seguimiento de la eficacia de la red a nivel regional.

(84)

Los requisitos de transparencia son necesarios para garantizar que se pueda generar confianza en los mercados de hidrógeno emergentes en la Unión entre los participantes en el mercado. Se necesita una igualdad de acceso a la información relativa al estado físico y al funcionamiento del sistema de hidrógeno, de manera que todos los participantes en el mercado puedan evaluar la situación general de la oferta y la demanda, y determinar cuáles son los motivos que explican la evolución del precio de mercado. La información siempre debe divulgarse de manera inteligible, fácilmente accesible y no discriminatoria.

(85)

La REGRH debe establecer una plataforma central, basada en internet, para ofrecer todos los datos pertinentes que permitan a los participantes en el mercado obtener un acceso efectivo a la red de hidrógeno.

(86)

Las condiciones de acceso a las redes de hidrógeno en la fase inicial de desarrollo del mercado del hidrógeno deben garantizar la explotación eficiente, la no discriminación y la transparencia para los usuarios de la red de hidrógeno, y al mismo tiempo mantener una flexibilidad suficiente para los gestores de redes de hidrógeno. La limitación de la duración máxima de los contratos de capacidad debe reducir el riesgo de congestión contractual y de acaparamiento de capacidad.

(87)

Se deben establecer en el presente Reglamento condiciones generales para permitir el acceso de terceros a las instalaciones de almacenamiento de hidrógeno y a las terminales de hidrógeno a fin de garantizar el acceso no discriminatorio y la transparencia para los usuarios de la red de hidrógeno.

(88)

Los gestores de redes de hidrógeno deben cooperar para desarrollar códigos de red a fin de proporcionar y gestionar un acceso transparente y no discriminatorio a las redes de hidrógeno a través de las fronteras y de garantizar el desarrollo coordinado de la red de hidrógeno en la Unión, sin olvidar la creación de capacidades de interconexión. La Comisión debe establecer la primera lista de prioridades para señalar los ámbitos que habrán de incluirse en el desarrollo de los códigos de la red de hidrógeno un año después del establecimiento de la REGRH, conforme a lo establecido en el presente Reglamento. Los códigos de red deben adecuarse a las directrices marco no vinculantes elaboradas por la ACER. La ACER debe intervenir en la revisión, sobre la base de hechos, de los proyectos de códigos de red, incluida su conformidad con las directrices marco, y debe estar facultada para recomendar su adopción a la Comisión. La ACER debe también evaluar las propuestas de modificación de los códigos de red y poder recomendar su adopción a la Comisión. Los gestores de redes de hidrógeno deben operar sus redes de hidrógeno de conformidad con estos códigos de red.

(89)

Los códigos de red que elabore la REGRT no tienen por objeto sustituir las normas nacionales necesarias para asuntos no transfronterizos.

(90)

La calidad del hidrógeno transportado y consumido en la Unión puede variar según su tecnología de producción y las especificidades del transporte. Por tanto, un enfoque armonizado a escala de la Unión de la gestión de la calidad del hidrógeno en los interconectores transfronterizos debe favorecer el flujo transfronterizo de hidrógeno y la integración del mercado.

(91)

Cuando la autoridad reguladora lo considere necesario, los gestores de redes de transporte de hidrógeno podrían ser responsables de gestionar la calidad del hidrógeno de sus redes, en el marco de las normas aplicables sobre la calidad del hidrógeno, y de garantizar la calidad fiable y estable del hidrógeno para los consumidores finales.

(92)

Es esencial contar con un proceso firme de coordinación transfronteriza y de solución de conflictos entre los gestores de redes de transporte de hidrógeno, para facilitar la conducción de hidrógeno entre distintas redes de transporte de hidrógeno dentro de la Unión y, de esa manera, avanzar hacia una mayor integración del mercado interior. Los requisitos sobre una mayor transparencia de los parámetros de calidad del hidrógeno y su desarrollo con el tiempo, combinados con las obligaciones de seguimiento e informes, deben contribuir al buen funcionamiento de un mercado interior del hidrógeno abierto y eficiente.

(93)

A fin de modificar elementos no esenciales del presente Reglamento o de completarlo en lo que respecta a elementos no esenciales de ciertos ámbitos específicos que son fundamentales para la integración del mercado, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos con arreglo al artículo 290 del TFUE por lo que respecta al establecimiento de directrices que establezcan los pormenores del procedimiento que deben seguir los gestores de redes de transporte o los gestores de redes de transporte de hidrógeno, la modificación de los niveles de descuento para reducir desequilibrios estructurales de los ingresos para los gestores de redes de transporte, el establecimiento de la definición de la zona geográfica cubierta por cada estructura de cooperación regional teniendo presentes las estructuras de cooperación regional existentes, el establecimiento de códigos de red y directrices para el gas natural y el hidrógeno, la modificación de las directrices establecidas en un anexo y el establecimiento de directrices relativas a las nuevas infraestructuras de gas natural e hidrógeno. Reviste especial importancia que la Comisión lleve a cabo las consultas oportunas durante la fase preparatoria, en particular con expertos, y que esas consultas se realicen de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional de 13 de abril de 2016 sobre la mejora de la legislación (27). En particular, a fin de garantizar una participación equitativa en la preparación de los actos delegados, el Parlamento Europeo y el Consejo reciben toda la documentación al mismo tiempo que los expertos de los Estados miembros, y sus expertos tienen acceso sistemáticamente a las reuniones de los grupos de expertos de la Comisión que se ocupen de la preparación de actos delegados.

(94)

A fin de garantizar condiciones uniformes de ejecución del presente Reglamento, deben conferirse a la Comisión competencias de ejecución de conformidad con el artículo 291 del TFUE. Dichas competencias deben ejercerse de conformidad con el Reglamento (UE) n.o 182/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (28).

(95)

Deben aplicarse códigos de red y directrices a todos los puntos de entrada y los puntos de salida desde y hacia terceros países. Circunstancias específicas, como la existencia de acuerdos contractuales a largo plazo en vigor o dificultades jurídicas para establecer un procedimiento de solución de diferencias con gestores de redes de transporte o proveedores de gas natural establecidos en terceros países, pueden impedir a corto plazo una aplicación efectiva. Cuando esté justificado por razones objetivas, las autoridades reguladoras deben poder solicitar a la Comisión una excepción a la aplicación de los códigos de red o directrices o de disposiciones específicas de los mismos que no puedan aplicarse en los puntos de entrada y salida de terceros países. Dichas excepciones deben estar limitadas en el tiempo al período mínimo necesario para eliminar los obstáculos existentes para la aplicación de los códigos de red o las directrices.

(96)

A fin de garantizar la explotación eficiente de las redes europeas de hidrógeno, los gestores de redes de hidrógeno deben ser responsables de la explotación, el mantenimiento y el desarrollo de la red de transporte de hidrógeno, en estrecha cooperación con otros gestores de redes de hidrógeno y gestores de otras redes con las que estén conectadas las suyas, incluso para facilitar la integración del sistema energético.

(97)

En interés del buen funcionamiento del mercado interior, conviene disponer de normas armonizadas a escala de la Unión. Una vez publicada la referencia a una norma en el Diario Oficial de la Unión Europea, su cumplimiento debe aportar una presunción de conformidad con los requisitos correspondientes establecidos en la medida de ejecución adoptada en virtud del presente Reglamento, aunque se deben permitir otros medios de demostrar tal conformidad. Con arreglo al artículo 10 del Reglamento (UE) n.o 1025/2012 del Parlamento Europeo y del Consejo (29), la Comisión tiene la posibilidad de pedir a las organizaciones europeas de normalización que elaboren especificaciones técnicas, normas europeas y normas armonizadas. Una de las funciones principales de las normas armonizadas debe ser ayudar a los gestores a aplicar las medidas de ejecución adoptadas en virtud del presente Reglamento y a la Directiva (UE) 2024/1788.

(98)

El actual marco de normalización de la Unión, que se basa en el Reglamento (UE) n.o 1025/2012, representa el marco predeterminado para elaborar normas que confieran presunción de conformidad con los requisitos pertinentes del presente Reglamento o las establecidas en actos delegados o de ejecución específicos adoptados en virtud del presente Reglamento. Las normas europeas deben estar orientadas al mercado y deben tener en cuenta el interés público, así como los objetivos estratégicos, que están enunciados claramente en la solicitud de la Comisión a una o varias organizaciones europeas de normalización para que elaboren normas armonizadas dentro de un plazo determinado y por consenso. No obstante, a falta de referencias pertinentes para las normas armonizadas, o si el proceso de normalización está bloqueado o se producen retrasos en el establecimiento de normas armonizadas adecuadas, la Comisión debe poder establecer, mediante actos delegados o de ejecución, especificaciones comunes a efectos de los requisitos del presente Reglamento, siempre que al hacerlo respete debidamente el papel y las funciones de las organizaciones de normalización europeas. Esa opción debe entenderse como una solución auxiliar excepcional para facilitar a los gestores la aplicación de las medidas pertinentes con arreglo a actos delegados o de ejecución adoptados en virtud del presente Reglamento y la Directiva (UE) 2024/1788. Si un retraso en el establecimiento de normas armonizadas se debe a la complejidad técnica de la norma de que se trate, la Comisión debe tenerlo en cuenta antes de considerar el establecimiento de especificaciones comunes.

(99)

Para tener plenamente presentes los requisitos de calidad de los usuarios finales del hidrógeno, las especificaciones técnicas y las normas sobre la calidad del hidrógeno en la red de hidrógeno deben tener en cuenta las normas ya vigentes que establecen esos requisitos de los usuarios finales (por ejemplo, la norma EN 17124).

(100)

Los gestores de redes de transporte de hidrógeno deben generar una capacidad transfronteriza para la conducción de hidrógeno suficiente para aceptar toda demanda económicamente razonable y técnicamente viable de esa capacidad, permitiendo así la integración del mercado.

(101)

En vista del potencial del hidrógeno como portador energético y de la posibilidad de que los Estados miembros comercien hidrógeno con terceros países, es necesario aclarar que las obligaciones de notificación de conformidad con la Decisión (UE) 2017/684 del Parlamento Europeo y del Consejo (30) respecto de los acuerdos intergubernamentales en el ámbito de la energía relativos al gas natural se aplican también a los acuerdos intergubernamentales relativos al hidrógeno, incluidos los componentes del hidrógeno como el amoníaco y portadores de hidrógeno orgánico líquido. Por tanto, debe modificarse en consecuencia la citada Decisión.

(102)

Debe promoverse decididamente la inversión en grandes infraestructuras nuevas, al tiempo que se garantiza el adecuado funcionamiento de los mercados interiores del gas natural y el hidrógeno. A fin de potenciar los efectos positivos de los proyectos de infraestructura exentos sobre la competencia y la seguridad del suministro, se debe comprobar el interés del mercado durante la fase de planificación del proyecto y aplicar las normas sobre gestión de la congestión. Cuando una infraestructura esté ubicada en el territorio de más de un Estado miembro la ACER debe tramitar en última instancia la solicitud de exención para tener mejor en cuenta las implicaciones transfronterizas de la exención y facilitar su tratamiento administrativo. Además, dado el perfil de riesgo excepcional que llevan aparejado los proyectos de construcción de grandes infraestructuras exentas, debe permitirse la concesión temporal de excepciones totales o parciales a las empresas con intereses de suministro y producción en relación con las normas sobre separación para los proyectos afectados. Esas excepciones temporales deben aplicarse, en particular, por razones de seguridad del suministro, a los gasoductos de nueva construcción en la Unión para el transporte a esta de gas natural de terceros países. Las exenciones y excepciones concedidas en virtud de las Directivas 2003/55/CE (31) y 2009/73/CE (32) del Parlamento Europeo y del Consejo deben seguir aplicándose durante el período para el que hayan sido concedidas en virtud de la exención o excepción en cuestión.

(103)

La escalada de la agresión militar rusa contra Ucrania desde febrero de 2022 ha dado lugar a una disminución del suministro de gas natural desde ese país, y los recursos procedentes de las ventas de gas natural se han utilizado para financiar la guerra de Rusia en la frontera de la Unión. En particular, han cesado los flujos de gas natural de gasoducto procedentes de Rusia a través de Bielorrusia y del gasoducto Nord Stream 1, y el suministro de gas a través de Ucrania no ha dejado de disminuir, comprometiendo seriamente la seguridad del suministro de energía en la Unión en su conjunto. Esa instrumentalización como arma de las reducciones del suministro de gas natural y la manipulación de los mercados mediante interrupciones intencionadas de los flujos de gas natural han puesto al descubierto la vulnerabilidad y la dependencia de la Unión y sus Estados miembros, que a todas luces pueden repercutir de manera directa y grave en sus intereses esenciales en materia de seguridad internacional. La experiencia pasada demuestra asimismo que el gas natural puede utilizarse para instrumentalizar como arma los mercados de la energía y manipularlos, por ejemplo acaparando capacidades de infraestructuras de gas natural, en detrimento de los intereses esenciales de la Unión en materia de seguridad internacional. A fin de atenuar la repercusión de tales acontecimientos, tanto en el contexto actual como en el futuro, los Estados miembros, de manera excepcional, deben poder adoptar medidas proporcionadas para limitar temporalmente ex ante la solicitud de capacidad por parte de un usuario individual de la red en los puntos de entrada y en las terminales de GNL para entregas desde la Federación de Rusia y Bielorrusia, cuando sea necesario para proteger sus intereses esenciales en materia de seguridad, así como los de la Unión, tomando en consideración la necesidad de garantizar la seguridad del suministro en la Unión. Estas medidas temporales deben poder renovarse cuando esté justificado. Esta posibilidad debe aplicarse únicamente con respecto a la Federación de Rusia y Bielorrusia, con vistas a que los Estados miembros puedan responder con medidas adecuadas a cualquier amenaza a sus intereses esenciales y a los de la Unión en materia de seguridad que se derive de la situación, en particular eliminando progresivamente su dependencia de los combustibles fósiles rusos, entre otras vías, actuando pronto en consonancia con los objetivos de REPowerEU. Tales limitaciones no deben ser contrarias a las obligaciones internacionales de la Unión o de sus Estados miembros y deben ajustarse a lo dispuesto en el artículo XXI del Acuerdo General sobre Aranceles Aduaneros y Comercio. Antes de aplicar tales limitaciones, los Estados miembros deben consultar a la Comisión y, en la medida en que pudieran verse afectados por la limitación, a otros Estados miembros, a las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía, a las Partes contratantes del Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y al Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, y tener en cuenta la situación en dichos Estados miembros y terceros países, en particular en lo relativo a la seguridad del suministro. Los Estados miembros deben tener debidamente en cuenta los posibles efectos de su medida en otros Estados miembros y, en particular, respetar el principio de solidaridad energética, también con vistas a garantizar la seguridad de suministro, al evaluar la idoneidad y el alcance de cualquier limitación prevista.

(104)

El sector europeo de la energía está experimentando un cambio significativo hacia una economía descarbonizada altamente eficiente basada en fuentes de energía renovables, al tiempo que garantiza la seguridad del suministro y la competitividad. Aunque la ciberseguridad del subsector de la electricidad ya está mejorando con un código de red sobre el flujo de electricidad transfronterizo, se necesitan normas obligatorias específicas para el subsector del gas natural con objeto de garantizar la seguridad del sistema energético de la Unión.

(105)

Como reacción a los aumentos significativos y a escala de la Unión del precio de la energía observados en otoño de 2021, y a sus repercusiones negativas, la Comunicación de la Comisión de 13 de octubre de 2021 titulada «Un conjunto de medidas de actuación y apoyo para hacer frente al aumento de los precios de la energía» destacó la importancia de un mercado interior de la energía eficiente y que funcione adecuadamente, y de una mejor coordinación de la seguridad del suministro a través de las fronteras para la resiliencia frente a perturbaciones futuras. Los días 20 y 21 de octubre de 2021, el Consejo Europeo adoptó conclusiones en las que invitaba a la Comisión a considerar con urgencia medidas que aumentaran la resiliencia del sistema energético de la Unión y del mercado interno de la energía, entre ellas medidas para mejorar la seguridad del suministro. En respuesta a la invasión de Ucrania por parte de Rusia, el 8 de marzo de 2022 la Comisión presentó el Plan REPowerEU con el fin de eliminar gradualmente la dependencia de la Unión respecto de los combustibles fósiles rusos y de acelerar la transición hacia una energía limpia. Para contribuir a una respuesta coherente y oportuna a esa crisis y a posibles crisis futuras a escala de la Unión, deben introducirse en el presente Reglamento y en el Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo (33) normas específicas destinadas a mejorar la cooperación y la resiliencia, en particular relativas a normas de solidaridad. Procede, por tanto, modificar el Reglamento (UE) 2017/1938 en consecuencia.

(106)

Como quedó demostrado en las simulaciones a escala de la Unión de 2017, 2021 y 2022, las medidas regionales de cooperación y solidaridad son esenciales para garantizar la resiliencia de la Unión en caso de deterioro grave de la situación del suministro. Las medidas de solidaridad aplicables en caso de emergencia deben garantizar el suministro de clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad, como los hogares a través de las fronteras. Los Estados miembros deben adoptar las medidas necesarias para la aplicación de las disposiciones relativas al mecanismo de solidaridad, y en particular mediante la aprobación por los Estados miembros implicados de acuerdos técnicos, jurídicos y financieros. Los Estados miembros deben describir los detalles de dichos acuerdos en sus planes de emergencia. En el caso de Estados miembros que no hayan aprobado los acuerdos bilaterales necesarios, deben aplicarse las normas por defecto del presente Reglamento, a fin de garantizar esa solidaridad efectiva.

(107)

Por consiguiente, esas medidas de solidaridad pueden generar la obligación de que un Estado miembro abone una compensación a los afectados por sus medidas. Para garantizar que la compensación abonada por el Estado miembro que solicita la solidaridad al Estado miembro que la proporciona es justa y razonable, las autoridades reguladora y la ACER deben tener, en calidad de autoridades independientes, poderes para auditar el importe de la compensación solicitada y abonada y, en caso necesario, para solicitar una rectificación, en particular teniendo en cuenta el nivel de los costes indirectos que se hayan producido debido a la prestación de solidaridad sobre la base de medidas no basadas en el mercado. La cooperación recientemente establecida entre Estados miembros conectados indirectamente que hacen uso de medidas basadas en el mercado en virtud del presente Reglamento también contribuye a reducir costes potencialmente sustanciales que podrían surgir si se hace uso de medidas más costosas no basadas en el mercado.

(108)

La aportación de contribuciones voluntarias de gas natural haciendo uso de medidas basadas en el mercado a Estados miembros conectados indirectamente debe introducirse en el Reglamento (UE) 2017/1938, en particular para evitar que Estados miembros conectados directamente tengan que hacer uso de medidas no basadas en el mercado cuando otro Estado miembro no conectado directamente pueda proporcionar volúmenes de gas natural a efectos de solidaridad haciendo uso de medidas basadas en el mercado. El carácter voluntario de las medidas basadas en el mercado y la contribución de gas natural resultante se entienden sin perjuicio de las obligaciones de los Estados miembros de evaluar e indicar oportunamente si con medidas basadas en el mercado puede suministrarse el gas natural solicitado y de qué manera. Tal mecanismo tiene por objeto reducir el coste indirecto y global de la solidaridad, evitando el recurso a medidas más costosas no basadas en el mercado. La solidaridad entre Estados miembros conectados indirectamente reparte la carga entre más Estados miembros y facilita el acceso de los Estados miembros sin instalaciones de GNL al suministro mundial de GNL.

(109)

El enfoque basado en el riesgo para evaluar la seguridad del suministro de gas y el establecimiento de medidas preventivas y de mitigación deben contemplar modelos hipotéticos que examinen la repercusión de una disminución de la demanda de gas natural mediante medidas de ahorro de energía o de eficiencia energética, incluidas las simulaciones a escala de la Unión de modelos hipotéticos de suministro de gas natural e interrupción de las infraestructuras en virtud del presente Reglamento. El examen de los modelos hipotéticos de ahorro de energía y eficiencia energética garantiza que la simulación a escala de la Unión, así como las subsiguientes evaluaciones de riesgos y medidas preventivas nacionales y comunes, estén preparadas para el futuro y sean compatibles con el principio de «primero, la eficiencia energética» y los objetivos de neutralidad climática de la Unión establecidos en el Reglamento (UE) 2021/1119, y que contribuyan a eliminar gradualmente la dependencia de la Unión de los combustibles fósiles rusos. El presente Reglamento también permite a los Estados miembros reducir el consumo de gas no esencial de los clientes protegidos para facilitar un mayor ahorro de gas natural, en particular durante las crisis.

(110)

Los riesgos para la seguridad del suministro de gas provocados por la agresión militar rusa contra Ucrania que justificó las modificaciones del Reglamento (UE) 2017/1938 introducidas por el Reglamento (UE) 2022/1032 del Parlamento Europeo y del Consejo (34) persisten hoy en día. Además, deben considerarse riesgos adicionales, como nuevas perturbaciones de infraestructuras críticas, tras los actos de sabotaje contra los gasoductos Nord Stream en septiembre de 2022 y la indisponibilidad del gasoducto Balticconnector en octubre de 2023, y el deterioro del entorno geopolítico y el panorama de amenazas en las regiones suministradoras, por ejemplo con la crisis en Oriente Próximo. Por consiguiente, el informe que la Comisión debe presentar a más tardar el 28 de febrero de 2025 debe ir acompañado, en caso necesario, de una propuesta legislativa para modificar el Reglamento (UE) 2017/1938.

(111)

Determinadas disposiciones del presente Reglamento se basan en las medidas de crisis introducidas por el Reglamento (UE) 2022/2576 del Consejo (35) en respuesta a la guerra de agresión rusa contra Ucrania y a la consiguiente crisis de suministro de gas natural. Si bien el Reglamento (UE) 2022/2576 abordó una crisis inmediata y grave del suministro de gas natural, incluido estableciendo excepciones al marco permanente existente, el presente Reglamento tiene por objeto transformar algunas de las medidas de crisis en características permanentes del mercado del gas natural. Ello afecta, en particular, al mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural, las medidas para mejorar el uso de las instalaciones de GNL y el almacenamiento de gas natural, así como a medidas de solidaridad adicionales en caso de emergencia en relación con el gas natural. Sin embargo, la implantación de esas características permanentes del mercado del gas natural requiere tiempo, entre otras cosas debido a los procedimientos de licitación necesarios para el mecanismo permanente de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural, que no concluirán antes de finales de 2024. Además, se espera que los riesgos relacionados con el suministro de gas natural se prolonguen a lo largo de 2024 en la Unión. Por consiguiente, con el fin de tener suficientemente en cuenta la fase preparatoria relativa a dichas medidas y con vistas a evitar solapamientos con las medidas introducidas por el Reglamento (UE) 2022/2576, las disposiciones pertinentes del presente Reglamento deben aplicarse únicamente a partir del 1 de enero de 2025. Las disposiciones del presente Reglamento relativas al establecimiento y la selección de un proveedor de servicios para realizar tareas en el marco del mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural deben aplicarse a partir de la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento, a fin de garantizar que el mecanismo sea operativo a partir de la fecha de expiración del Reglamento (UE) 2022/2576.

(112)

Por consiguiente, deben modificarse en consecuencia el Reglamento (UE) n.o 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo (36) y los Reglamentos (UE) 2019/942, y (UE) 2022/869.

(113)

Dado que el objetivo del presente Reglamento, a saber, el establecimiento de normas imparciales sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural, instalaciones de almacenamiento y GNL y sobre las medidas relativas al mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural y del mecanismo para apoyar el desarrollo del mercado del hidrógeno, no puede ser alcanzado de manera suficiente por los Estados miembros, sino que, debido a las dimensiones y los efectos de la acción, puede lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas de acuerdo con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del TUE. De conformidad con el principio de proporcionalidad establecido en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo.

a)

establece normas no discriminatorias sobre las condiciones de acceso a los sistemas de gas natural y sistemas de hidrógeno, teniendo en cuenta las características especiales de los mercados nacionales y regionales, con el fin de garantizar el buen funcionamiento de los mercados interiores del gas natural y el hidrógeno y contribuir a la flexibilidad de la red eléctrica, y

b)

facilita la creación y explotación de unos mercados mayoristas de gas natural e hidrógeno con un buen funcionamiento y transparentes, con un elevado nivel de seguridad en el suministro y establece mecanismos de armonización de las normas de acceso a la red para el comercio transfronterizo de gas natural e hidrógeno.

a)

la fijación de principios armonizados para las tarifas de acceso a la red de gas natural o de los métodos para el cálculo de las tarifas, excluyendo el acceso a las instalaciones de almacenamiento de gas natural;

b)

el establecimiento de servicios de acceso de terceros y de principios armonizados de asignación de capacidad y gestión de la congestión;

c)

el establecimiento de requisitos de transparencia y de normas y tarifas de balance, y la necesidad de facilitar las transacciones.

1)

«base de activos regulados»: todos los activos de red de un gestor de la red de transporte, un gestor de la red de distribución, un gestor de la red de transporte de hidrógeno y un gestor de la red de distribución de hidrógeno utilizados para la prestación de servicios de red regulados que se tienen en cuenta al calcular los ingresos de los servicios relacionados con la red;

2)

«transporte»: el transporte tal como se define en el artículo 2, punto 17, de la Directiva (UE) 2024/1788;

3)

«contrato de transporte»: el contrato entre el gestor de la red de transporte o el gestor de la red de hidrógeno y el usuario de la red para la realización de servicios de transporte de gas natural o hidrógeno;

4)

«capacidad»: el flujo máximo, expresado en metros cúbicos normales por unidad de tiempo o en unidad de energía por unidad de tiempo, a que tiene derecho el usuario de la red con arreglo a las cláusulas del contrato de transporte;

5)

«capacidad no utilizada»: la capacidad firme que un usuario de la red ha adquirido en virtud de un contrato de transporte, pero que, en el momento de la finalización del plazo establecido en el contrato, dicho usuario no ha nominado;

6)

«gestión de la congestión»: la gestión del conjunto de capacidades del gestor de la red de transporte con la finalidad de aprovechar al máximo y de forma óptima la capacidad técnica y de detectar por anticipado los puntos de saturación y congestión futuros;

7)

«mercado secundario»: el mercado de la capacidad contratada de forma distinta a como se contrata en el mercado primario;

8)

«nominación»: la comunicación previa que efectúa el usuario de la red al gestor de la red de transporte sobre el flujo efectivo que dicho usuario desea inyectar en el sistema o retirar del mismo, antes de dicha inyección o retirada;

9)

«renominación»: la comunicación de una nominación modificada, subsiguiente a una nominación;

10)

«integridad de la red»: la situación en la que la presión y la calidad del gas natural o del hidrógeno se mantienen dentro de los límites mínimo y máximo, de forma que el transporte de gas natural o de hidrógeno está garantizado desde el punto de vista técnico;

11)

«período de balance»: el período en que la retirada de una determinada cantidad de gas natural o hidrógeno, expresada en unidades de energía, ha de ser compensada por cada usuario de la red mediante la inyección de la misma cantidad de gas natural o hidrógeno, de acuerdo con el código de la red;

12)

«usuario de la red»: el usuario de la red tal como se define en el artículo 2, punto 60, de la Directiva (UE) 2024/1788;

13)

«servicios interrumpibles»: los servicios ofrecidos por el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, por el gestor de la red de distribución o por el gestor de la red de hidrógeno en relación con la capacidad interrumpible;

14)

«capacidad interrumpible»: la capacidad de transporte de gas natural o hidrógeno que puede ser interrumpida por el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, por el gestor de la red de distribución o por el gestor de la red de hidrógeno con arreglo a las condiciones estipuladas en el contrato de transporte;

15)

«servicios a largo plazo»: los servicios ofrecidos por el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, por el gestor de la red de distribución o por el gestor de la red de hidrógeno que tienen una duración de un año o más;

16)

«servicios a corto plazo»: los servicios ofrecidos por el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, por el gestor de la red de distribución o por el gestor de la red de hidrógeno que tienen una duración de menos de un año;

17)

«capacidad firme»: la capacidad de transporte y de distribución de gas natural y de hidrógeno garantizada contractualmente como ininterrumpible por el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, por el gestor de la red de distribución o por el gestor de la red de hidrógeno;

18)

«servicios firmes»: los servicios ofrecidos por el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, por el gestor de la red de distribución o por el gestor de la red de hidrógeno en relación con la capacidad firme;

19)

«capacidad técnica»: la máxima capacidad garantizada que puede ser ofrecida a los usuarios de la red, teniendo en cuenta la integridad de la red y los requisitos de funcionamiento del gestor de la red de transporte o, cuando proceda, los del gestor de la red de distribución o los del gestor de la red de hidrógeno;

20)

«capacidad contratada»: la capacidad que se ha asignado al usuario de la red en virtud de un contrato de transporte;

21)

«capacidad disponible»: la parte de la capacidad técnica que no se ha asignado y que está disponible en la red en un momento determinado;

22)

«congestión contractual»: una situación en la que el nivel de la demanda de capacidad firme es superior a la capacidad técnica;

23)

«mercado primario»: el mercado de la capacidad directamente contratada con el gestor de la red de transporte o, cuando proceda, con el gestor de la red de distribución o con el gestor de la red de transporte de hidrógeno;

24)

«congestión física»: una situación en la que el nivel de demanda de suministro es superior a la capacidad técnica en un momento determinado;

25)

«capacidad de una instalación de GNL»: la capacidad, en una terminal de GNL, de licuefacción de gas natural o de importación, descarga, prestación de servicios auxiliares, almacenamiento temporal y regasificación de GNL;

26)

«espacio»: el volumen de gas natural o de hidrógeno que un usuario de una instalación de almacenamiento tiene derecho a utilizar para el almacenamiento de gas natural y de hidrógeno;

27)

«capacidad de extracción»: el índice de retirada según el cual el usuario de una instalación de almacenamiento tiene derecho a retirar gas natural o hidrógeno de la instalación de almacenamiento de gas natural o la instalación de almacenamiento de hidrógeno;

28)

«capacidad de inyección»: el índice de inyección según el cual el usuario de una instalación de almacenamiento tiene derecho a inyectar gas natural o hidrógeno en la instalación de almacenamiento de gas natural o la instalación de almacenamiento de hidrógeno;

29)

«capacidad de almacenamiento»: cualquier combinación de espacio, capacidad de inyección y capacidad de extracción;

30)

«sistema de entrada-salida»: un sistema de entrada-salida tal como se define en el artículo 2, punto 57, de la Directiva (UE) 2024/1788;

31)

«zona de balance»: la zona de balance tal como se define en el artículo 2, punto 58, de la Directiva (UE) 2024/1788;

32)

«punto de intercambio virtual»: el punto de intercambio virtual tal como se define en el artículo 2, punto 59, de la Directiva (UE) 2024/1788;

33)

«punto de entrada»: el punto de entrada tal como se define en el artículo 2, punto 61, de la Directiva (UE) 2024/1788;

34)

«punto de salida»: el punto de salida tal como se define en el artículo 2, punto 62, de la Directiva (UE) 2024/1788;

35)

«capacidad condicional»: la capacidad firme que conlleva condiciones transparentes y predefinidas, bien para permitir el acceso desde y hacia el punto de intercambio virtual o bien para la asignabilidad limitada;

36)

«asignabilidad»: la combinación discrecional de una capacidad de entrada con una capacidad de salida, o viceversa;

37)

«ingresos autorizados»: la suma de los ingresos por servicios de transporte y por servicios no asociados al transporte que se reconocen al gestor de la red de transporte por la prestación de sus servicios durante un plazo concreto en un determinado período regulatorio, que dicho gestor tiene derecho a percibir con arreglo a un régimen sin límite de precio y que se establecen de conformidad con el artículo 78, apartado 7, letra a), de la Directiva (UE) 2024/1788;

38)

«ingresos objetivo»: la suma de los ingresos previstos por servicios de transporte calculados de conformidad con los principios que se establecen en el artículo 17, apartado 1, y los ingresos previstos por servicios no asociados al transporte que se reconocen al gestor de la red de transporte por la prestación de sus servicios durante un plazo concreto en un determinado período regulatorio con arreglo a un régimen de límite de precio;

39)

«infraestructuras nuevas»: las infraestructuras que no se hayan completado a más tardar el 4 de agosto de 2003;

40)

«gas natural»: el gas natural tal como se define en el artículo 2, punto 1, de la Directiva (UE) 2024/1788;

41)

«gas renovable»: el gas renovable tal como se define en el artículo 2, punto 2, de la Directiva (UE) 2024/1788;

42)

«sistema de gas natural»: el sistema de gas natural tal como se define en el artículo 2, punto 3, de la Directiva (UE) 2024/1788;

43)

«sistema de hidrógeno»: el sistema de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 4, de la Directiva (UE) 2024/1788;

44)

«instalación de almacenamiento de hidrógeno»: la instalación de almacenamiento de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 5, de la Directiva (UE) 2024/1788;

45)

«gestor de almacenamiento de hidrógeno»: el gestor de almacenamiento de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 6, de la Directiva (UE) 2024/1788;

46)

«interconector de hidrógeno»: el interconector de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 8, de la Directiva (UE) 2024/1788;

47)

«gestor de terminal de hidrógeno»: el gestor de terminal de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 9, de la Directiva (UE) 2024/1788;

48)

«calidad del hidrógeno»: la calidad del hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 10, de la Directiva (UE) 2024/1788;

49)

«hidrógeno hipocarbónico»: el hidrógeno hipocarbónico tal como se define en el artículo 2, punto 11, de la Directiva (UE) 2024/1788;

50)

«gas hipocarbónico»: el gas hipocarbónico tal como se define en el artículo 2, punto 12, de la Directiva (UE) 2024/1788;

51)

«gestor de la red de transporte»: el gestor de red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 18, de la Directiva (UE) 2024/1788;

52)

«red previa de gasoductos»: la red previa de gasoductos tal como se define en el artículo 2, punto 16, de la Directiva (UE) 2024/1788;

53)

«distribución»: la distribución tal como se define en el artículo 2, punto 19, de la Directiva (UE) 2024/1788;

54)

«gestor de la red de distribución»: el gestor de la red de distribución tal como se define en el artículo 2, punto 20, de la Directiva (UE) 2024/1788;

55)

«red de hidrógeno»: red de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 21, de la Directiva (UE) 2024/1788;

56)

«conducción de hidrógeno»: conducción de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 22, de la Directiva (UE) 2024/1788;

57)

«red de transporte de hidrógeno»: red de transporte de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 23, de la Directiva (UE) 2024/1788;

58)

«red de distribución de hidrógeno»: red de distribución de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 24, de la Directiva (UE) 2024/1788;

59)

«gestor de la red de hidrógeno»: gestor de la red de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 25, de la Directiva (UE) 2024/1788;

60)

«gestor de la red de transporte de hidrógeno»: gestor de la red de transporte de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 26, de la Directiva (UE) 2024/1788;

61)

«gestor de la red de distribución de hidrógeno»: gestor de la red de distribución de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 27, de la Directiva (UE) 2024/1788;

62)

«suministro»: suministro tal como se define en el artículo 2, punto 28, de la Directiva (UE) 2024/1788;

63)

«instalación de almacenamiento de gas natural»: instalación de almacenamiento de gas natural tal como se define en el artículo 2, punto 31, de la Directiva (UE) 2024/1788;

64)

«gestor de almacenamiento de gas natural»: gestor de almacenamiento de gas natural tal como se define en el artículo 2, punto 32, de la Directiva (UE) 2024/1788;

65)

«instalación de GNL»: instalación de GNL tal como se define en el artículo 2, punto 33, de la Directiva (UE) 2024/1788;

66)

«gestor de la red de GNL»: gestor de la red de GNL tal como se define en el artículo 2, punto 34, de la Directiva (UE) 2024/1788;

67)

«red»: red tal como se define en el artículo 2, punto 35, de la Directiva (UE) 2024/1788;

68)

«servicios auxiliares»: servicios auxiliares tal como se definen en el artículo 2, punto 36, de la Directiva (UE) 2024/1788;

69)

«interconector»: interconector tal como se define en el artículo 2, punto 39, de la Directiva (UE) 2024/1788;

70)

«interconector de hidrógeno»: interconector de hidrógeno tal como se define en el artículo 2, punto 40, de la Directiva (UE) 2024/1788;

71)

«usuario del sistema»: usuario del sistema tal como se define en el artículo 2, punto 46, de la Directiva (UE) 2024/1788;

72)

«cliente»: cliente tal como se define en el artículo 2, punto 47, de la Directiva (UE) 2024/1788;

73)

«cliente final»: cliente final tal como se define en el artículo 2, punto 50, de la Directiva (UE) 2024/1788;

74)

«cliente mayorista»: cliente mayorista tal como se define en el artículo 2, punto 51, de la Directiva (UE) 2024/1788;

75)

«control»: control tal como se define en el artículo 2, punto 55, de la Directiva (UE) 2024/1788;

76)

«contrato a largo plazo»: contrato a largo plazo tal como se define en el artículo 2, punto 56, de la Directiva (UE) 2024/1788;

77)

«punto de interconexión»: punto de interconexión tal como se define en el artículo 2, punto 63, de la Directiva (UE) 2024/1788;

78)

«punto de interconexión virtual»: punto de interconexión virtual tal como se define en el artículo 2, punto 64, de la Directiva (UE) 2024/1788;

79)

«participante en el mercado»: participante en el mercado tal como se define en el artículo 2, punto 65, de la Directiva (UE) 2024/1788;

80)

«interoperabilidad»: interoperabilidad tal como se define en el artículo 2, punto 71, de la Directiva (UE) 2024/1788;

81)

«primero, la eficiencia energética»: principio de «primero, la eficiencia energética» tal como se define en el artículo 2, punto 18, del Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo (37);

82)

«adaptación»: adaptación tal como se define en el artículo 2, punto 18, del Reglamento (UE) 2022/869;

83)

«empresa integrada verticalmente»: empresa integrada verticalmente tal como se define en el artículo 2, punto 43, de la Directiva (UE) 2024/1788.

a)

los precios del gas natural y del hidrógeno se fijarán según la oferta y la demanda;

b)

los gestores de las redes de transporte y los gestores de las redes de distribución, los gestores de las redes de transporte de hidrógeno y los gestores de las redes de distribución de hidrógeno colaborarán entre ellos para proporcionar a los usuarios de las redes libertad para reservar capacidad de entrada y de salida independientemente; el gas natural y, a partir de 2033, el hidrógeno se transportarán mediante el sistema de entrada-salida en lugar de por itinerarios contractuales;

c)

las tarifas cobradas en los puntos de entrada y salida del sistema de gas natural y del sistema de hidrógeno se estructurarán de forma que contribuyan a la integración del mercado, mejoren la seguridad del suministro y promuevan la interconexión entre redes de gas natural y entre redes de hidrógeno;

d)

las empresas activas en un mismo sistema de entrada-salida intercambiarán gas natural y, a partir de 2033, hidrógeno, en el punto de intercambio virtual; los productores de gas renovable y gas hipocarbónico tendrán igualdad de acceso al punto de intercambio virtual, independientemente de si están conectados a la red de distribución o a la red de transporte; el gas natural y, a partir de 2033, el hidrógeno podrán intercambiarse físicamente en los puntos de entrada o de salida de terceros países;

e)

los usuarios de la red serán responsables de equilibrar sus carteras de balance a fin de reducir al mínimo la necesidad de que los gestores de redes de transporte y los gestores de las redes de transporte de hidrógeno realicen acciones de balance;

f)

las acciones de balance se efectuarán sobre la base de productos normalizados de conformidad con el código de red sobre el balance establecido en virtud del presente Reglamento y se ejecutarán en plataformas de comercio o a través de servicios de balance de conformidad con ese código de red;

g)

las normas de mercado evitarán acciones que impidan la fijación de precios según la oferta y la demanda de gas natural e hidrógeno;

h)

las normas de mercado garantizarán un enfoque centrado en el consumidor y eficiente en el uso de la energía respecto de los mercados de gas natural e hidrógeno;

i)

las normas de mercado fomentarán la aparición y el funcionamiento del comercio líquido de gas natural e hidrógeno, favoreciendo la fijación y la transparencia de los precios;

j)

las normas de mercado permitirán la descarbonización de las redes de gas natural y los sistemas de hidrógeno, entre otras cosas posibilitando que el gas natural y el hidrógeno procedentes de fuentes de energía renovables se integren en los mercados de gas natural e hidrógeno, ofreciendo incentivos para el ahorro energético y la eficiencia energética, la reducción de la demanda, la flexibilidad de la demanda y la integración del sistema energético y facilitando la consecución de los objetivos de la Unión en materia de clima y energía;

k)

las normas de mercado aportarán incentivos a la inversión apropiados, en particular para inversiones a largo plazo en una sistema de gas natural y en un sistema de hidrógeno descarbonizado y sostenible, para el almacenamiento de energía, la eficiencia energética, la reducción de la demanda y la respuesta a la demanda a fin de satisfacer las necesidades del mercado y las necesidades de la integración de las redes, y facilitarán la competencia justa y la seguridad del suministro, aplicando al mismo tiempo el principio de «primero, la eficiencia energética» a la hora de evitar los incentivos a la inversión que dan lugar a activos obsoletos;

l)

las normas sobre planificación de la red se centrarán, cuando proceda, en el uso del hidrógeno para sectores difíciles de descarbonizar, teniendo en cuenta el potencial de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, fomentarán medidas para reducir la demanda de gas fósil y contribuirán al uso prudente y racional de los recursos naturales y a la consecución de los objetivos climáticos y energéticos de la Unión;

m)

se eliminarán los obstáculos a los flujos transfronterizos de gas natural e hidrógeno, si existieran, entre los sistemas de entrada-salida;

n)

las normas de mercado facilitarán la cooperación y la integración regionales.

a)

los ingresos en concepto de servicios obtenidos por la prestación de servicios regulados específicos se podrán utilizar solamente para recuperar el capital y los gastos operacionales relacionados con los activos incluidos en la base de activos regulados para los cuales se presten los servicios regulados;

b)

cuando se transfieran activos a una base de activos regulados distinta, se establecerá el valor de dichos activos y este se someterá a auditoría, será aprobado por la autoridad reguladora e impedirá que se produzcan subvenciones cruzadas.

a)

todos los ingresos necesarios para la transferencia financiera se recaudan en forma de cargo específico;

b)

el cargo específico solamente se cobra en los puntos de salida a los clientes finales ubicados en el mismo Estado miembro que el beneficiario de la transferencia financiera;

c)

el cargo específico y la transferencia financiera, o las metodologías subyacentes para calcularlos, son aprobados antes de su entrada en vigor por la autoridad reguladora;

d)

el cargo específico, la transferencia financiera y las metodologías, en caso de que se hayan aprobado metodologías, se hacen públicos a más tardar 30 días antes de su fecha de aplicación;

e)

el Estado miembro ha notificado a la Comisión y a la ACER que ha permitido transferencias financieras.

a)

se cobran tarifas de acceso a la red a los usuarios de la base de activos regulados beneficiaria de una transferencia financiera;

b)

la suma de las transferencias financieras y los ingresos en concepto de servicios cobrados mediante tarifas de acceso a la red no es superior a los ingresos autorizados u objetivo;

c)

las transferencias financieras se aprueban para un período limitado y ese período no es superior a un tercio del período de depreciación pendiente de la infraestructura en cuestión.

a)

la determinación del valor de los activos que se transfieren a otra base de activos regulados y el destino de cualquier beneficio y pérdida que pueda producirse en consecuencia;

b)

el cálculo de la cuantía y la duración máxima de la transferencia financiera y el cargo específico;

c)

los criterios para asignar las aportaciones al cargo específico entre los clientes finales conectados a la base de activos regulados.

a)

ofrecerán capacidad y servicios de forma no discriminatoria a todos los usuarios de la red;

b)

ofrecerán capacidad firme e interrumpible; el precio de la capacidad interrumpible reflejará la probabilidad de interrupción;

c)

ofrecerán a los usuarios de la red capacidad a largo y a corto plazo.

a)

llevará a cabo una evaluación de la repercusión en el sistema de gas natural de un régimen tarifario en virtud del cual no se cobrarán tarifas de acceso a las redes de transporte en los puntos de interconexión entre Estados miembros o en los puntos de interconexión con terceros países cuyas redes conecten dos o más Estados miembros, y

b)

presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo.

a)

la capacidad técnica total en los puntos de interconexión virtuales es igual o superior a la suma de las capacidades técnicas en cada uno de los puntos de interconexión que contribuyan a los puntos de interconexión virtuales;

b)

los puntos de interconexión virtual facilitarán el uso económico y eficiente de la red, incluyendo las normas establecidas en los artículos 10 y 11 del presente Reglamento.

a)

no perturben indebidamente el buen funcionamiento del mercado interior del gas natural ni los flujos transfronterizos de gas natural entre los Estados miembros, ni socaven la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro;

b)

respeten el principio de solidaridad energética;

c)

se adopten de conformidad con los derechos y obligaciones de la Unión y de los Estados miembros con respecto a terceros países.

a)

ofrecerán sus servicios de manera no discriminatoria a todos los usuarios de la red que satisfagan la demanda del mercado; en particular, cuando un gestor de redes de GNL o un gestor de terminales de hidrógeno, un gestor de almacenamientos de hidrógeno o un gestor de almacenamiento de gas natural ofrezca el mismo servicio a diferentes clientes, lo hará en condiciones contractuales equivalentes;

b)

ofrecerán servicios que sean compatibles con el uso de las redes de transporte de gas natural y de hidrógeno interconectadas y facilitarán el acceso mediante la cooperación con el gestor de la red de transporte o el gestor de la red de hidrógeno, y

c)

harán pública la información pertinente, en particular los datos sobre el uso y la disponibilidad de los servicios, en un plazo compatible con las necesidades comerciales razonables de los usuarios de las instalaciones de GNL, de las instalaciones de almacenamiento de gas natural, de las terminales de hidrógeno o de las instalaciones de almacenamiento de hidrógeno; la publicación de dicha información estará sometida al control de las autoridades reguladoras.

a)

prestarán a terceros servicios de acceso tanto firmes como interrumpibles. El precio de la capacidad interrumpible reflejará la probabilidad de interrupción;

b)

ofrecerán a los usuarios de las instalaciones de almacenamiento servicios tanto a corto como a largo plazo;

c)

ofrecerán a los usuarios de las instalaciones de almacenamiento servicios, tanto agrupados como separados, de capacidad de almacenamiento.

a)

fuera del año del gas sin fecha de comienzo fija, o

b)

con una duración inferior al contrato normalizado de duración anual.

a)

no perturben indebidamente el buen funcionamiento del mercado interior del gas natural ni los flujos transfronterizos de gas natural entre los Estados miembros, ni socaven la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro;

b)

respeten el principio de solidaridad energética;

c)

se adopten de conformidad con los derechos y obligaciones de la Unión y de los Estados miembros con respecto a terceros países.

a)

proporcionar señales económicas apropiadas para una utilización eficiente y máxima de la capacidad técnica, facilitar las inversiones en nuevas infraestructuras y en soluciones alternativas del lado de la demanda que no requieran inversiones en infraestructuras nuevas y facilitar los intercambios transfronterizos de gas natural;

b)

ser compatibles con los mecanismos de mercado, incluidos los mercados al contado y los grandes centros de intercambio, y ser, al mismo tiempo, flexibles y capaces de adaptarse a un entorno de mercado en evolución, y

c)

ser compatibles con los regímenes de acceso a las redes de los Estados miembros.

a)

en caso de congestión contractual, el gestor de la red de transporte ofrecerá la capacidad no utilizada en el mercado primario, al menos con un día de antelación y con carácter interrumpible, y

b)

los usuarios de la red podrán revender o subarrendar su capacidad contractual no utilizada en el mercado secundario.

a)

aporten unas indicaciones económicas adecuadas para un eficiente y máximo aprovechamiento de la capacidad, y faciliten las inversiones en nuevas infraestructuras;

b)

sean compatibles con los mecanismos de mercado, incluidos los mercados al contado y los grandes centros de intercambio, y ser, al mismo tiempo, flexibles y capaces de adaptarse a un entorno de mercado en evolución, y

c)

sean compatibles con los sistemas de acceso a la red conectados.

a)

el gestor de red ofrecerá sin demora la capacidad no utilizada en el mercado primario y, para las instalaciones de almacenamiento de gas natural, ofrecerá dicha capacidad, al menos, con un día de antelación y con carácter interrumpible;

b)

los usuarios podrán revender su capacidad contractual en el mercado secundario;

c)

a más tardar el 5 de febrero de 2026, los gestores de redes de GNL, los gestores de terminales de hidrógeno, los gestores de almacenamientos de hidrógeno y los gestores de almacenamiento de gas natural, de manera individual o conjuntamente con otros gestores de estas características, garantizarán que se disponga de una plataforma de reserva transparente y no discriminatoria para los usuarios de instalaciones de GNL, terminales de hidrógeno, de instalaciones de almacenamiento de hidrógeno e instalaciones de almacenamiento de gas natural que permita a dichos usuarios revender la capacidad contratada en el mercado secundario en virtud de la letra b).

a)

la propiedad, el suministro u otras relaciones comerciales que pudieran afectar negativamente a los incentivos y a la capacidad del gestor de almacenamiento de gas natural de llenar la instalación de almacenamiento subterráneo de gas natural;

b)

los derechos y obligaciones de la Unión con respecto a un tercer país conforme al Derecho internacional, incluido cualquier acuerdo celebrado con uno o más terceros países de los cuales la Unión sea parte y que aborden las cuestiones relativas a la seguridad del suministro energético;

c)

los derechos y obligaciones de los Estados miembros de que se trate con respecto a un tercer país en virtud de acuerdos celebrados por los Estados miembros de que se trate con uno o más terceros países, en la medida en que dichos acuerdos sean conformes con el Derecho de la Unión, o

d)

cualquier otra circunstancia o hecho específico del caso.

a)

requerir al propietario del almacenamiento de gas natural o al gestor de almacenamiento de gas natural o a cualquier persona o personas que considere que pueden poner en peligro la seguridad del suministro energético o los intereses esenciales en materia de seguridad de la Unión o de cualquier Estado miembro para que enajene las acciones o los derechos que tengan sobre la propiedad del almacenamiento de gas natural o la propiedad del gestor de almacenamiento de gas natural, y fijar un plazo para dicha enajenación;

b)

ordenar, cuando proceda, medidas provisionales para garantizar que dicha persona o personas no puedan ejercer ningún control o derecho sobre dicho propietario del almacenamiento o dicho gestor del almacenamiento hasta la enajenación de las acciones o los derechos, y

c)

establecer medidas compensatorias adecuadas de conformidad con el Derecho nacional.

a)

tras la recepción de una notificación del gestor de almacenamiento de gas natural en virtud de los apartados 8 o 9;

b)

por iniciativa propia, cuando tengan conocimiento de planes de cambio en los derechos o en la influencia sobre el gestor de almacenamiento de gas natural que podrían dar lugar al incumplimiento de los requisitos de los apartados 1, 2 y 3;

c)

tras la solicitud motivada de la Comisión.

a)

los puntos de entrada desde instalaciones de producción de gas renovable y gas hipocarbónico;

b)

las tarifas de capacidad de transporte en los puntos de entrada y los puntos de salida desde y hacia las instalaciones de almacenamiento de gas natural, a menos que dicha instalación de almacenamiento esté conectada a más de una red de transporte o distribución y se utilice para competir con un punto de interconexión.

a)

los gestores de redes de transporte deberán proporcionar el descuento solamente para la ruta más corta posible en términos de cruces fronterizos entre la ubicación donde se registró por primera vez en la base de datos de la Unión la declaración específica de la prueba de sostenibilidad, sobre la base del certificado de sostenibilidad a que se refiere el párrafo primero, y la ubicación donde se canceló al considerarse consumido, siempre que el descuento no cubra posibles primas por subasta;

b)

los gestores de redes de transporte proporcionarán a la autoridad reguladora pertinente información sobre los volúmenes reales y previstos de gas renovable y gas hipocarbónico y sobre el efecto de aplicar el descuento tarifario a sus ingresos y las autoridades reguladoras harán un seguimiento del descuento y evaluarán su repercusión sobre la estabilidad de las tarifas;

c)

una vez que los ingresos de un gestor de la red de transporte derivados de dichas tarifas específicas se vean reducidos en un 10 % como resultado de la aplicación del descuento, los gestores de redes de transporte afectados y todos los colindantes negociarán un mecanismo de compensación entre ellos;

d)

otros detalles necesarios para aplicar el descuento al gas renovable y gas hipocarbónico, como el cálculo de la capacidad elegible a la que se aplicará el descuento y los procesos necesarios, se fijarán en un código de red establecido en virtud del artículo 71.

Los gestores de redes de transporte afectados acordarán un mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte en un plazo de tres años a partir de la reducción de sus ingresos procedentes de tarifas específicas en un 10 %, tal como se contempla en el párrafo segundo, letra c), del presente párrafo. Cuando no lleguen a un acuerdo en ese plazo, las autoridades reguladoras pertinentes decidirán conjuntamente un mecanismo de compensación entre gestores de redes de transporte en un plazo máximo de dos años. De no alcanzarse ningún acuerdo entre las autoridades reguladoras, se aplicará el artículo 6 del Reglamento (UE) 2019/942. Cuando las autoridades reguladoras no puedan alcanzar un acuerdo en un plazo de dos años, o cuando lo pidan conjuntamente, la ACER adoptará una decisión individual, de conformidad con el artículo 6, apartado 10, del Reglamento (UE) 2019/942.

a)

la excepción es necesaria para el funcionamiento eficiente de la red de transporte, para garantizar un marco financiero estable para las inversiones existentes o para evitar subvenciones cruzadas indebidas, distorsiones del comercio transfronterizo o un mecanismo ineficaz de compensación entre gestores de redes de transporte;

b)

la aplicación de descuentos establecidos en los apartados 1 y 4 no es necesaria debido al grado de avance de la implantación del gas renovable y del gas hipocarbónico en el Estado miembro de que se trate o a la existencia de mecanismos de apoyo alternativos para aumentar el uso de gas renovable o gas hipocarbónico.

a)

cooperar y desarrollar opciones técnicamente viables, sin modificar las especificaciones de calidad del gas, que pueden incluir compromisos en relación con el flujo y el tratamiento del gas natural, a fin de eliminar la restricción reconocida, teniendo en cuenta la información facilitada por los clientes finales conectados directamente con el sistema de gas natural del gestor de la red de transporte afectado o cualquier otra parte interesada que pudiera verse afectada por ese procedimiento;

b)

efectuar conjuntamente un análisis de costes y beneficios de las opciones técnicamente viables para definir soluciones económicamente eficientes que deberán especificar el desglose de los costes y los beneficios entre las categorías de partes afectadas;

c)

realizar una estimación del tiempo de ejecución de cada posible opción;

d)

realizar una consulta pública, en particular con los clientes finales afectados que estén conectados al sistema de gas natural, sobre las soluciones viables identificadas y tener en cuenta los resultados;

e)

presentar una propuesta conjunta de solución para eliminar la restricción reconocida, que incluya el plazo de ejecución, sobre la base del análisis de costes y beneficios y los resultados de la consulta pública, a las autoridades reguladoras interesadas para su aprobación, y a las demás autoridades nacionales competentes de cada Estado miembro interesado para su información.

a)

esos requisitos no son objeto de las normas o partes de normas armonizadas cuyas referencias se hayan publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea;

b)

la Comisión ha solicitado, en virtud del artículo 10, apartado 1, del Reglamento (UE) n.o 1025/2012, a una o varias organizaciones europeas de normalización que elaboren una norma armonizada para esos requisitos y se cumpla al menos una de las siguientes condiciones:

c)

la Comisión ha decidido, de conformidad con el procedimiento contemplado en el artículo 11, apartado 5, del Reglamento (UE) n.o 1025/2012, mantener con restricciones o retirar las referencias a normas o partes de normas armonizadas relativas a esos requisitos.

Los actos de ejecución a que se refiere el párrafo primero del presente apartado se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 81, apartado 3.

a)

herramientas de gestión de la red comunes para garantizar la coordinación de la operación de la red en situaciones de normalidad y de emergencia, con inclusión de una escala común de clasificación de incidentes, y planes de investigación;

b)

cada dos años, un plan decenal no vinculante de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural a que se refiere el artículo 32 (en lo sucesivo, «plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el gas natural»), que incluya una perspectiva europea en materia de adecuación del suministro;

c)

recomendaciones sobre la coordinación de la cooperación técnica entre los gestores de redes de transporte de la Unión y de terceros países;

d)

recomendaciones a los gestores de redes de transporte sobre su cooperación técnica con los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de hidrógeno;

e)

un programa de trabajo anual;

f)

un informe anual;

g)

unas perspectivas anuales de suministro para invierno y verano;

h)

un informe de seguimiento de la calidad del gas, el 1 de enero de 2025 a más tardar y cada dos años a partir de entonces, que incluya la evolución de los parámetros de calidad del gas, la evolución del nivel y del volumen del hidrógeno mezclado en el sistema de gas natural, previsiones sobre la evolución de los parámetros de calidad del gas y del volumen de hidrógeno mezclado en el sistema de gas natural, la repercusión de la mezcla de hidrógeno en los flujos transfronterizos, así como información sobre casos relacionados con las diferencias en las especificaciones de calidad del gas o en las especificaciones de los niveles de mezcla, y sobre cómo se solucionaron esos casos, con el objetivo de satisfacer los criterios de calidad de las diferentes aplicaciones de uso final;

i)

un informe anual que incluya la cantidad de gas renovable y gas hipocarbónico inyectada en el sistema de gas natural.

a)

se basará en los planes nacionales de inversiones y en el capítulo IV del Reglamento (UE) 2022/869;

b)

en lo relativo a las interconexiones transfronterizas, se basará también en las necesidades razonables de los distintos usuarios de las redes e integrará los compromisos a largo plazo de los inversores a que se refiere el artículo 55, apartado 7, de la Directiva (UE) 2024/1788, y

c)

señalará las carencias de la inversión, en particular en lo que se refiere a la capacidad transfronteriza.

a)

cooperar con la REGRT de Gas y la REGRH en el seguimiento de la aplicación de los códigos de red y las directrices adoptadas en virtud del presente Reglamento que sean pertinentes para la explotación y planificación de las redes de distribución de gas natural e hidrógeno y la explotación coordinada de las redes de transporte y redes de distribución y de las redes de transporte y de distribución de hidrógeno;

b)

cooperar con la REGRT de Gas y la REGRH y adoptar las mejores prácticas sobre la explotación coordinada y la planificación de las redes de transporte y distribución y de las redes de transporte y distribución de hidrógeno, incluyendo aspectos como el intercambio de datos entre los gestores y la coordinación de los recursos energéticos distribuidos;

c)

trabajar en la determinación de las mejores prácticas para la aplicación de los resultados de las evaluaciones en virtud del artículo 23, apartado 1 ter, de la Directiva (UE) 2018/2001 y el artículo 25 de la Directiva (UE) 2023/1791 y para la cooperación entre gestores de redes de distribución de electricidad, redes de distribución de gas natural, redes de distribución de hidrógeno y de sistemas de calefacción y refrigeración urbana, incluso a los efectos de la evaluación en virtud del artículo 24, apartado 8, de la Directiva (UE) 2018/2001, incluidas las recomendaciones respecto a la instalación adecuada de electrolizadores con miras a garantizar el uso del calor residual en la red de calefacción urbana.

a)

el proveedor de servicios estará establecido y tendrá su sede operativa en el territorio de un Estado miembro;

b)

el proveedor de servicios y sus subcontratistas no podrán:

a)

ser objeto de las medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del TUE o al artículo 215 del TFUE, que prohíben poner a disposición o transferir fondos o recursos económicos, proporcionar financiación o asistencia financiera directa o indirectamente, o inmovilizar activos, o

b)

sean propiedad o estén bajo el control, directa o indirectamente, de personas físicas o jurídicas, entidades u organismos a los que se apliquen tales medidas restrictivas de la Unión, o actúen en su nombre o bajo su dirección.

a)

evaluación y agregación de la demanda de las compañías de gas natural y de las empresas consumidoras de gas natural;

b)

recogida de ofertas de proveedores o productores de gas natural para casarlas con la demanda agregada;

c)

asignación de ofertas de suministro a los participantes en la agregación de la demanda, teniendo en cuenta una distribución proporcionada entre los participantes pequeños y grandes en función de los volúmenes de demanda presentados;

d)

prestación de todos los servicios auxiliares conexos, incluidos los servicios destinados a facilitar la celebración de contratos de compra de gas natural.

a)

ser objeto de las medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del TUE o al artículo 215 del TFUE, que prohíben poner a disposición o transferir fondos o recursos económicos, proporcionar financiación o asistencia financiera directa o indirectamente, o inmovilizar activos, o

b)

son propiedad o están bajo el control, directa o indirectamente, de personas físicas o jurídicas, entidades u organismos a los que se apliquen tales medidas restrictivas de la Unión, o actúan en su nombre o bajo su dirección.

a)

sean objeto de las medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del TUE o del artículo 215 del TFUE, que prohíben poner a disposición o transferir fondos o recursos económicos, proporcionar financiación o asistencia financiera directa o indirectamente, o inmovilizar activos, o

b)

sean propiedad o estén bajo el control, directa o indirectamente, de personas físicas o jurídicas, entidades u organismos a los que se apliquen tales medidas restrictivas de la Unión, o actúen en su nombre o bajo su dirección.

a)

el volumen;

b)

las contrapartes;

c)

la duración.

a)

Greifswald;

b)

Lubmin II;

c)

Imatra;

d)

Narva;

e)

Värska;

f)

Luhamaa;

g)

Šakiai;

h)

Kotlovka;

i)

Kondratki;

j)

Wysokoje;

k)

Tieterowka;

l)

Mozyr;

m)

Kobryń;

n)

Sudzha (RU)/(UA);

o)

Belgorod (RU)/(UA);

p)

Valuyki (RU)/(UA);

q)

Serebryanka (RU)/(UA);

r)

Pisarevka (RU)/UA);

s)

Sokhranovka (RU)/(UA);

t)

Prokhorovka (RU)/(UA);

u)

Platovo (RU)/(UA);

v)

Strandzha 2 (BG)/Malkoclar (TR).

a)

no perturben indebidamente el buen funcionamiento del mercado interior del gas natural ni los flujos transfronterizos de gas natural entre los Estados miembros, ni socaven la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro;

b)

respeten el principio de solidaridad energética;

c)

se adopten de conformidad con los derechos y obligaciones de la Unión o de los Estados miembros con respecto a terceros países.

a)

todos los puntos de entrada de la Federación de Rusia o Bielorrusia u otros terceros países que sirvan como países de tránsito que no se utilizarán para suministrar suministros de gas natural que sean objeto de agregación de la demanda y compra conjunta, y

b)

todas las instalaciones de GNL situadas en la Federación de Rusia o Bielorrusia.

a)

información sobre el número de compañías de gas natural y los volúmenes de gas natural que participan en el mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural;

b)

información sobre el número de contratos celebrados y los volúmenes resultantes de gas natural contratados y entregados a la Unión, respectivamente;

c)

una descripción de las normas aplicables en las rondas de licitación a los participantes en la agregación de la demanda y a los proveedores o productores de gas natural;

d)

una visión general del coste total del mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural, incluidos los gastos en que haya incurrido el proveedor de servicios;

e)

cualquier avance importante del funcionamiento del mecanismo de agregación de la demanda y la compra conjunta de gas natural.

a)

la recogida y el tratamiento de datos de mercado sobre, por ejemplo, la disponibilidad de infraestructuras o el desarrollo de los flujos y precios del hidrógeno, a fin de aumentar la transparencia del desarrollo del mercado del hidrógeno;

b)

la recogida y la evaluación de la demanda de los compradores;

c)

la recogida de ofertas de hidrógeno de los proveedores;

d)

el acceso de los proveedores y compradores a la información pertinente y necesaria recogida en virtud del presente apartado, previo consentimiento de estos y en virtud de las normas de competencia de la Unión.

a)

son objeto de las medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del TUE o al artículo 215 del TFUE, que prohíben poner a disposición o transferir fondos o recursos económicos, proporcionar financiación o asistencia financiera directa o indirectamente, o inmovilizar activos, o

b)

son propiedad o están bajo el control, directa o indirectamente, de personas físicas o jurídicas, entidades u organismos a los que se apliquen tales medidas restrictivas de la Unión, o actúan en su nombre o bajo su dirección.

a)

sean objeto de las medidas restrictivas de la Unión adoptadas en virtud del artículo 29 del TUE o al artículo 215 del TFUE, que prohíben poner a disposición o transferir fondos o recursos económicos, proporcionar financiación o asistencia financiera directa o indirectamente, o inmovilizar activos, o

b)

sean propiedad o estén bajo el control, directa o indirectamente, de personas físicas o jurídicas, entidades u organismos a los que se apliquen tales medidas restrictivas de la Unión, o actúen en su nombre o bajo su dirección.

a)

no perturben indebidamente el buen funcionamiento del mercado interior del hidrógeno ni socaven la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro;

b)

respeten el principio de solidaridad energética;

c)

se adopten de conformidad con los derechos y obligaciones de la Unión o de los Estados miembros con respecto a terceros países.

a)

cooperar y desarrollar opciones técnicamente viables para eliminar la restricción reconocida;

b)

efectuar conjuntamente un análisis de costes y beneficios de las opciones técnicamente viables para definir soluciones económicamente eficientes que deberán especificar el desglose de los costes y los beneficios entre las categorías de partes afectadas;

c)

realizar una estimación del tiempo de ejecución de cada posible opción;

d)

realizar una consulta pública sobre las soluciones viables identificadas y tener en cuenta los resultados;

e)

presentar una propuesta conjunta de solución para eliminar la restricción reconocida, que incluya su plazo de ejecución, sobre la base del análisis de costes y beneficios y los resultados de la consulta pública, a las autoridades reguladoras interesadas para su aprobación, y a las demás autoridades nacionales competentes de cada Estado miembro afectado para su información.

a)

cuenten con una certificación positiva posterior de conformidad con el artículo 14 del presente Reglamento y el artículo 71 de la Directiva (UE) 2024/1788 llevada a cabo en los 24 meses siguientes a la adhesión a la REGRH, y

b)

lleven a cabo al menos el desarrollo de proyectos de infraestructura de hidrógeno con una decisión final de inversión en un plazo de cuatro años a partir de la adhesión a la REGRH.

a)

desarrollar códigos de red en los ámbitos enumerados en el artículo 72, con miras a alcanzar los objetivos establecidos en el artículo 57;

b)

elaborar, conjuntamente con la REGRT de Gas, los códigos de red a que se refiere el artículo 72, apartado 1, letra f);

c)

adoptar y publicar, cada dos años, un plan decenal no vinculante de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno, tal y como menciona el artículo 60 (en lo sucesivo, «plan desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno»), que incluya una perspectiva europea en materia de adecuación del suministro;

d)

cooperar con la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la entidad de los GRD de la UE;

e)

elaborar recomendaciones para los gestores de redes de transporte de hidrógeno sobre la cooperación técnica con los gestores de redes de distribución de hidrógeno y con los gestores de redes de transporte y distribución de la Unión;

f)

elaborar recomendaciones sobre la coordinación de la cooperación técnica entre los gestores de redes de hidrógeno de la Unión y de terceros países;

g)

adoptar un programa de trabajo anual;

h)

adoptar un informe anual;

i)

adoptar una perspectiva anual sobre el suministro de hidrógeno aplicable a los Estados miembros donde se use hidrógeno en la generación de electricidad;

j)

adoptar un informe de seguimiento de la calidad del hidrógeno, el 15 de mayo de 2026 y cada dos años a partir de entonces, que incluya la evolución y previsiones sobre la evolución de los parámetros de calidad del hidrógeno, así como información sobre casos relacionados con las diferencias en las especificaciones de calidad del hidrógeno y sobre cómo se solucionaron esos casos;

k)

promover la ciberseguridad y la protección de datos en cooperación con las autoridades y las entidades reguladas pertinentes;

l)

desarrollar y promover las mejores prácticas en materia de detección, vigilancia y reducción de las fugas de hidrógeno.

a)

se basará en los planes nacionales de desarrollo de la red de transporte de hidrógeno tal y como establece el artículo 55 de la Directiva (UE) 2024/1788 y en el capítulo IV del Reglamento (UE) 2022/869;

b)

en lo relativo a las interconexiones transfronterizas, se basará también en las necesidades razonables de los distintos usuarios de las redes e integrará los compromisos a largo plazo de los inversores a que se refiere el artículo 55, apartado 7, de la Directiva (UE) 2024/1788, y

c)

señalará las carencias de la inversión, en particular en lo que se refiere a la capacidad transfronteriza necesaria, para poner en marcha los corredores prioritarios para hidrógeno y electrolizadores a que se refiere el anexo I, punto 3, del Reglamento (UE) 2022/869.

Por lo que respecta al párrafo segundo, letra c), podrá adjuntarse al plan de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno una reseña de los obstáculos al aumento de la capacidad transfronteriza de la red derivados de los distintos procedimientos o prácticas de aprobación. Dicha revisión podrá ir acompañada, cuando proceda, de un plan exhaustivo para eliminar dichas barreras y acelerar la puesta en marcha de los corredores prioritarios para hidrógeno y electrolizadores.

a)

la REGRH, junto con la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas, elaborará un conjunto único de modelos hipotéticos conjuntos para los planes decenales de desarrollo de la red en virtud del artículo 12 del Reglamento (UE) 2022/869;

b)

la REGRH, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas elaborarán, de forma conjunta, informes coordinados sobre las lagunas en las infraestructuras en el marco de los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión en virtud del artículo 13 del Reglamento (UE) 2022/869;

c)

en el plazo de seis meses desde la aprobación del informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos, en virtud del artículo 12, apartado 6, del Reglamento (UE) 2022/869, y posteriormente cada dos años, la REGRH publicará los informes sobre las lagunas en las infraestructuras elaborados en el marco de los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión;

d)

la REGRH, junto con la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas, elaborará un proyecto de metodología para cada sector para la realización de un análisis de costes y beneficios del hidrógeno en todo el sistema energético y un modelo coherente e integrado progresivamente con arreglo al artículo 11 del Reglamento (UE) 2022/869, que será coherente con las metodologías desarrolladas tanto por la REGRT de Electricidad como por la REGRT de Gas con arreglo al artículo 11 del Reglamento (UE) 2022/869, y proporcionará transparencia con respecto a las soluciones más rentables para todos los vectores energéticos, incluidas las soluciones que no estén basadas en infraestructuras;

e)

las metodologías a que se refiere la letra d) del presente apartado se aplicarán para la preparación de cada plan posterior de desarrollo de la red a escala de la Unión para el hidrógeno elaborado por la REGRH en virtud del artículo 60 del presente Reglamento;

f)

la REGRH elaborará los modelos hipotéticos conjuntos, los informes sobre las lagunas en las infraestructuras, el proyecto de metodología para cada sector y el modelo integrado de conformidad con los artículos 11, 12 y 13 del Reglamento (UE) 2022/869;

g)

cuando sea necesario tomar decisiones para garantizar la eficiencia del sistema, tal como se define en el artículo 2, punto 4, de la Directiva (UE) 2023/1791 en todos los vectores energéticos, la Comisión velará por que la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH cooperen estrechamente;

h)

la REGRH, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas cooperarán de manera eficiente, inclusiva y transparente, facilitarán la toma de decisiones por consenso y desarrollarán los acuerdos de trabajo necesarios para permitir dicha cooperación y garantizar su representación equitativa.

La REGRH, junto con la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas, podrá crear grupos de trabajo para cumplir sus obligaciones en virtud de las letras a), b) y d) del párrafo primero, y garantizarán una representación justa y equitativa de los sectores del hidrógeno, la electricidad y el gas en los grupos de trabajo.

a)

esos requisitos no son objeto de las normas o partes de normas armonizadas cuyas referencias se hayan publicado en el Diario Oficial de la Unión Europea;

b)

la Comisión ha solicitado, en virtud del artículo 10, apartado 1, del Reglamento (UE) n.o 1025/2012, a una o varias organizaciones europeas de normalización que elaboren una norma armonizada para esos requisitos y se cumpla al menos una de las siguientes condiciones:

c)

la Comisión haya decidido, de conformidad con el procedimiento contemplado en el artículo 11, apartado 5, del Reglamento (UE) n.o 1025/2012, mantener con restricciones o retirar las referencias a normas o partes de normas armonizadas relativas a esos requisitos.

Los actos de ejecución a que se refiere el párrafo primero del presente apartado se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 81, apartado 3.

a)

ofrecerán el grado mínimo de armonización necesario para alcanzar los objetivos del presente Reglamento;

b)

tendrán en cuenta las especificidades regionales, si procede;

c)

no irán más allá de lo necesario a para alcanzar el objetivo de la letra a), y

d)

se aplicarán a todos los puntos de interconexión dentro de la Unión y a los puntos de entrada y los puntos de salida desde y hacia terceros países a partir del 5 de agosto de 2026.

a)

ha demostrado que un código de red o directriz, o un elemento específico de dichos actos, no puede aplicarse de manera efectiva en los puntos de entrada y salida de terceros países; en el caso de los puntos de interconexión con terceros países que tengan la obligación de adaptarse al acervo de la Unión en materia de energía, incluido el presente Reglamento, en virtud de un acuerdo celebrado entre la Unión y dichos terceros países, pero cuando no se haya completado la aplicación o ejecución, la solicitud de excepción especificará qué disposiciones del presente Reglamento no se han aplicado o ejecutado efectivamente en el tercer país de que se trate, o qué normas técnicas o la falta de normas técnicas en el tercer país impiden la aplicación de las disposiciones específicas del código de red o directriz pertinente;

b)

ha explicado qué medidas se han adoptado para aliviar los obstáculos a la aplicación de las disposiciones específicas del código de red o directriz pertinente;

c)

ha demostrado que la excepción no va en detrimento del buen funcionamiento del mercado interior del gas natural ni de la seguridad del suministro de la Unión o de un Estado miembro.

a)

normas de seguridad y fiabilidad de la red, incluidas normas para la seguridad operativa de la red, así como normas de fiabilidad que garanticen la calidad del servicio de la red;

b)

normas de conexión a la red, incluidas normas sobre la conexión de instalaciones de producción de gases renovables y gases hipocarbónicos y procedimientos para solicitudes de conexión;

c)

procedimientos operativos en caso de emergencia, incluidos planes de defensa de la red, planes de reposición, interacciones de mercado, intercambio de información y herramientas y equipos de comunicación;

d)

normas sobre transacciones relacionadas con la prestación técnica y operativa de servicios de acceso a la red y balance de la red;

e)

eficiencia energética de las redes de gas natural y los componentes, así como eficiencia energética en relación con la planificación de la red y las inversiones que permitan la solución de mayor eficiencia energética desde la perspectiva del sistema;

f)

aspectos relativos a la ciberseguridad de los flujos transfronterizos de gas natural, incluidas normas sobre los requisitos mínimos comunes, la planificación, el seguimiento, la información y la gestión de crisis.

a)

normas de interoperabilidad del sistema de gas natural para la aplicación del artículo 21 del presente Reglamento y los artículos 10, 39 y 44 de la Directiva (UE) 2024/1788, también en relación con los acuerdos de interconexión, las normas para el control del flujo y los principios de medición de la cantidad de gas natural y la calidad del gas, las normas para la asignación y la casación, los conjuntos comunes de unidades, el intercambio de datos, la calidad del gas, incluidas normas para la gestión de las restricciones transfronterizas debidas a diferencias de calidad del gas o debidas a diferencias en las prácticas de odorización o debidas a diferencias en el volumen de hidrógeno mezclado en el sistema de gas natural, los análisis de costes y beneficios para eliminar las restricciones en los flujos transfronterizos, la clasificación del índice de Wobbe, las medidas de atenuación, los niveles mínimos de aceptación para parámetros de calidad del gas pertinentes a fin de garantizar el flujo transfronterizo de biometano libre de obstáculos, por ejemplo, el contenido de oxígeno, el seguimiento de la calidad del gas a corto y a largo plazo, el suministro de información y la cooperación entre los participantes pertinentes en el mercado, los informes sobre la calidad del gas, la transparencia y los procedimientos de comunicación, incluso en caso de circunstancias excepcionales;

b)

normas de asignación de capacidad y gestión de la congestión para la aplicación de los artículos 8 a 11 del presente Reglamento y el artículo 31 de la Directiva (UE) 2024/1788, incluidas normas sobre la cooperación en los procedimientos de mantenimiento y de cálculo de la capacidad que afecten a la asignación de capacidad, la normalización de los productos y unidades de capacidad incluida la agrupación, la metodología de asignación incluidos los algoritmos de subasta, la secuencia y el procedimiento de la capacidad existente, incremental, firme e interrumpible, las plataformas de reserva de capacidad, los regímenes de sobresuscripción y readquisición, los mecanismos de utilización o pérdida a corto y a largo plazo o cualquier otro régimen de gestión de la congestión que evite el acaparamiento de capacidad;

c)

normas de balance, incluidas las normas relativas a la red con respecto a los procedimientos de nominación, a las tarifas de balance, a los procesos de liquidación ligados a la tarifa de balance diario y al balance operativo entre las redes de los gestores de redes de transporte para la aplicación de los artículos 8 a 11 del presente Reglamento y el artículo 39, apartado 5, de la Directiva (UE) 2024/1788;

d)

normas sobre las estructuras tarifarias de transporte armonizadas para la aplicación de los artículos 17 y 18 del presente Reglamento y el artículo 78, apartado 7, de la Directiva (UE) 2024/1788, incluidas normas sobre la aplicación de una metodología de precio de referencia, los requisitos conexos de consulta y publicación, también para los ingresos autorizados o los ingresos objetivo, así como el cálculo de precios de reserva para productos estándar de capacidad, descuentos para las terminales de GNL y almacenamiento, procedimientos para la aplicación de un descuento a los gases renovables y gases hipocarbónicos, incluidos los principios comunes para los mecanismos de compensación entre gestores de redes de transporte, en virtud del artículo 17, apartado 4, y del artículo 18 del presente Reglamento, cuando proceda;

e)

normas para determinar el valor de los activos transferidos y el cargo específico.

a)

eficiencia energética de las redes de hidrógeno y los componentes, así como eficiencia energética en relación con la planificación de la red y las inversiones que permitan la solución de mayor eficiencia energética desde la perspectiva de la red;

b)

normas de interoperabilidad para la red de hidrógeno, también en relación con los acuerdos de interconexión, las unidades, el intercambio de datos, la transparencia, la comunicación, el suministro de información y la cooperación entre los participantes pertinentes en el mercado, así como la calidad del hidrógeno, incluidas especificaciones comunes en puntos de interconexión y la normalización, la odorización, los análisis de costes y beneficios para eliminar restricciones en los flujos transfronterizos debidas a diferencias en la calidad del hidrógeno, y la información sobre la calidad del hidrógeno;

c)

normas para el sistema de compensación financiera para la infraestructura de hidrógeno transfronteriza a que se refiere el artículo 59 de la Directiva (UE) 2024/1788;

d)

normas de asignación de capacidad y gestión de la congestión, incluidas normas sobre la cooperación de los procedimientos de mantenimiento y de cálculo de la capacidad que afecten a la asignación de capacidad, la normalización de los productos y unidades de capacidad incluida la agrupación, la metodología de asignación incluidos los algoritmos de subasta, la secuencia y el procedimiento de la capacidad existente, incremental, firme e interrumpible, las plataformas de reserva de capacidad, los regímenes de sobresuscripción y readquisición, los mecanismos de utilización o pérdida a corto y a largo plazo o cualquier otro régimen de gestión de la congestión que evite el acaparamiento de capacidad;

e)

normas relativas a estructuras tarifarias armonizadas para el acceso a la red de hidrógeno, también sobre las tarifas en los puntos de interconexión a que se refiere el artículo 7, apartado 8, normas sobre la aplicación de una metodología de precio de referencia, los requisitos conexos de consulta y publicación, también para los ingresos autorizados u objetivo, así como el cálculo de precios de reserva para productos estándar de capacidad y los ingresos autorizados;

f)

normas para determinar el valor de los activos transferidos y el cargo específico;

g)

normas para determinar la asignación intertemporal de costes;

h)

normas de balance, incluidas las normas relativas a la red sobre los procedimientos de nominación, sobre las tarifas de balance y sobre el balance operativo entre las redes de los gestores de redes de hidrógeno, las tarifas de balance, los procesos de liquidación ligados a la tarifa de balance diario y el balance operativo entre las redes de los gestores de redes de hidrógeno;

i)

aspectos relativos a la ciberseguridad de los flujos transfronterizos de hidrógeno, incluidas normas sobre los requisitos mínimos comunes, la planificación, el seguimiento, la información y la gestión de crisis.

a)

los servicios de acceso de terceros, de manera detallada, incluida la naturaleza, duración y otros requisitos de estos servicios, de conformidad con los artículos 6, 7 y 8;

b)

los principios detallados que rigen los mecanismos de asignación de capacidad y la aplicación de los procedimientos de gestión de la congestión en caso de congestión contractual, de conformidad con los artículos 10 y 11;

c)

datos detallados sobre la aportación de información y la definición de la información técnica necesaria para que los usuarios de la red puedan acceder de forma efectiva al sistema, así como la definición de todos los puntos relevantes para los requisitos de transparencia, incluida la información que debe publicarse en todos los puntos relevantes y los plazos previstos para la publicación de esta información, de conformidad con los artículos 33 y 34;

d)

datos detallados sobre metodología de tarifas en relación con el comercio transfronterizo de gas natural, de conformidad con los artículos 17 y 18.

a)

los detalles de la información que debe publicarse sobre la metodología utilizada para fijar los ingresos regulados del gestor de la red de transporte, de conformidad con los artículos 33 y 34;

b)

los detalles de los principios que rigen los mecanismos de asignación de capacidad y los procedimientos de gestión de la congestión, en aplicación de los artículos 10 y 11;

c)

los detalles de la información técnica necesaria para que los usuarios de la red puedan acceder de forma efectiva al sistema de gas natural, en aplicación del artículo 33, apartado 1;

d)

los detalles de la definición de todos los puntos relevantes, la información que deberá publicarse y los plazos previstos para los requisitos de transparencia, en aplicación del artículo 33;

e)

los detalles del formato y el contenido de la información técnica sobre el acceso a la red que deben publicar los gestores de redes de hidrógeno, en aplicación del artículo 66.

a)

a la ACER, a la REGRT de Gas y a la entidad de los GRD de la UE, así como, si procede, a otras partes interesadas, para las directrices relativas al gas natural;

b)

a la ACER, a la REGRH y a la entidad de los GRD de la UE, así como, si procede, a otras partes interesadas, para las directrices relativas al hidrógeno.

a)

la inversión refuerza la competencia en el suministro de gas natural o en el suministro de hidrógeno y potencia la seguridad del suministro;

b)

la inversión contribuye a la descarbonización y al cumplimiento de los objetivos climáticos y energéticos de la Unión y se decidió aplicando el principio de «primero, la eficiencia energética»;

c)

el nivel de riesgo inherente a la inversión es tal que esta no se llevaría a cabo de no concederse una exención;

d)

la infraestructura es propiedad de una persona física o jurídica distinta, por lo menos en su personalidad jurídica, de los gestores de redes en cuyas redes vaya a construirse;

e)

se cobran cánones a los usuarios de la infraestructura;

f)

la exención no va en detrimento de la competencia en los mercados pertinentes que probablemente se vean afectados por la inversión, del buen funcionamiento del mercado integrado interior del gas natural o el hidrógeno, del buen funcionamiento de las redes reguladas en cuestión, de la descarbonización ni de la seguridad del suministro de la Unión;

g)

la infraestructura no ha recibido apoyo financiero de la Unión para obras con arreglo al Reglamento (UE) 2021/1153 del Parlamento Europeo y del Consejo (40).

Las condiciones contempladas en el párrafo tercero se evaluarán teniendo en cuenta el principio de solidaridad energética. Las autoridades nacionales competentes tendrán en cuenta la situación en otros Estados miembros afectados y ponderar los posibles efectos negativos respecto a los efectos beneficiosos en su territorio.

a)

las autoridades reguladoras de los Estados miembros cuyos mercados es probable que se vean afectados por las nuevas infraestructuras, y

b)

las autoridades pertinentes de los terceros países, cuando la infraestructura de que se trate esté conectada con la red de la Unión sometida a la jurisdicción de un Estado miembro y comience o termine en uno o varios terceros países.

En caso de que las autoridades de terceros países consultadas no respondan a la consulta en un período razonable o en un plazo establecido que no supere los tres meses, la autoridad reguladora interesada podrá adoptar la decisión necesaria.

a)

cuando las autoridades reguladoras interesadas no hayan podido llegar a un acuerdo en un plazo de seis meses desde la fecha en que en que la última de esas autoridades reguladoras haya recibido la solicitud de exención, o

b)

previa solicitud conjunta de las autoridades reguladoras interesadas.

a)

las razones detalladas por las cuales la autoridad reguladora o el Estado miembro ha concedido o denegado la exención, junto con una referencia a la letra o letras pertinentes del apartado 1 que fije las condiciones en las que se base tal decisión, incluida la información financiera que justifique su necesidad;

b)

el análisis realizado acerca de las repercusiones que la concesión de la exención tiene en la competencia y en el buen funcionamiento del mercado interior;

c)

los motivos para la duración de la exención y la parte de la capacidad total de la infraestructura para la cual se concede la exención;

d)

en caso de que la exención se refiera a un interconector, el resultado de la consulta con las autoridades reguladoras interesadas;

e)

la contribución de la infraestructura a la diversificación del suministro.

a)

a los dos años de su adopción si, para entonces, no se hubiese iniciado la construcción de la infraestructura;

b)

a los cinco años de su adopción si, para entonces, la infraestructura todavía no estuviera operativa, a menos que la Comisión decida que los retrasos están motivados por obstáculos importantes que escapan al control de la persona a la que se ha concedido la exención.

1)

en el artículo 2, punto 1, letra b), y puntos 4 y 5, el artículo 3, apartado 3, y apartado 4, letra c), el artículo 4, apartado 1, y el artículo 8, apartado 5, el término «electricidad o gas natural» se sustituye por el término «electricidad, hidrógeno o gas natural»;

2)

en el artículo 6, apartado 2, el término «mercados de la electricidad y el gas» se sustituye por el término «mercados de la electricidad, el hidrógeno y el gas natural».

1)

El artículo 1 se sustituye por el texto siguiente:

«Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece disposiciones destinadas a garantizar la seguridad del suministro de gas en la Unión mediante el funcionamiento adecuado y continuo del mercado interior del gas, permitiendo la aplicación de medidas excepcionales cuando el mercado no pueda seguir aportando los suministros de gas necesarios, incluidas medidas de solidaridad de último recurso, y estableciendo una definición y una atribución claras de las responsabilidades entre las compañías de gas natural, los Estados miembros y la Unión, tanto en lo relativo a las actuaciones preventivas como a la reacción ante interrupciones concretas en el suministro de gas. El presente Reglamento también establece, en un espíritu de solidaridad, mecanismos transparentes relativos a la coordinación de la planificación de medidas y la respuesta ante situaciones de emergencia a escala nacional, regional y de la Unión.».

2)

El artículo 2 se modifica como sigue:

3)

El artículo 7 se modifica como sigue:

4)

El artículo 8 se modifica como sigue:

5)

Se inserta el artículo siguiente:

«Artículo 8 bis

Medidas sobre ciberseguridad

1.   Al establecer los planes de acción preventivos y los planes de emergencia, los Estados miembros tendrán en cuenta las medidas apropiadas relacionadas con la ciberseguridad.

2.   La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 19 por los que se complete el presente Reglamento estableciendo normas específicas para el sector del gas sobre aspectos relativos a la ciberseguridad de los flujos transfronterizos de gas, incluidas normas sobre los requisitos mínimos comunes, la planificación, el seguimiento, la información y la gestión de crisis.

3.   A efectos de la preparación de los actos delegados a que se refiere el apartado 2 del presente artículo, la Comisión colaborará estrechamente con la Agencia, la Agencia de la Unión Europea para la Ciberseguridad (ENISA), la REGRT de Gas y un número limitado de las principales partes interesadas en cuestión, así como con entidades que tengan competencias existentes en materia de ciberseguridad en el marco de su propio mandato, como los centros de operaciones de seguridad pertinentes para las entidades reguladas, y los equipos de respuesta a incidentes de seguridad informática (CSIRT), como se contempla en el artículo 10 de la Directiva (UE) 2022/2555 del Parlamento Europeo y del Consejo (*2).

(*2)  Directiva (UE) 2022/2555 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 14 de diciembre de 2022, relativa a las medidas destinadas a garantizar un elevado nivel común de ciberseguridad en toda la Unión, por la que se modifican el Reglamento (UE) n.o 910/2014 y la Directiva (UE) 2018/1972 y por la que se deroga la Directiva (UE) 2016/1148 (Directiva SRI 2) (DO L 333 de 27.12.2022, p. 80).»."

6)

El artículo 9, apartado 1, se modifica como sigue:

7)

En el artículo 11, se añade el apartado siguiente:

«7 bis.   Como excepción a lo dispuesto en el artículo 6, apartados 1, 2 y 3, en el artículo 6 ter, apartado 1, párrafo tercero, letra a), en el artículo 6 quater, apartado 2, párrafo segundo, letra b), y en el artículo 10, apartado 1, letra l), los Estados miembros podrán decidir, con carácter excepcional, adoptar medidas temporales para reducir el consumo de gas no esencial de los clientes protegidos, en particular cuando se declare uno de los niveles de crisis en virtud del apartado 1 del presente artículo o una emergencia a escala regional o de la Unión en virtud del artículo 12. Dichas medidas temporales se limitarán al consumo de gas no esencial y tendrán en cuenta los siguientes elementos:

Estas medidas excepcionales solo podrán adoptarse una vez que las autoridades competentes hayan evaluado las condiciones para determinar dichos volúmenes de gas no esenciales.

Como consecuencia de las medidas a que se refiere el párrafo primero del presente apartado, se evitará la reducción del consumo de gas no esencial de los clientes vulnerables, según la definición de los Estados miembros de conformidad con el artículo 26 de la Directiva (UE) 2024/1788.».

8)

En el artículo 12, apartado 6, el párrafo segundo se sustituye por el texto siguiente:

«En un plazo de tres días a partir de la notificación de la solicitud de la Comisión, el Estado miembro o la autoridad competente modificará su actuación y lo notificará a la Comisión o le informará de las razones por las que no está de acuerdo con la solicitud. En tal caso, la Comisión, en un plazo de tres días a partir de que se le haya informado, podrá modificar o retirar su solicitud o convocar al Estado miembro o a la autoridad competente y, si la Comisión lo considera necesario, al GCG para examinar el asunto. La Comisión expondrá pormenorizadamente sus razones para solicitar toda modificación de la actuación. El Estado miembro o la autoridad competente modificarán su actuación o adoptarán medidas para garantizar el cumplimiento de lo dispuesto en el apartado 5 en la medida en que sea técnicamente posible y seguro para la integridad de la red de gas. El Estado miembro o la autoridad competente informarán a la Comisión de las medidas adoptadas.».

9)

El artículo 13 se modifica como sigue:

10)

Se inserta el artículo siguiente:

«Artículo 13 bis

Cooperación entre Estados miembros conectados indirectamente a través de medidas basadas en el mercado (medidas voluntarias)

1.   Sin perjuicio del principio de solidaridad energética, el presente artículo se aplicará cuando los Estados miembros que estén conectados indirectamente a través de otro Estado miembro y hayan recibido una solicitud de contribución voluntaria con arreglo al apartado 2 del presente artículo contribuyan a proporcionar los volúmenes de gas solicitados en virtud del artículo 13, apartados 1 o 2, utilizando las medidas voluntarias a que se refiere el artículo 13, apartado 3, letra c).

2.   El Estado miembro que solicite solidaridad con arreglo al artículo 13 podrá enviar simultáneamente una solicitud de contribución voluntaria a través de medidas basadas en el mercado a otro u otros Estados miembros indirectamente conectados con el fin de buscar la oferta o combinación de ofertas más ventajosa, en función del coste, la rapidez de entrega, la fiabilidad y la diversificación del suministro de gas en virtud del artículo 13, apartado 4.

Las solicitudes en virtud del párrafo primero del presente artículo se presentarán a los Estados miembros indirectamente conectados que puedan suministrar volúmenes de gas a través de medidas voluntarias, a la Comisión y a los gestores de crisis designados en virtud del artículo 10, apartado 1, letra g), al menos 48 horas antes del plazo de entrega indicado para el gas. Dichas solicitudes incluirán al menos la información mencionada en el artículo 13, apartado 8 ter, párrafo primero.

Los Estados miembros que reciban la solicitud en virtud del párrafo primero del presente artículo responderán al Estado miembro solicitante e informarán a la Comisión y a los gestores de crisis designados en virtud del artículo 10, apartado 1, letra g), en un plazo de 18 horas, indicando si pueden realizar una oferta de volúmenes de gas a través de medidas voluntarias. La respuesta incluirá al menos la información mencionada en el artículo 13, apartado 8 bis. Los Estados miembros podrán responder indicando su incapacidad para contribuir a través de medidas basadas en el mercado.

3.   Cuando la suma de los volúmenes de gas resultantes de las ofertas recibidas en virtud del artículo 13, apartados 1 y 2, y de las ofertas recibidas en virtud del presente artículo no alcance los volúmenes requeridos, se seleccionarán automáticamente las ofertas recibidas con en virtud del presente artículo.

Cuando la suma de los volúmenes de gas resultantes de las ofertas recibidas en virtud del artículo 13, apartados 1 y 2, y de las ofertas recibidas con arreglo al presente artículo supere los volúmenes requeridos, las ofertas recibidas en virtud del presente artículo se tendrán en cuenta en el proceso de selección de ofertas en virtud del artículo 13, apartado 4, y el Estado miembro solicitante, previa consulta a todos los Estados miembros afectados, buscará la oferta o la combinación de ofertas más ventajosa entre las ofertas recibidas en virtud del artículo 13 o del presente artículo, en función del coste, la rapidez de entrega, la fiabilidad y la diversificación. Cuando los Estados miembros solicitantes seleccionen contribuciones en virtud del presente artículo, la solicitud realizada en virtud del artículo 13, apartados 1 y 2, se reducirá en consecuencia.

El Estado miembro solicitante notificará a los Estados miembros afectados los volúmenes seleccionados en un plazo de seis horas a partir de la recepción de la oferta y al menos 24 horas antes del plazo de entrega del gas indicado.

4.   Cuando un Estado miembro indirectamente conectado proporcione al Estado miembro solicitante una contribución voluntaria a través de medidas basadas en el mercado en virtud de los apartados 1 y 2 del presente artículo, la compensación justa no superará los costes razonables y podrá incluir los costes contemplados en el artículo 13, apartado 8 bis, párrafo segundo. El importe final de la compensación justa estará sometido al mecanismo de control ex post descrito en el artículo 13, apartado 8 quater.

5.   Los gestores de las redes de transporte de los Estados miembros afectados cooperarán e intercambiarán información utilizando el SCRG establecido por la REGRT de Gas en virtud del artículo 3, apartado 6, a fin de determinar las capacidades de interconexión disponibles en un plazo de seis horas a partir de una solicitud de un Estado miembro o de la Comisión. La REGRT de Gas informará en consecuencia a la Comisión y a las autoridades competentes de los Estados miembros afectados.».

11)

En el artículo 14, apartado 3, el párrafo primero se sustituye por el texto siguiente:

«Tras una emergencia, con la mayor prontitud y a más tardar seis semanas después de que finalice la emergencia, la autoridad competente mencionada en el apartado 1 facilitará a la Comisión una evaluación detallada de la emergencia y de la eficacia de las medidas aplicadas que incluirá una evaluación del impacto económico de la emergencia, la repercusión en el sector de la electricidad y la asistencia que haya prestado o se haya recibido de la Unión y sus Estados miembros. Cuando proceda, dicha evaluación incluirá una descripción detallada de las circunstancias que dieron lugar a la activación del mecanismo contemplado en el artículo 13 y las condiciones en que se recibieron los suministros de gas deficitarios, como el precio y la compensación financiera abonada, y, en su caso, los motivos por los cuales no se aceptaron las ofertas de solidaridad o no se suministró el gas. Dicha evaluación se pondrá a disposición del GCG y se reflejará en las actualizaciones de los planes de acción preventivos y de los planes de emergencia.».

12)

En el artículo 17 bis, se añade el apartado siguiente:

«2.   El informe que debe presentar la Comisión a más tardar el 28 de febrero de 2025 incluirá también una evaluación general de la aplicación de los artículos 6 bis a 6 quinquies, el artículo 7, apartado 1, y apartado 4, letra g), el artículo 13, el artículo 13 bis, el artículo 16, apartado 3, el artículo 17 bis, el artículo 18 bis y el artículo 20, apartado 4, así como de los anexos I bis y I ter. El informe irá acompañado, si procede, de una propuesta legislativa de modificación del presente Reglamento.».

13)

El artículo 19 se modifica como sigue:

14)

El anexo VI se modifica como sigue:

1)

En el artículo 2, la letra a) se sustituye por el texto siguiente:

2)

En el artículo 3, apartado 2, el párrafo primero se sustituye por el texto siguiente:

«A instancia de la ACER, las autoridades reguladoras, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, la REGRH, los centros de coordinación regionales, la entidad de los GRD de la UE, los gestores de redes de transporte de gas natural, los gestores de la red de hidrógeno, los operadores designados del mercado de la electricidad y las entidades establecidas por los gestores de redes de transporte para el gas natural, los gestores de la red de GNL, los gestores de almacenamiento de gas natural o gestores de almacenamiento de hidrógeno, o los gestores de terminales de hidrógeno le facilitarán la información necesaria para llevar a cabo sus tareas en virtud del presente Reglamento, a menos que la ACER ya haya solicitado y obtenido dicha información.».

3)

El artículo 4 se modifica como sigue:

4)

En el artículo 5, el apartado 1 se sustituye por el texto siguiente:

«1.   La ACER participará en el desarrollo de los códigos de red, de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 y los artículos 71 y 72 del Reglamento (UE) 2024/1789, y de las directrices, de conformidad con el artículo 61, apartado 6, del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 74, apartado 5, del Reglamento (UE) 2024/1789. En particular:

5)

El artículo 6 se modifica como sigue:

6)

En el artículo 14, el apartado 1 se sustituye por el texto siguiente:

«1.   Al ejecutar sus tareas, en particular durante el proceso de desarrollo de las directrices marco, de conformidad con el artículo 59 del Reglamento (UE) 2019/943 o los artículos 71 y 72 del Reglamento (UE) 2024/1789, así como durante el proceso de propuestas de modificación de los códigos de red, con arreglo al artículo 60 del Reglamento (UE) 2019/943 o al artículo 73 del Reglamento (UE) 2024/1789, la ACER consultará de forma exhaustiva y en una fase temprana a los participantes en el mercado, los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de transporte de hidrógeno, los consumidores, los usuarios finales y, cuando proceda, las autoridades de la competencia, sin perjuicio de sus atribuciones respectivas, de forma abierta y transparente, especialmente cuando sus tareas afecten a los gestores de redes de transporte y a los gestores de redes de transporte de hidrógeno.».

7)

El artículo 15 se modifica como sigue:

1)

Los artículos 11, 12 y 13 se sustituyen por el texto siguiente:

«Artículo 11

Análisis de costes y beneficios de todo el sistema energético

1.   La REGRT de Electricidad y la Red Europea de Gestores de Redes de Hidrógeno (REGRH) a que se refiere el artículo 57 del Reglamento (UE) 2024/1789 del Parlamento Europeo y del Consejo (*4) elaborarán proyectos de metodologías coherentes para cada sector, incluido el modelo de red y de mercado de la energía a que se refiere el apartado 10 del presente artículo, a efectos de un análisis armonizado de la relación entre costes y beneficios de todo el sistema energético de la Unión para los proyectos en la lista de la Unión incluidos en las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, punto 1, letras a), b), d) y f), y punto 3 del anexo II del presente Reglamento.

Las metodologías a que se refiere el párrafo primero del presente apartado se elaborarán en consonancia con los principios establecidos en el anexo V, se basarán en hipótesis comunes que permitirán la comparación de proyectos y serán coherentes con los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y a su objetivo de neutralidad climática para 2050, así como con las normas y los indicadores previstos en el anexo IV.

Las metodologías a que se refiere el párrafo primero del presente apartado se aplicarán a la preparación de cada plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión ulterior elaborado por la REGRT de Electricidad en virtud del artículo 30 del Reglamento (CE) 2019/943 o la REGRH en virtud del artículo 60 del Reglamento (UE) 2024/1789.

A más tardar el 24 de abril de 2023, la REGRT de Electricidad publicará y presentará a los Estados miembros, a la Comisión y a la Agencia sus proyectos de metodología coherente para cada sector, después de recabar las aportaciones de las partes interesadas pertinentes durante el proceso de consulta mencionado en el apartado 2 del presente artículo. Toda metodología para un análisis de costes y beneficios del hidrógeno en todo el sistema energético desarrollado por la REGRT de Gas a más tardar el 1 de septiembre de 2024 se aprobará de conformidad con el proceso establecido en el presente artículo. A más tardar el 1 de diciembre de 2025, la REGRH publicará y presentará a los Estados miembros, la Comisión y la Agencia sus proyectos de metodología coherente para cada sector, después de recabar las aportaciones de las partes interesadas pertinentes durante el proceso de consulta en virtud del artículo 61, apartado 3, letra d), del Reglamento (UE) 2024/1789.

2.   Antes de presentar sus respectivos proyectos de metodologías a los Estados miembros, la Comisión y la Agencia, de conformidad con el apartado 1, la REGRT de Electricidad y la REGRH publicarán proyectos preliminares de metodologías, llevarán a cabo un amplio procedimiento de consulta y pedirán recomendaciones a los Estados miembros y, como mínimo, a las organizaciones representantes de todas las partes interesadas pertinentes, incluida la entidad europea de los gestores de redes de distribución creada en virtud del artículo 52, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 (en lo sucesivo, “entidad de los GRD de la UE”), las asociaciones que participan en los mercados de la electricidad, del gas natural y del hidrógeno, las partes interesadas en los ámbitos de la calefacción y el refrigerado, la captura y el almacenamiento de carbono, la captura y la utilización de carbono, los agregadores independientes, los operadores de la gestión de la demanda, las organizaciones que participan en las soluciones de eficiencia energética, las asociaciones de consumidores de energía, los representantes de la sociedad civil y, si se considera oportuno, las autoridades reguladoras nacionales y otras autoridades nacionales.

En el plazo de tres meses tras la publicación del proyecto preliminar de metodologías con arreglo al párrafo primero, cualquiera de las partes interesadas a que se refiere dicho párrafo podrá presentar una recomendación.

El Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático, creado con arreglo al artículo 10 bis del Reglamento (CE) n.o 401/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (*5), podrá, por propia iniciativa, presentar un dictamen sobre los proyectos de metodologías.

Cuando proceda, los Estados miembros y las partes interesadas a que se refiere el párrafo primero presentarán y pondrán a disposición del público sus recomendaciones, y el Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático presentará y pondrá a disposición del público su dictamen a la Agencia y, en su caso, a la REGRT de Electricidad o la REGRH.

El proceso de consulta será abierto, oportuno y transparente. La REGRT de Electricidad y la REGRH elaborarán y publicarán un informe sobre el proceso de consulta.

La REGRT de Electricidad y la REGRH harán constar los motivos por los que no hayan tenido en cuenta, o solo de forma parcial, las recomendaciones de los Estados miembros o de las partes interesadas, así como de las autoridades nacionales, o el dictamen del Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático.

3.   En el plazo de tres meses tras la recepción de los proyectos de metodologías junto con los comentarios obtenidos del proceso de consulta y el informe sobre la consulta, la Agencia remitirá un dictamen a la REGRT de Electricidad y la REGRH. La Agencia transmitirá su dictamen a la REGRT de Electricidad, la REGRH, los Estados miembros y la Comisión, y la publicará en su sitio web.

4.   En el plazo de tres meses tras la recepción del proyecto de las metodologías, los Estados miembros podrán hacer llegar sus dictámenes a la REGRT de Electricidad, la REGRH y la Comisión. Para facilitar la consulta, la Comisión podrá organizar reuniones específicas de los Grupos para debatir los proyectos de metodologías.

5.   En el plazo de tres meses tras la recepción de los dictámenes de la Agencia y de los Estados miembros, tal y como se especifica en los apartados 3 y 4, la REGRT de Electricidad y la REGRH modificarán sus respectivas metodologías para tener plenamente en cuenta los dictámenes de la Agencia y de los Estados miembros y los presentarán, junto con el dictamen de la Agencia, a la Comisión para su aprobación. La Comisión emitirá su decisión en un plazo de tres meses desde la presentación de las metodologías por parte de la REGRT de Electricidad y la REGRH, respectivamente.

6.   En el plazo de dos semanas tras la aprobación por parte de la Comisión, de conformidad con el apartado 5, la REGRT de Electricidad y la REGRH publicarán sus respectivas metodologías en sus páginas web. Publicarán las correspondientes series de datos de entrada y otros datos relevantes sobre la red, el flujo de carga y el mercado en una forma suficientemente precisa, sin perjuicio de las restricciones en el marco del Derecho nacional y los acuerdos de confidencialidad pertinentes. La Comisión y la Agencia velarán por que los datos recibidos sean tratados con carácter confidencial, tanto por ellas como por cualquier parte que realice un trabajo analítico basado en esos datos en su nombre.

7.   Las metodologías se actualizarán y mejorarán regularmente de conformidad con el procedimiento previsto en los apartados 1 a 6. En particular, se modificarán tras la presentación del modelo de red y de mercado de la energía a que se refiere el apartado 10. La Agencia, por propia iniciativa o sobre la base de una solicitud debidamente motivada de las autoridades reguladoras nacionales o de las partes interesadas, y previa consulta oficial a las organizaciones que representen a todas las partes interesadas mencionadas en el apartado 2, párrafo primero, y a la Comisión, podrá solicitar motivadamente dichas actualizaciones y mejoras, facilitando un calendario. La Agencia publicará las peticiones de las autoridades reguladoras nacionales o de las partes interesadas y todos los documentos no sensibles desde un punto de vista comercial que hayan suscitado una solicitud de actualización o mejora por parte de la Agencia.

8.   En cuanto a los proyectos que se inscriban en las categorías de infraestructuras energéticas contempladas en el anexo II, punto 1, letras c) y e), y en los puntos 2, 4 y 5, la Comisión garantizará el desarrollo de metodologías para un análisis armonizado de costes y beneficios de todo el sistema energético a escala de la Unión. Dichas metodologías serán compatibles, en términos de beneficios y costes, con las metodologías desarrolladas por la REGRT de Electricidad y la REGRH. La Agencia, con el apoyo de las autoridades reguladoras nacionales, promoverá la coherencia de esas metodologías con las desarrolladas por la REGRT de Electricidad y la REGRH. Las metodologías se desarrollarán de manera transparente, lo que comprende también consultar ampliamente a los Estados miembros y a todas las partes interesadas pertinentes.

9.   Cada tres años, la Agencia fijará y publicará una serie de indicadores y los valores de referencia correspondientes para comparar los costes unitarios de inversión de proyectos comparables de las categorías de infraestructuras energéticas contempladas en el anexo II. Los promotores de proyectos facilitarán los datos solicitados a las autoridades reguladoras nacionales y a la Agencia.

La Agencia publicará los primeros indicadores para las categorías de infraestructuras contempladas en el anexo II, puntos 1, 2 y 3, a más tardar el 24 de abril de 2023, en la medida en que se disponga de datos para calcular indicadores y valores de referencia sólidos. La REGRT de Electricidad y la REGRH podrán emplear dichos valores de referencia para los análisis de costes y beneficios realizados para los ulteriores planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión.

La Agencia publicará los primeros indicadores para las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, puntos 4 y 5, a más tardar el 24 de abril de 2025.

10.   A más tardar el 31 de octubre de 2025, tras un amplio proceso de consulta de las partes interesadas a que se refiere el apartado 2, párrafo primero, la REGRT de Electricidad y la REGRH presentarán conjuntamente a la Comisión y a la Agencia un modelo coherente y progresivamente integrado que proporcione coherencia entre las metodologías de cada sector basadas en hipótesis comunes, que incluya la infraestructura de transporte de la electricidad, el gas natural y el hidrógeno, así como el almacenamiento del gas natural, el gas natural licuado y los electrolizadores, que cubra los corredores y áreas prioritarios de infraestructura energética definidos en el anexo I, elaborado en consonancia con los principios previstos en el anexo V.

11.   El modelo al que hace referencia el apartado 10 abarcará, como mínimo, las interconexiones de los sectores pertinentes en todas las etapas de la planificación de infraestructuras, en concreto los modelos hipotéticos, las tecnologías y la resolución espacial, la detección de lagunas en las infraestructuras, en particular, en relación con las capacidades transfronterizas, y la evaluación de proyectos.

12.   Después de que la Comisión apruebe el modelo mencionado en el apartado 10 de conformidad con el procedimiento previsto en los apartados 1 a 5, el modelo se incluirá en las metodologías a las que hace referencia el apartado 1, que se modificarán en consecuencia.

13.   Al menos cada cinco años a partir de su aprobación de conformidad con el apartado 10, y con mayor frecuencia cuando sea necesario, el modelo y las metodologías coherentes en materia de costes y beneficios para cada sector se actualizarán de conformidad con el procedimiento a que se refiere el apartado 7.

14.   Hasta el 1 de enero de 2027, el presente artículo se aplicará supeditado a las disposiciones transitorias establecidas en el artículo 61 del Reglamento (UE) 2024/1789.

Artículo 12

Supuestos para los planes decenales de desarrollo de la red

1.   A más tardar el 24 de enero de 2023, la Agencia, después de llevar a cabo un proceso de consulta exhaustiva en el que participen la Comisión, los Estados miembros, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, la entidad de los GRD de la UE y, al menos, las organizaciones que representan a las asociaciones que participan en los mercados de la electricidad, del gas natural y del hidrógeno, las partes interesadas en los ámbitos de la calefacción y el refrigerado, la captura y el almacenamiento de carbono, la captura y la utilización de carbono, los agregadores independientes, los operadores de la gestión de la demanda, las organizaciones que participan en las soluciones de eficiencia energética, las asociaciones de consumidores de energía y los representantes de la sociedad civil, publicará las directrices marco para los modelos hipotéticos conjuntos que desarrollarán la REGRT de Electricidad y la REGRH. Tales directrices marco se actualizarán periódicamente, conforme sea necesario. El proceso de consulta para cualquier actualización de las directrices también permitirá la participación de la REGRH.

Las directrices marco a que se refiere el párrafo primero establecerán criterios para un desarrollo transparente, no discriminatorio y sólido de los modelos hipotéticos teniendo en cuenta las mejores prácticas en el ámbito de la evaluación de infraestructuras y la planificación del desarrollo de la red. Las directrices marco también tendrán por objeto garantizar que los supuestos subyacentes desarrollados por la REGRT de Electricidad y de la REGRT de Gas y la REGRH estén totalmente en consonancia con el principio de “primero, la eficiencia energética” y con los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y tendrán en cuenta los últimos modelos hipotéticos disponibles de la Comisión, así como, cuando proceda, los planes nacionales de energía y clima.

El Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático podrá, por iniciativa propia, aportar información sobre la manera de garantizar que los modelos hipotéticos cumplan los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050. La Agencia tendrá debidamente en cuenta dicha contribución en las directrices marco que figuran en el párrafo primero.

La Agencia motivará aquellos casos en que no haya tenido en cuenta las recomendaciones de los Estados miembros, las partes interesadas y el Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático, o solo las haya tenido en cuenta de forma parcial.

2.   La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH seguirán las directrices marco de la Agencia a la hora de elaborar los modelos hipotéticos conjuntos que se emplearán en los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión.

Los modelos hipotéticos conjuntos también incluirán una perspectiva a largo plazo hasta 2050 y pasos intermedios, según proceda.

3.   La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH invitarán a las organizaciones que representan a todas las partes interesadas pertinentes, incluidas la entidad de los GRD de la UE, las asociaciones que participan en los mercados de la electricidad, del gas natural y del hidrógeno, las partes interesadas en los ámbitos de la calefacción y el refrigerado, la captura y el almacenamiento de carbono, la captura y la utilización de carbono, los agregadores independientes, los operadores de la gestión de la demanda, las organizaciones que participan en las soluciones de eficiencia energética, las asociaciones de consumidores de energía y los representantes de la sociedad civil, a participar en el proceso de desarrollo de modelos hipotéticos, en particular sobre elementos clave, como las hipótesis y el modo en que se reflejan en los datos de los modelos hipotéticos.

4.   La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH publicarán y presentarán el borrador del informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos a la Agencia, a los Estados miembros y a la Comisión para obtener sus respectivos dictámenes.

El Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático podrá, por propia iniciativa, emitir un dictamen sobre el informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos.

5.   En un plazo de tres meses tras recibir el borrador del informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos, junto con los comentarios obtenidos del proceso de consulta y un informe sobre la manera en que se tuvieron en cuenta, la Agencia emitirá un dictamen sobre la conformidad de los modelos hipotéticos con las directrices marco contempladas en el apartado 1, párrafo primero, en particular posibles recomendaciones de modificaciones, a la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas, la REGRH, a los Estados miembros y a la Comisión.

En el mismo plazo, el Consejo Científico Consultivo Europeo sobre el Cambio Climático podrá, por propia iniciativa, emitir un dictamen sobre la compatibilidad de los modelos hipotéticos con los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050.

6.   En un plazo de tres meses tras recibir el dictamen mencionado en el apartado 5, la Comisión, teniendo en cuenta los dictámenes de la Agencia y de los Estados miembros, aprobará el borrador del informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos o solicitará a la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH que lo modifiquen.

La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH motivarán el modo en el que se ha atendido cualquier solicitud de modificación por parte de la Comisión.

En caso de que la Comisión no apruebe el informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos, presentará un dictamen motivado a la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH.

7.   En el plazo de dos semanas a partir de la aprobación del informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos de acuerdo con el apartado 6, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH publicarán dicho informe en sus respectivas páginas web. Por otro lado, publicarán los datos de entrada y salida correspondientes de manera lo bastante clara y precisa como para que un tercero pueda reproducir los resultados, teniendo en cuenta la normativa nacional y los acuerdos de confidencialidad pertinentes, así como la información sensible.

8.   Hasta el 1 de enero de 2027, el presente artículo se aplicará supeditado a las disposiciones transitorias establecidas en el artículo 61 del Reglamento (UE) 2024/1789.

Artículo 13

Detección de lagunas en las infraestructuras

1.   En el plazo de seis meses desde la aprobación del informe sobre los modelos hipotéticos conjuntos, en virtud del artículo 12, apartado 6, y posteriormente cada dos años, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH publicarán los informes sobre lagunas en las infraestructuras elaborados en el marco de los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión.

Al evaluar las lagunas en las infraestructuras, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH basarán sus análisis en los modelos hipotéticos creados con arreglo al artículo 12, aplicarán el principio de “primero, la eficiencia energética” y examinarán con carácter prioritario todas las soluciones pertinentes que no requieran de nuevas infraestructuras. Al examinar soluciones que conlleven infraestructuras nuevas, la evaluación de las lagunas en las infraestructuras tendrá en cuenta todos los costes pertinentes, incluidos los refuerzos de la red.

La evaluación de las lagunas en las infraestructuras se centrará, en particular, en aquellas lagunas que puedan afectar a la consecución de los objetivos climáticos de la Unión para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050.

Antes de publicar sus respectivos informes, la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH llevarán a cabo un amplio procedimiento de consulta en el que deberán participar todas las partes interesadas pertinentes, incluidas la entidad de los GRD de la UE, las asociaciones que participan en los mercados de la electricidad, del gas natural y del hidrógeno, las partes interesadas en los ámbitos de la calefacción y el refrigerado, la captura y el almacenamiento de carbono, la captura y la utilización de carbono, los agregadores independientes, los operadores de la gestión de la demanda, las organizaciones que participan en las soluciones de eficiencia energética, las asociaciones de consumidores de energía, los representantes de la sociedad civil, la Agencia y los representantes de todos los Estados miembros que formen parte de los corredores prioritarios de infraestructura energética pertinentes que figuran en el anexo I.

2.   La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH presentarán los borradores de informes sobre las lagunas en las infraestructuras a la Agencia, la Comisión y los Estados miembros para obtener sus respectivos dictámenes.

3.   En el plazo de tres meses tras recibir el informe sobre lagunas en las infraestructuras junto con los comentarios obtenidos del proceso de consulta y un informe sobre la manera en que se tuvieron en cuenta, la Agencia presentará su dictamen ante la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas o la REGRH, y ante la Comisión y los Estados miembros y lo hará público.

4.   La Comisión, en el plazo de tres meses tras recibir el dictamen de la Agencia mencionado en el apartado 3, elaborará y presentará su dictamen a la REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas o la REGRH teniendo en cuenta el dictamen de la Agencia y los comentarios de los Estados miembros.

5.   La REGRT de Electricidad, la REGRT de Gas y la REGRH adaptarán sus informes sobre lagunas en las infraestructuras teniendo debidamente en cuenta el dictamen de la Agencia y en consonancia con los dictámenes de la Comisión y de los Estados miembros, y los harán públicos.

6.   Hasta el 1 de enero de 2027, el presente artículo se aplicará supeditado a las disposiciones transitorias establecidas en el artículo 61 del Reglamento (UE) 2024/1789.

(*4)  Reglamento (UE) 2024/1789 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de junio de 2024, relativo a los mercados interiores del gas renovable, del gas natural y del hidrógeno y por el que se modifican los Reglamentos (UE) n.o 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 y (UE) 2022/869 y la Decisión (UE) 2017/684 y se deroga el Reglamento (CE) n.o 715/2009 (DO L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj)."

(*5)  Reglamento (CE) n.o 401/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativo a la Agencia Europea de Medio Ambiente y a la Red Europea de Información y de Observación sobre el Medio Ambiente (DO L 126 de 21.5.2009, p. 13).»."

2)

En el artículo 31, se inserta el párrafo siguiente:

«5.   En los anexos del presente Reglamento, toda referencia a la “REGRT de Gas” se entenderá hecha a “la REGRT de Gas y la REGRH” a efectos de las disposiciones transitorias en virtud del artículo 61 del Reglamento (UE) 2024/1789. A partir del 1 de enero de 2027, toda referencia a la “REGRT de Gas” se entenderá hecha a la REGRH.».

a)

el artículo 11, apartado 3, letra b), el artículo 34, apartado 6, y el artículo 84 serán aplicables a partir del 1 de enero de 2025;

b)

la sección 5 será aplicable a partir del 1 de enero de 2025, a excepción de los artículos 42, 43, 44, 52, 53 y 54, que serán aplicables a partir del 4 de agosto de 2024.

1.

2.

3.

4.

5.

La autoridad reguladora o el gestor de la red de transporte facilitarán un modelo tarifario simplificado que incluya los parámetros y valores desagregados de la metodología y que permita replicar el cálculo de los ingresos autorizados u objetivo del gestor de la red de transporte.

6.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

1.

2.

El informe de seguimiento se publicará cada dos años. La ACER publicará informes adicionales, previa solicitud motivada de la Comisión como máximo una vez al año.

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