RECOMENDACIÓN (UE) 2020/775 DE LA COMISIÓN de 5 de junio de 2020 relativa a los elementos fundamentales de la compensación justa y otros elementos fundamentales que deben incluirse en las disposiciones técnicas, legales y financieras acordadas entre los Estados miembros para la aplicación del mecanismo de asistencia con arreglo al artículo 15 del Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo [notificada con el número C(2020) 3572], - Diario Oficial de la Unión Europea, de 12-06-2020

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,

Visto el artículo 15, apartado 7, del Reglamento (UE) 2019/941 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad y por el que se deroga la Directiva 2005/89/CE (1).

Considerando lo siguiente:

(1) El artículo 194, apartado 1, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE) establece que la política energética de la Unión ha de tener por objetivo garantizar la seguridad del abastecimiento energético en la Unión, con un espíritu de solidaridad entre los Estados miembros.

(2) El Reglamento sobre la preparación frente a los riesgos en el sector de la electricidad tiene por objeto contribuir a la consecución de los objetivos de la Unión de la Energía, de los que forman parte integrante la seguridad energética, la solidaridad, la confianza y una política climática ambiciosa.

(3) Dicho Reglamento introduce un mecanismo de asistencia entre los Estados miembros a modo de herramienta para prevenir o gestionar las crisis de electricidad en la Unión.

(4) Al adoptar las medidas necesarias para aplicar el mecanismo de asistencia, los Estados miembros deben acordar una serie de disposiciones técnicas, legales y financieras en sus acuerdos regionales o bilaterales, y describirlas en sus planes de preparación frente a los riesgos.

(5) Para ayudar a los Estados miembros en dicha aplicación, y previa consulta con el Grupo de Coordinación de la Electricidad (GCE) y con la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), la Comisión ha elaborado estas orientaciones no vinculantes sobre los elementos fundamentales que deben incluirse en dichas disposiciones.

HA ADOPTADO LA PRESENTE RECOMENDACIÓN:

1.

Los Estados miembros deberían seguir las orientaciones no vinculantes recogidas en el anexo de la presente Recomendación. Estas orientaciones tienen por objeto ayudar a los Estados miembros a establecer las disposiciones técnicas, legales y financieras para dar cumplimiento a las obligaciones de asistencia contempladas en el artículo 15 del Reglamento (UE) 2019/941 y describirlas en los planes de preparación frente a los riesgos que han de elaborar con arreglo a lo dispuesto en dicho Reglamento.

2.

La presente Recomendación se publicará en el Diario Oficial de la Unión Europea.

Hecho en Bruselas, el 5 de junio de 2020.

Por la Comisión

Kadri SIMSON

Miembro de la Comisión

(1) DO L 158 de 14.6.2019, p. 1.

ANEXO

1. INTRODUCCIÓN

El Reglamento (UE) 2019/941 («el Reglamento») lleva el concepto de solidaridad a la práctica y establece un mecanismo de asistencia entre los Estados miembros que se activa cuando se cumplen las condiciones establecidas en las disposiciones pertinentes. La asistencia es un mecanismo de último recurso para prevenir o gestionar las crisis de electricidad.

1.1. El mecanismo de asistencia

Si un Estado miembro solicita asistencia, el mecanismo de asistencia incluye la obligación para los demás Estados miembros con los que existan acuerdos regionales o bilaterales (1) de cooperar en un espíritu de solidaridad para prevenir y gestionar las crisis de electricidad. Los límites de la ayuda que un Estado miembro puede prestar son, generalmente:

- el máximo posible de capacidad interzonal disponible, dadas unas condiciones específicas de crisis,

- la cantidad de electricidad necesaria para proteger su propia seguridad tanto pública como de las personas (2),

- la seguridad operativa de su propia red de electricidad.

Los diferentes elementos de los acuerdos regionales y bilaterales sobre los aspectos legales, técnicos y financieros de la asistencia ya están cubiertos en parte por el artículo 15 del Reglamento. Además, en sus acuerdos regionales y bilaterales, los Estados miembros deben ponerse de acuerdo sobre todos los elementos y pormenores necesarios con el fin de proporcionar certidumbre y seguridad a todos aquellos que contribuyan al funcionamiento del mecanismo de asistencia. Estos acuerdos deben describirse en los respectivos planes de preparación frente a los riesgos; en particular, debe incluirse el mecanismo de compensación económica. El Reglamento y estas orientaciones no armonizan todos los aspectos de la compensación justa entre Estados miembros.

La noción de compensación, tal como se describe en el artículo 15 del Reglamento, es muy amplia. Incluye los pagos por la electricidad suministrada al territorio del Estado miembro que solicita la asistencia, y otros costes adicionales, como los costes de transporte asociados y otros costes razonables que haya soportado el Estado miembro que presta la asistencia.

Deben darse varias condiciones para que la asistencia funcione correctamente.

En primer lugar, las medidas basadas en el mercado deben seguir aplicándose durante el mayor tiempo posible. Los Estados miembros deben hacer todo lo posible para completar el desarrollo de mecanismos coordinados o plataformas que permitan el reparto de las respuestas voluntarias de la demanda y de otra capacidad flexible. Tanto los posibles Estados miembros suministradores como los solicitantes deben, en su propio interés, evitar situaciones en las que sea preciso comenzar a aplicar en una fase más temprana medidas no basadas en el mercado, incluyendo la aplicación de restricciones obligatorias a los clientes. También está en consonancia con el principio general del Reglamento según el cual debe darse el máximo margen de maniobra al mercado para resolver los problemas de suministro de electricidad.

En segundo lugar, debe permitirse la variación de los precios al por mayor de acuerdo con las normas del mercado, incluso en una crisis de electricidad, siempre que el funcionamiento de los mercados de electricidad no provoque un mayor deterioro de dicha crisis. De hecho, las restricciones de las ofertas y los límites de precios implícitos o explícitos, que no cumplen unas normas de mercado bien diseñadas (3), impiden que las señales que transmiten los precios reflejen la necesidad de electricidad adicional y, por tanto, que la electricidad fluya allí donde es necesaria. Esto significa que debe permitirse que los precios de mercado se definan basándose en la oferta y la demanda durante el mayor tiempo posible en el período previo al comienzo de una crisis, y que los precios de liquidación de los desvíos tras una crisis deben reflejar el coste para los consumidores de cualquier corte de suministro. Así se evita que los límites de precios implícitos en las normas de balance constituyan un factor disuasorio para la inversión en la capacidad flexible y fiable que puede ayudar a evitar crisis de electricidad.

En tercer lugar, debe mantenerse en todo momento el acceso transfronterizo a las infraestructuras, siempre que sea posible desde los puntos de vista técnico y de la seguridad, de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo (4), incluso en una crisis de electricidad. En función de las limitaciones técnicas de cada Estado miembro, los acuerdos deben garantizar que la capacidad interzonal y las ofertas de la demanda, cuando proceda, sean plenamente accesibles para los operadores del mercado a través de la frontera. Esto retrasará la necesidad de aplicar restricciones a los clientes en el Estado miembro que se enfrente a dificultades de suministro.

En cuarto lugar, se anima a los Estados miembros a que cooperen durante todas las fases de una crisis de electricidad. Una cooperación efectiva en fases tempranas podría impedir que se produzca o que se agrave una crisis de electricidad, y atenuar sus efectos.

Un Estado miembro solicitante solo puede desencadenar la asistencia como último recurso si se han agotado todas las opciones que proporciona el mercado o cuando sea patente que no basta solo con las medidas basadas en el mercado para evitar un mayor deterioro de la situación del suministro de electricidad, especialmente cuando dicho Estado miembro no pueda garantizar la electricidad necesaria para proteger la seguridad tanto pública como de las personas. Además, deben haberse agotado las medidas nacionales del plan de preparación frente a los riesgos del Estado miembro solicitante.

1.2. Base jurídica

El artículo 15, apartado 7, del Reglamento establece que la Comisión, previa consulta al GCE y a la ACER, debe proporcionar orientaciones no vinculantes sobre los elementos fundamentales de la compensación justa a que se refieren los apartados 3 a 6 y otros elementos fundamentales de las disposiciones técnicas, legales y financieras a que se refiere el apartado 3, así como sobre los principios generales de la asistencia mutua contemplada en el apartado 2.

1.3. Ámbito de aplicación de las directrices

Los artículos 12 y 15 del Reglamento señalan varios elementos y aspectos del mecanismo de asistencia que deben acordarse e incluirse en los acuerdos regionales y bilaterales. Sin embargo, el Reglamento concede a los Estados miembros un amplio margen de maniobra para acordar el contenido de tales medidas coordinadas y, por consiguiente, el contenido de la asistencia que presten. Corresponde a los Estados miembros decidir y acordar dichas medidas coordinadas y, en particular, las disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias para su aplicación.

Antes de poder ofrecer orientaciones útiles sobre estos y otros elementos que puedan incluirse en dichos acuerdos es preciso comprender mejor las situaciones en las que puede desencadenarse la asistencia, así como los esfuerzos y los principios básicos que podrían evitar que se produjeran tales situaciones. Las presentes orientaciones no vinculantes no ofrecen, ni pueden ofrecer, una lista exhaustiva y preceptiva para todos los Estados miembros, ya que estos deben tener libertad para escoger las soluciones que mejor se adapten a sus capacidades, sus marcos existentes, su situación y sus prioridades. En su lugar, recomiendan el uso de una serie de elementos necesarios y otros opcionales, y describen posibles maneras de aplicar determinadas medidas de asistencia.

El enfoque que se propone es que los Estados miembros basen las medidas coordinadas en los marcos y procedimientos nacionales existentes siempre que sea posible, y que hagan las adaptaciones necesarias para la asistencia. Esto puede incluir el uso de plataformas o mecanismos existentes para medidas relativas a la demanda, o de mecanismos existentes de compensación a los clientes.

2. DISPOSICIONES LEGALES, TÉCNICAS Y FINANCIERAS

2.1. Disposiciones legales

El objetivo de las disposiciones legales es garantizar seguridad jurídica a todos aquellos que suministran o reciben electricidad en caso de crisis de electricidad. Se recomienda a los Estados miembros que participen en la aplicación del mecanismo de asistencia que establezcan disposiciones legales claras, transparentes y eficaces para que las partes interesadas conozcan las normas y los procedimientos de asistencia transfronteriza.

El artículo 12 del Reglamento exige que los planes de preparación frente a los riesgos incluyan medidas regionales y, en su caso, bilaterales, con objeto de que se prevengan y gestionen adecuadamente las situaciones de crisis con un impacto transfronterizo. Al establecer las disposiciones legales, los Estados miembros también pueden considerar la posibilidad de formar subgrupos dentro de una región (5), que incluyan a aquellos Estados miembros que dispongan de la capacidad técnica para prestarse mutuamente asistencia. Esto se debe a que no todos los miembros de una región más amplia tendrán necesariamente la posibilidad de suministrar electricidad a otro Estado miembro en caso de crisis. Por lo tanto, no es necesario celebrar acuerdos regionales sobre medidas transfronterizas concretas con todos los Estados miembros de una región, sino únicamente con aquellos que dispongan de la capacidad técnica para prestar asistencia. Las medidas bilaterales deben acordarse entre Estados miembros que estén directamente conectados pero que no pertenezcan a la misma región.

Puede haber situaciones particulares en las que un Estado miembro no esté conectado directamente a ningún otro. Esta situación puede variar con los proyectos de infraestructuras de interconexión que hay actualmente en desarrollo. En caso de que las interconexiones entren en servicio tras la adopción de los planes de preparación frente a los riesgos, los Estados miembros afectados tendrán que elaborar a la mayor brevedad las disposiciones legales, financieras y técnicas establecidas en el artículo 15 del Reglamento y actualizar sus planes de preparación frente a los riesgos en consecuencia.

2.1.1. Estados miembros implicados

Los Estados miembros implicados en el mecanismo de asistencia son:

- el Estado miembro que solicita la asistencia, y

- todos los Estados miembros de la misma región (con un acuerdo regional) que dispongan de la capacidad técnica para prestar asistencia, y los Estados miembros con acuerdos bilaterales (conectados al Estado miembro solicitante, pero que no pertenezcan a la misma región).

Si el Estado miembro solicitante cuenta con un acuerdo regional o bilateral, debe comunicar su necesidad de asistencia a todos los Estados miembros que puedan prestar dicha asistencia.

2.1.2. Solicitud de asistencia

Puesto que las crisis de electricidad exigen respuestas rápidas, la solicitud de asistencia debe ser breve, normalizada y contener un mínimo de información necesaria. Lo ideal sería que los Estados miembros que celebren un acuerdo regional o bilateral convengan un modelo de solicitud y lo adjunten al acuerdo como anexo. La siguiente información se considera la mínima necesaria para responder eficazmente a una solicitud de asistencia:

- nombre del Estado miembro solicitante, así como la entidad competente y la(s) persona(s) de contacto,

- nombre del gestor de red de transporte (GRT) y del operador designado para el mercado de electricidad (NEMO), y persona(s) de contacto responsable(s),

- indicación del déficit previsto en términos de energía y potencia (medidas en una unidad establecida de común acuerdo) y duración previsible de esta diferencia,

- indicación por parte del Estado miembro solicitante de los interconectores o puntos de entrega preferibles, cuando proceda (por ejemplo, para los generadores móviles),

- en el caso de determinadas herramientas técnicas concertadas (solicitud de reactivación de centrales en moratoria, transferencia de generadores móviles, activación de reservas estratégicas, etc.), la petición de que se indique el momento de la primera entrega posible y la duración previsible de la prestación de suministros (que indicará el período previsible durante el cual el Estado miembro de que se trate prestará asistencia),

- una referencia al compromiso del Estado miembro solicitante de pagar una compensación por asistencia.

2.1.3. Usuarios de electricidad que tienen derecho a recibir una protección especial contra la desconexión por motivos de seguridad tanto pública como de las personas

El artículo 11 del Reglamento describe las medidas que deben incluirse en los planes de preparación frente a los riesgos con relación a las medidas nacionales para prevenir, preparar y atenuar una crisis de electricidad. El apartado 1, letra h), permite a los Estados miembros especificar, por lo que respecta a la seguridad tanto pública como de las personas, las categorías de usuarios de electricidad que, de conformidad con la legislación nacional, tienen derecho a recibir una protección especial contra la desconexión, y justificar la necesidad de dicha protección. La «seguridad tanto pública como de las personas» hace referencia al bienestar y la protección de la población en general, y a la prevención y la protección contra los peligros asociados con los usuarios que tienen derecho a recibir una protección especial contra la desconexión.

Para proteger la seguridad tanto pública como de las personas, los Estados miembros deben establecer medidas especiales que garanticen la continuidad del suministro eléctrico considerando:

- las necesidades críticas a escala nacional, regional y local,

- los problemas de seguridad y salud públicas,

- la posibilidad de daños catastróficos o un elevado riesgo de graves problemas de seguridad (debido, por ejemplo, a los riesgos medioambientales),

- la exposición potencial a amenazas para la seguridad,

- las capacidades técnicas para realizar desconexiones selectivas.

Según lo dispuesto en el Reglamento, los Estados miembros pueden definir en la legislación nacional qué categorías de usuarios de electricidad tienen derecho a recibir una protección especial contra la desconexión. Al definir estas categorías, los Estados miembros deben tener en cuenta la duración y el alcance de una crisis, que puede influir en la lista de usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión. Si la crisis se prolonga más allá de un determinado plazo o va más allá de un determinado ámbito, puede poner en peligro la vida, la seguridad o la salud de sectores más amplios de la población. En cualquier caso, la lista de usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión debe estar claramente definida en los planes de preparación frente a los riesgos, indicando la categoría de usuarios que solo puede incluirse en caso de crisis generalizada de larga duración. La lista debe ser coherente con los escenarios de riesgo identificados a nivel nacional y regional incluidos en los planes de preparación frente a los riesgos y con su impacto estimado.

Algunos ejemplos de usuarios de electricidad que podrían tener derecho a recibir una protección especial contra la desconexión son:

- Sector energético:

- Subsector de la electricidad: los requisitos esenciales del propio sistema eléctrico, especialmente los que tienen por objeto mantener la capacidad de generación y la seguridad nuclear, y los centros de distribución.

- Subsector del gas: las instalaciones de los sistemas de gas esenciales para garantizar su seguridad y los centros de distribución.

- Las refinerías de petróleo y las centrales de bombeo de petróleo indispensables para mantener la seguridad de las instalaciones.

- Sector del transporte:

- Transporte aéreo: los grandes aeropuertos e instalaciones de control asociadas.

- Transporte ferroviario: las operaciones ferroviarias importantes si dependen del suministro general de electricidad.

- Transporte por carretera: los sistemas de control de la gestión del tráfico y los semáforos.

- Transporte marítimo: los grandes puertos y astilleros e instalaciones de control asociadas.

- Sector sanitario: los establecimientos de asistencia sanitaria, incluidos hospitales y clínicas privadas.

- Abastecimiento de agua: las instalaciones de agua y de depuración esenciales.

- Servicios digitales y de telecomunicaciones cuyo funcionamiento continuado constituya una necesidad nacional.

- Protección y seguridad:

- Servicios de emergencia de relevancia nacional o regional.

- Instalaciones de protección civil.

- Centros de las fuerzas armadas, en particular los que ofrecen apoyo en materia de protección civil.

- Servicios penitenciarios públicos o privados.

- Instalaciones administrativas cuyo funcionamiento continuado constituya una necesidad nacional.

- Servicios financieros cuyo funcionamiento continuado constituya una necesidad a escala nacional o de la UE.

- Centros con procesos industriales que no sean sostenibles con grupos electrógenos de emergencia, en los que las desconexiones pueden causar problemas de seguridad importantes.

En el caso de los países que definen en la legislación nacional los usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión, la lista debe mantenerse actualizada, junto con el consumo estimado para cada uno de los elementos.

Se recomienda velar por que los usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión dispongan asimismo de medidas sólidas de continuidad de la actividad para mantener una adecuada prestación de servicios en caso de crisis de electricidad, en lugar de depender únicamente de las medidas previstas en los planes de preparación frente a los riesgos.

Todos los usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión deben reducir su carga en la medida de lo posible en caso de crisis de electricidad. Si la situación se deteriora y es inminente el riesgo de falta de suministro a estos usuarios de electricidad, debe darse prioridad a evitar la pérdida de vidas humanas y a reducir al mínimo el riesgo de catástrofes que impliquen la pérdida de vidas o daños importantes.

2.1.4. Inicio y fin de la prestación de asistencia

El artículo 15, apartado 3, del Reglamento exige que los Estados miembros alcancen un acuerdo sobre la circunstancia desencadenante de la asistencia y de su suspensión. Esto debe hacerse a reserva de las disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias.

El artículo 2, apartado 9, del Reglamento define «crisis de electricidad» como una situación existente o inminente de escasez significativa de electricidad, determinada por los Estados miembros y descrita en sus planes de preparación frente a los riesgos, o en la que es imposible suministrar electricidad a los clientes. Tras la declaración de una crisis de electricidad por parte de la autoridad competente del Estado miembro de que se trate, todas las medidas acordadas deben aplicarse en la mayor medida posible.

La circunstancia desencadenante de la solicitud de asistencia debe definirse en el contexto de toda situación existente o inminente en que sea previsible la necesidad de medidas no basadas en el mercado para evitar o reducir al mínimo el impacto de la crisis de electricidad.

En particular, cuando las categorías de usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión estén determinadas por la legislación nacional, la circunstancia desencadenante de la solicitud de asistencia debe definirse en el contexto de una situación existente o inminente en la que un Estado miembro no pueda garantizar, por lo que respecta a la seguridad tanto pública como de las personas, la protección contra la desconexión a las categorías de usuarios de electricidad especificadas, a pesar de todas las medidas nacionales basadas en el mercado o no. En el caso de los Estados miembros que no definan en la legislación nacional las categorías de usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión, la circunstancia desencadenante de la solicitud de asistencia debe definirse en el contexto de una situación existente o inminente en la que un Estado miembro no pueda suministrar la cantidad de electricidad necesaria para proteger la seguridad tanto pública como de las personas.

Para cada escenario de riesgo identificado en el plan de preparación frente a los riesgos, los Estados miembros deben especificar el incidente desencadenante. Puede tratarse de incidentes operativos o no operativos. Los incidentes operativos pueden ser la pérdida de controlabilidad, la falta de equilibrio entre la generación y la demanda, la falta de reservas o la imposibilidad de suministrar electricidad debido a daños físicos en los componentes de los sistemas. Los incidentes no operativos pueden ser, por ejemplo, amenazas externas para la seguridad.

El riesgo de uso indebido del mecanismo de asistencia por solicitudes injustificadas es muy pequeño debido a las estrictas condiciones que se han de cumplir antes de que se desencadene el mecanismo de asistencia.

Sin perjuicio de lo que acuerden los Estados miembros en los respectivos acuerdos regionales o bilaterales, la obligación de prestar asistencia debe dejar de aplicarse cuando:

- el Estado miembro que haya solicitado la asistencia informe al Estado o a los Estados miembros que la hayan prestado de que está de nuevo en condiciones de suministrar electricidad a sus usuarios de electricidad con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión o de garantizar el suministro de electricidad necesaria para proteger la seguridad tanto pública como de las personas,

- el Estado miembro que presta asistencia ya no pueda abastecer a sus propios usuarios de electricidad, particularmente a los usuarios con derecho a recibir una protección especial contra la desconexión, o ya no pueda garantizar el suministro de electricidad con el fin de proteger la seguridad tanto pública como de las personas debido a un deterioro de su propio sistema.

También es posible que, a pesar de la existencia de una crisis de electricidad grave, el Estado miembro que solicitó inicialmente la asistencia decida solicitar su suspensión, por ejemplo porque no pueda permitirse pagar.

2.1.5. Funciones y responsabilidades

La responsabilidad última de la gestión del mecanismo de asistencia debe recaer en los Estados miembros. Esto incluye, en particular, la decisión de solicitar asistencia y la supervisión general de la manera en que las entidades responsables de tareas específicas están aplicando el mecanismo. El Reglamento no requiere la creación de nuevas entidades específicas. Se recomienda a los Estados miembros que, de preferencia, asignen las responsabilidades a entidades existentes o, en circunstancias especiales, a nuevas entidades, teniendo en cuenta su estructura organizativa y su experiencia en la gestión de crisis y en la respuesta a emergencias. Para reducir costes y, en particular, para evitar costes fijos, los Estados miembros deben basarse en mecanismos existentes siempre que sea posible. El principio rector en este sentido debe ser que la asistencia se preste de manera eficiente y eficaz.

Las autoridades competentes según el Reglamento son responsables de implantar el marco para la asistencia, con tareas y responsabilidades claramente asignadas a los actores correspondientes, como el coordinador nacional de crisis, el coordinador o el equipo compuesto por los correspondientes gestores nacionales de crisis de electricidad, los GRT, la autoridad nacional de reglamentación y las empresas de electricidad. Las autoridades competentes son asimismo las más indicadas para preparar los acuerdos regionales y bilaterales con las autoridades competentes de otros Estados miembros. Estos acuerdos constituirán la base jurídica de la asistencia, incluyendo el pago de la compensación y la liquidación financiera tras la prestación de la asistencia. Los Estados miembros y sus autoridades competentes son asimismo los más indicados para ser responsables de enviar o recibir solicitudes de asistencia, coordinar las medidas y notificar la suspensión de la aplicación de la asistencia. La responsabilidad financiera de la compensación también debe recaer, en última instancia, en los Estados miembros, a fin de ofrecer garantías suficientes del rápido pago de una compensación justa.

A reserva de las limitaciones técnicas y jurídicas existentes en cada Estado miembro, las autoridades nacionales de reglamentación son las más indicadas para llevar la iniciativa o, al menos, participar en el proceso de cálculo de los costes de compensación. De preferencia, los GRT deben ser los encargados de distribuir las cantidades de electricidad necesarias de manera rentable.

Los GRT, con el apoyo de los centros de coordinación regionales y los coordinadores regionales de seguridad (a la espera de la creación de centros de coordinación regionales), son los más indicados para asumir la responsabilidad de coordinar todos los aspectos técnicos y de aplicar todas las medidas operativas necesarias cuando se aplique la asistencia. La entidad del Estado miembro que se encarga de prestar asistencia también podría encargarse de recopilar las reclamaciones por falta de suministro de electricidad y los costes adicionales, de verificarlas y canalizarlas a la entidad del Estado miembro que se haya beneficiado de la asistencia. En este contexto un enfoque de «ventanilla única» podría resultar útil. Se recomienda a los Estados miembros que determinen y convengan la entidad encargada de la recopilación y la canalización de las reclamaciones de compensación por restricciones.

Incluir la figura de un mediador en los acuerdos regionales y bilaterales celebrados entre los Estados miembros podría dar seguridad a todas las partes en cuanto al pago y al cálculo de los costes de compensación. El mediador podría contribuir a resolver cualquier desacuerdo sobre el importe de la compensación a pagar.

2.1.6. Forma jurídica del acuerdo regional y bilateral

No existe ningún requisito explícito en lo que respecta a la forma jurídica de los acuerdos regionales y bilaterales. Los Estados miembros gozan de libertad para encontrar una forma jurídica que genere derechos y obligaciones entre ellos si se aplica el mecanismo de asistencia. El derecho a solicitar asistencia y la obligación de prestarla se establecen en los artículos 14 y 15 del Reglamento. Los acuerdos regionales y bilaterales definirán el modo en que deben ejercerse estos derechos y obligaciones establecidos en el Derecho de la Unión. Los acuerdos tendrán carácter operativo, no serán de naturaleza política. Dependiendo de los requisitos de la legislación nacional de cada Estado miembro, puede bastar, a efectos de aplicación, con que las autoridades competentes celebren un acuerdo administrativo vinculante. Este podría incluir disposiciones de los tratados regionales o bilaterales existentes, acuerdos contractuales entre GRT o condiciones de concesión de licencias específicas para las entidades de electricidad, siempre que sean supervisadas por las autoridades competentes pertinentes. En cambio, un instrumento jurídico no vinculante como un memorando de entendimiento no sería suficiente por sí solo, ya que no crea obligaciones jurídicas entre los participantes. Por lo tanto, basarse únicamente en acuerdos en forma de memorando no cumpliría las exigencias del artículo 15 de crear un sistema jurídicamente vinculante para la asistencia y podría interpretarse como una aplicación insuficiente del artículo 15 (6).

2.1.7. Asistencia antes de la celebración de acuerdos regionales y bilaterales

De conformidad con el artículo 15 del Reglamento, en caso de que se produzca una crisis de electricidad para la que los Estados miembros no hayan acordado aún medidas coordinadas y disposiciones técnicas, legales y financieras, los Estados miembros deben acordar medidas y disposiciones ad hoc, en particular en lo que se refiere a la compensación justa. Cuando un Estado miembro solicite asistencia antes de que se haya alcanzado un acuerdo, debe comprometerse a pagar una compensación justa antes de recibir la asistencia.

2.1.8. Tratamiento de la información confidencial

Cuando les corresponda, los Estados miembros y las autoridades competentes deben aplicar los procedimientos a que se refiere el presente Reglamento de conformidad con la normativa aplicable, incluida la normativa nacional relacionada con el tratamiento de información y procesos confidenciales. Si esto lleva a una situación en la que no se puede divulgar alguna información, incluso partes de los planes de preparación frente a los riesgos, el Estado miembro o la autoridad de que se trate puede facilitar un resumen no confidencial de dicha información, lo cual debe hacer de manera obligatoria de mediar solicitud previa en tal sentido.

La Comisión, la ACER, el GCE, la REGRT de Electricidad, los Estados miembros, las autoridades competentes y las autoridades nacionales de reglamentación, así como el resto de organismos, entidades y personas pertinentes, que reciban información confidencial en virtud del Reglamento deben garantizar la confidencialidad de dicha información.

2.2. Disposiciones técnicas

La finalidad de las disposiciones técnicas es describir todas las medidas y condiciones técnicas necesarias para llevar a la práctica el mecanismo de asistencia. Esto requeriría un intercambio de información previo obligatorio sobre la capacidad y las limitaciones técnicas de las infraestructuras eléctricas pertinentes, así como la cantidad teórica máxima de electricidad pertinente para la asistencia, junto con una evaluación de las limitaciones técnicas que dificultarían la asistencia. Si existen limitaciones técnicas o de otro tipo, se anima a los Estados miembros a determinar y convenir soluciones mutuamente aceptables que se apliquen para garantizar la capacidad interzonal necesaria en caso de que se desencadene el mecanismo de asistencia.

En función de las limitaciones técnicas de cada Estado miembro, es posible que los GRT, con el apoyo del centro de coordinación regional, sean los más indicados para asumir la responsabilidad de coordinar todos los aspectos técnicos y de aplicar todas las medidas operativas necesarias basándose en su conocimiento de los sistemas eléctricos y en sus regímenes existentes de cooperación transfronteriza en caso de emergencia (7). Estas estructuras de cooperación, acuerdos y experiencias existentes deben servir de base para la asistencia. En cualquier caso, debe determinarse (si ya existe) o establecerse un marco general claro, que incluya las condiciones técnicas, para que la cooperación necesaria pueda desarrollarse con seguridad jurídica. Los datos técnicos pueden actualizarse según sea necesario en los planes de preparación frente a los riesgos.

2.2.1. Soluciones técnicas y coordinación (artículo 15, apartado 2) Pueden adoptarse soluciones y disposiciones técnicas para los distintos componentes de la infraestructura de un determinado Estado miembro. Esto proporcionará una imagen clara de la asistencia disponible, de las limitaciones técnicas existentes y una mejor estimación de los costes de aplicación de cada medida (si procede). Dado que las situaciones de crisis potenciales pueden ser muy diferentes, es importante que los Estados miembros dispongan de una amplia gama de opciones e instrumentos a los que recurrir. En las disposiciones técnicas se puede incluir una lista indicativa y no exhaustiva de soluciones técnicas, para que las partes conozcan las acciones que se podrían emprender tanto antes de una emergencia como durante la misma. Los simulacros de medidas de asistencia pueden ser útiles para prepararse para este tipo de situaciones.

Las directrices de gestión de la red (8) y el código de red relativo a emergencia y reposición del servicio (9) constituyen un código normativo detallado que regula el modo en que deben actuar y cooperar los gestores de las redes de transporte y otros agentes pertinentes para velar por la seguridad del sistema. También armonizan las normas técnicas de los GRT y los protocolos de emergencia dentro de cada zona síncrona. Estas normas técnicas tienen por objeto garantizar que la mayoría de los incidentes de electricidad se resuelven con eficacia a nivel operativo. Para abordar las situaciones de crisis de electricidad que pudieran tener mayor escala e impacto cuando las normas de gestión del mercado y de la red no bastan por sí solas, los Estados miembros deben acordar medidas específicas que vayan más allá de la responsabilidad de los GRT para prevenir, preparar y gestionar dichas situaciones. Incluso durante estas situaciones de crisis, deben respetarse las normas que rigen el mercado interior, así como las normas de gestión de la red incluidas en las directrices de gestión de la red y el código de red relativo a emergencia y reposición del servicio (que regulan la restricción de las transacciones, la limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad o la limitación de la provisión de programas).

El código de red relativo a emergencia y reposición del servicio establece los requisitos para la gestión por parte de los GRT de los estados de emergencia, apagón y reposición, así como la coordinación de la gestión de la red en tales estados en toda la Unión, incluido el procedimiento para la suspensión de las actividades de mercado, el plan de defensa y el plan de reposición. El plan de defensa de la red es la recopilación de las medidas técnicas y organizativas que han de adoptarse para impedir la propagación o el deterioro de una perturbación en la red de transporte, a fin de evitar una perturbación de estado de área extensa y un estado de apagón.

Las soluciones y disposiciones técnicas deben aprovechar al máximo las posibilidades que ofrece la cooperación regional. Por lo tanto, estas disposiciones deben incluir las medidas técnicas acordadas necesarias para prevenir la crisis, así como las medidas técnicas acordadas necesarias para atenuar sus efectos y evitar su agravamiento cuando la crisis ya se ha producido.

Algunas de las soluciones técnicas son preventivas, es decir, se llevan a cabo con bastante antelación para reducir al mínimo el riesgo de futuras crisis (por ejemplo, el desarrollo de productos de redistribución para el invierno para casos extremos o la modificación de la duración de una indisponibilidad programada). Otras se utilizan justo antes del incidente, es decir, cuando hay pruebas de que la crisis podría producirse (en la fase de preparación). Por último, otras soluciones se implementan durante la perturbación, para limitar o reducir los efectos de la crisis.

Para cada solución técnica, se recomienda que los planes de preparación frente a los riesgos incluyan información sobre su capacidad (GWh/semana), si ya se han verificado o no en la práctica, el tiempo de puesta en marcha desde la toma de decisión hasta que surte efecto, la duración potencial, la entidad responsable de cada medición, la dependencia de otras medidas, los efectos secundarios y cualquier otra observación. Para las soluciones no basadas en el mercado, de conformidad con el artículo 11, apartado 1, letra g), debe indicarse cómo cumplen los requisitos establecidos en el artículo 16.

Cuando la crisis se declare existente o inminente, tendrá que haber coordinación entre los GRT, los NEMO, los gestores de redes de distribución (GRD), los coordinadores nacionales de emergencia, las autoridades competentes y las entidades implicadas en el suministro de electricidad, pertinentes. Deben participar con antelación suficiente en los debates sobre las medidas de asistencia y, en su caso, trabajar conjuntamente para poner en práctica los acuerdos de asistencia.

En los casos excepcionales en que se haya ofrecido al mercado capacidad interzonal pero no se haya utilizado, los GRT deben tener derecho a utilizar dichas capacidades.

2.2.2. Información técnica de la alerta temprana y declaración de crisis (artículo 14) y metodología para la estimación según lo dispuesto en el artículo 15, apartado 3 (que debe revaluarse sobre la base de la capacidad técnica de suministro una vez solicitada la asistencia durante la crisis)

En aras de la transparencia y como base para los debates sobre la asistencia que se solicita, los Estados miembros deben informar a los demás Estados miembros que formen parte de su acuerdo regional o de cualesquiera otros acuerdos bilaterales (es decir, aquellos que podría prestar de asistencia) sobre las cantidades máximas teóricas de electricidad que pueden solicitar, el estado y el límite de la capacidad interzonal, el período previsible en que se requerirá la asistencia y la circunstancia desencadenante de la misma. No obstante, las cantidades exactas de electricidad necesaria, solicitada y disponible solo se conocerán una vez que se desencadene la asistencia. Para el cálculo de estas cantidades máximas teóricas de electricidad deben tenerse en cuenta al menos los siguientes elementos:

- indicación del déficit previsto en términos de energía y potencia, así como de la duración previsible de esta diferencia debida a la no disponibilidad de capacidad de generación o de capacidad interzonal,

- indicación de la incertidumbre del déficit previsto, que depende de la capacidad limitada de predicción de la generación variable de energía renovable, de la capacidad limitada de predicción de la demanda real, así como de la posibilidad de indisponibilidades no programadas de activos de generación,

- características específicas del sistema del Estado miembro: el estado de los interconectores si procede (en caso de indisponibilidad), el nivel de los embalses y su evolución prevista, la capacidad de almacenamiento, las posibilidades de respuesta de la demanda, la posible de escasez de combustible, etc.;

- cualquier otra característica operativa esencial que pueda verse afectada por la crisis (por ejemplo, una escasez de gas podría afectar a las capacidades de control de la frecuencia de una zona concreta o reducir la cantidad disponible de reservas de contención de la frecuencia y de reservas de recuperación automática de la frecuencia).

Un buen punto de partida para el análisis de las posibles cantidades de electricidad necesarias pueden ser las evaluaciones de cobertura estacionales y las evaluaciones de cobertura a corto plazo más recientes. La información anterior debe actualizarse cuando se disponga de nueva información y cuando se produzca la crisis de manera efectiva, para revaluar los requisitos y el estado del sistema.

2.2.3. Seguridad operativa de las redes

Los escenarios de riesgo pueden considerar casos más extremos, otras contingencias excepcionales y contingencias fuera de rango que no estén incluidos en la lista de contingencias (10), o vulneraciones de los límites de la seguridad operativa que deben tenerse en cuenta. Debe llevarse a cabo una evaluación específica para determinar las posibles situaciones no seguras y las posibles líneas de actuación para resolverlas.

Las disposiciones pueden incluir una descripción de las posibilidades y limitaciones técnicas de las redes de electricidad individuales que deben mantenerse para que el sistema eléctrico funcione de manera segura y fiable. Esta información es importante tanto para el Estado miembro que presta la asistencia como para el que la recibe.

2.2.4. Observancia de las normas de mercado

Según lo dispuesto en el artículo 16 del Reglamento, las medidas adoptadas para prevenir o atenuar las crisis de electricidad deben cumplir las normas que regulan el mercado interior de la electricidad y la gestión de la red. En particular, los mercados deben permanecer activos y las medidas de mercado deben mantenerse en la mayor medida posible, es decir, los precios deben seguir las condiciones de la demanda y la oferta, y el acceso a los interconectores transfronterizos debe mantenerse abierto en condiciones normales. Los precios elevados (en horas de escasez) deben considerarse normales en el funcionamiento de los mercados de energía, ya que constituyen una herramienta clave para desencadenar el suministro adicional de electricidad y satisfacer la demanda tanto a corto como a largo plazo.

Del mismo modo, la directriz de gestión de la red de electricidad debe seguirse para los estados normal y de alerta de la red, y el código de red relativo a emergencia y reposición del servicio debe seguirse en caso de estados de emergencia, apagón y reposición.

2.2.5. Activación de medidas no basadas en el mercado

Según lo dispuesto en el artículo 16 del Reglamento, las medidas no basadas en el mercado pueden activarse en una crisis de electricidad únicamente:

- como último recurso, si se han agotado todas las opciones que proporciona el mercado, o

- cuando sea patente que no basta solo con las medidas basadas en el mercado para evitar un mayor deterioro de la situación del suministro de electricidad.

Además, las medidas no basadas en el mercado no deben falsear indebidamente la competencia ni el funcionamiento efectivo del mercado interior de la electricidad. Deben ser necesarias, proporcionadas, no discriminatorias y de carácter temporal. Las medidas no basadas en el mercado que constituyan una restricción de los flujos de electricidad entre Estados miembros no pueden ir más allá de las medidas enumeradas en el punto 2.2.5.1 y solo pueden iniciarse de acuerdo con las normas contempladas en dicho punto.

Las medidas no basadas en el mercado deben activarse lo más tarde posible, teniendo en cuenta la información más actualizada sobre la situación del sistema de generación (estado del sistema y previsiones). Además, debe permitirse tiempo suficiente a los Estados miembros, los GRT, los agentes pertinentes y los NEMO de la región para comunicarse y adoptar las medidas necesarias. La duración de las medidas no basadas en el mercado debe ser lo más breve posible y las horas pertinentes de aplicación deben establecerse por anticipado.

2.2.5.1. Medidas no basadas en el mercado que constituyen una restricción de los flujos de electricidad entre Estados miembros

La restricción de las transacciones puede efectuarse en los siguientes casos:

a)

restricción de la capacidad interzonal ya asignada [de conformidad con lo dispuesto en el artículo 51 del Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión, de 26 de septiembre de 2016, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo (11) y en el artículo 72 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones (12)];

b)

limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad [de conformidad con lo dispuesto en el artículo 16, apartado 3, del Reglamento (UE) 2019/943 y en el artículo 35, apartado 2, letra a), del Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red sobre emergencias y restauración (13)]; o

c)

limitación de la provisión de programas tras el resultado de los mercados diario o intradiario [de conformidad con lo dispuesto en el artículo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión (14)].

Las subsecciones siguientes describen las normas vigentes aplicables a cada caso.

a)

Restricción de la capacidad interzonal ya asignada [de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2016/1719 y en el Reglamento (UE) 2015/1222]

El artículo 51 del Reglamento (UE) 2016/1719, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad a plazo, establece que todos los GRT deben elaborar normas de asignación armonizadas (HAR: Harmonised allocation rules) para los derechos de transmisión a largo plazo. Las normas de restricción de la capacidad interzonal a largo plazo se establecen en el título 9 de las normas de asignación armonizadas (15).

El artículo 72, apartado 1, del Reglamento (UE) 2015/1222, por el que se establece una directriz sobre la asignación de capacidad y la gestión de las congestiones, establece que la restricción de la capacidad interzonal asignada solo es posible en caso de fuerza mayor o de emergencia, cuando el GRT debe actuar de manera expeditiva y no es posible ni la redistribución ni el intercambio compensatorio. En todos los casos, las restricciones deben realizarse de forma coordinada tras contactar con todos los GRT directamente afectados. El artículo 72, apartado 3, establece cómo deben compensarse las restricciones.

b)

Limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad [de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2019/943 y el Reglamento (UE) 2017/2196]

La limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad solo es posible cuando se prevé que la red de transporte no va a volver al estado normal o de alarma.

c)

Limitación de la provisión de programas [de conformidad con lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2017/1485]

La limitación de programas debido a problemas locales en la red física o en los sistemas de TIC (herramientas y medios de comunicación) debe comunicarse lo antes posible. En el caso de problemas relacionados con las TIC, deben existir canales alternativos de comunicación o procedimientos de respaldo para limitar el impacto del problema. En el caso de un problema en la red física que provoca una limitación de programas, los planes de preparación frente a los riesgos a nivel nacional deben definir el procedimiento para gestionarlo y compensarlo.

2.2.5.2. Suspensión del mercado

El artículo 35, apartado 1, del Reglamento (UE) 2017/2196, por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio, define los casos en los que las actividades de mercado pueden suspenderse.

El artículo 35, apartado 2, enumera las actividades de mercado que el GRT puede suspender temporalmente. Los GRT de una región deben estar de acuerdo sobre la decisión de suspensión de cada una de las actividades y sobre la justificación de dicha decisión.

Las medidas de crisis acordadas a nivel regional o bilateral o las medidas nacionales no basadas en el mercado no deben dar lugar a la suspensión de las operaciones de mercado por motivos distintos de los enumerados en el artículo 35, apartado 1, del Reglamento (UE) 2017/2196, por el que se establece un código de red sobre emergencias y reposición del servicio.

2.3. Disposiciones financieras

Las disposiciones financieras deben garantizar que la electricidad suministrada en el marco del mecanismo de asistencia se pague a un precio adecuado. Estas disposiciones pueden incluir el cálculo de los costes, la compensación por asistencia (incluida la compensación por restricciones) y los procedimientos de pago que han de determinarse y establecerse entre las entidades pertinentes.

Las disposiciones financieras no deben introducir incentivos perversos que puedan desencadenar la necesidad de asistencia. La compensación por asistencia no debe cubrir más que los costes realmente contraídos; no puede convertirse en una fuente de beneficios para la entidad que presta la asistencia. El Estado miembro que recibe la asistencia debe pagar rápidamente al Estado miembro que la presta un precio justo por la electricidad recibida. Este último determinará entonces la manera de gestionar esos fondos, así como su adecuación a las normas existentes para la liquidación de los desvíos.

Toda compensación pagada a los clientes sometidos a restricciones durante una situación de emergencia, ya sea por la obligación de prestar asistencia transfronteriza o por una emergencia nacional, debe ser la misma que la establecida en la legislación nacional.

En vista de lo anterior, los Estados miembros pueden mantener el mecanismo nacional existente (relativo a la compensación por restricciones obligatorias) para situaciones de emergencia puramente nacionales (es decir, cuando no haya ninguna solicitud de asistencia). Esto les permite decidir si desean o no pagar una compensación a los clientes sometidos a restricciones obligatorias. Sin embargo, cuando una emergencia nacional se convierta en una situación en la que se desencadene la asistencia transfronteriza, una opción podría consistir en distribuir la compensación por asistencia pagada por el Estado miembro solicitante al Estado miembro que presta la asistencia entre todos los grupos de consumidores sometidos a restricciones obligatorias, independientemente de si tales restricciones se aplicaron antes o después de haberse desencadenado la asistencia. Esta opción seguiría un plan elaborado en el Estado miembro que presta la asistencia, si bien sería preferible que estuviera basado en un planteamiento de tipo «valor de la carga perdida». Como alternativa, los Estados miembros también pueden decidir pagar la compensación recibida por la asistencia a un «fondo de asistencia» gestionado de forma centralizada. De esta manera, los mecanismos nacionales existentes de compensación por restricciones siguen siendo competencia de los Estados miembros y los distintos planteamientos adoptados por los Estados miembros no darán lugar a diferencias de trato entre los grupos de consumidores de un país sometidos a restricciones cuando se presta asistencia transfronteriza, caso en el que la compensación por asistencia es obligatoria.

Los principales elementos de la compensación por asistencia son, en primer lugar, el precio de la electricidad y, en segundo lugar, los costes adicionales soportados por el Estado miembro que presta la asistencia para garantizar que la electricidad cruza la frontera, que están basados en los gastos realmente contraídos que el marco jurídico nacional de dicho Estado miembro permite pagar.

En las disposiciones se pueden utilizar y acordar diferentes enfoques para determinar el precio de la electricidad. Sin embargo, es importante que las disposiciones expongan claramente el enfoque acordado y las circunstancias en las que se aplicaría, y que identifiquen todos los parámetros conocidos que se utilizarían (por ejemplo, la prima, si se opta por la última operación conocida más prima).

2.3.1. Precio de la electricidad

Las disposiciones financieras deben referirse al precio de la electricidad suministrada o al método de fijación del precio, teniendo en cuenta el impacto en las operaciones de mercado. Puede entenderse que esta última condición tiene como objetivo un precio o un método que no distorsione el mercado ni cree incentivos perversos. El precio de la electricidad que sirve de base para la compensación por asistencia se determina (por el mercado o por otros medios) en el Estado miembro que presta la asistencia.

a) Precio de mercado

Como principio rector, el precio de la electricidad suministrada en el marco del mecanismo de asistencia no debería ser inferior al precio de mercado, ya que daría lugar a incentivos perversos. Si el precio no se congela y se le permite seguir de forma dinámica la demanda y la oferta de electricidad, puede proporcionar una señal incluso durante una crisis.

En relación con los precios de mercado en general, un factor clave es el nivel de integración del mercado que se considera una referencia básica. Si se supone un mercado interior de la electricidad completamente implantado, incluidos los mercados de balance, entonces el precio de referencia podría ser proporcionado directamente por cualquiera de las futuras plataformas creadas para el intercambio de energía de balance conforme al Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión (16), sobre el balance eléctrico. Solo sería necesaria una metodología para calcular un «precio de referencia» cuando no hubiese más ofertas disponibles en el mercado de balance (lo que podría indicar una crisis simultánea) o cuando las especificidades del mercado (es decir, la existencia de productos de balance exclusivamente nacionales) no permitiese su activación por parte del Estado miembro solicitante. Por último, si no hay más ofertas disponibles en el mercado de balance (es decir, no hay más recursos disponibles en el mercado), la última herramienta disponible es la restricción de carga. En este caso, el precio de la energía debería reflejar el coste de la aplicación de dicha restricción de carga [véase la letra b)].

b) Fijación administrativa del precio/restricciones obligatorias

Si no hay precio de mercado, pueden ser necesarios otros enfoques para fijar el precio de la electricidad, como el último precio conocido del mercado de balance o del mercado intradiario si fuera superior. Como alternativa, también puede resultar indicativo el precio de la última operación o medida, con o sin prima, en el sector de la electricidad. Podría establecerse una prima para cubrir la diferencia, si existe, entre el último precio conocido y el valor de carga perdida para los clientes sometidos a restricciones (17).

Puede utilizarse un cálculo del valor de carga perdida para determinar el precio de haber sometido a los clientes a restricciones obligatorias en el Estado miembro que presta la asistencia. El valor refleja los beneficios que ha perdido un grupo determinado de consumidores debido a las restricciones. El valor de carga perdida debe obtenerse utilizando la metodología contemplada en el artículo 11 del Reglamento (UE) 2019/943.

Por lo general, los valores adoptados se reflejarán también en las órdenes de restricción de los planes de preparación frente a los riesgos.

Por último, se podría estudiar una metodología para la fijación de precios por parte de la autoridad nacional de regulación o la autoridad competente, o utilizar un indicador como, por ejemplo, el precio de las opciones de compra (18).

c) Disposición a pagar

Puede ser razonable determinar el importe máximo que cada Estado miembro está dispuesto a pagar por la electricidad en una situación de crisis. El valor máximo sería probablemente el valor de carga perdida para las categorías de usuarios de electricidad que tienen derecho a recibir una protección especial contra la desconexión en un Estado miembro determinado. Si el precio de la electricidad superase este valor, podría no redundar en interés de los Estados miembros solicitar electricidad en el marco del mecanismo de asistencia. Esta información, sin embargo, no tiene que figurar necesariamente en las disposiciones ni reflejarse en los planes.

2.3.2. Otras categorías de costes

Las disposiciones financieras deben cubrir cualquier otra categoría de costes, incluidos los costes pertinentes y razonables correspondientes a las medidas establecidas por anticipado (artículo 15, apartado 4, del Reglamento) que deberán ser objeto de una compensación justa y rápida. Los costes adicionales deben mantenerse al mínimo y se debe prestar atención a evitar el doble cómputo, ya que algunos de los elementos de coste adicionales pueden estar ya reflejados en el precio de la electricidad.

a) Costes de transporte asociados

La compensación debe cubrir los costes relativos al transporte de la capacidad necesaria para las cantidades de asistencia.

b) Daños y perjuicios ocasionados a los clientes sometidos a restricciones obligatorias (compensación por restricciones)

Otros costes podrían ser los contraídos por la obligación de pagar una compensación en el Estado miembro que preste asistencia, incluidos los daños y perjuicios ocasionados a los clientes sometidos a restricciones obligatorias. Dichos costes se pueden incluir en el coste de compensación si el marco jurídico nacional establece la obligación de pagar daños y perjuicios a los clientes sometidos a restricciones obligatorias, incluida una compensación por daños económicos, además del precio de la electricidad. La metodología pertinente para el cálculo debe incluirse en las disposiciones. Puede haber un acuerdo para repercutir el importe de compensación realmente contraído sobre las entidades que utilizan la electricidad de asistencia en el Estado miembro solicitante.

Sin embargo, el coste de los daños y perjuicios a los clientes sometidos a restricciones obligatorias solo puede cubrirse con la compensación si no se refleja en el precio de la electricidad que el Estado miembro solicitante debe pagar. El Estado miembro solicitante no debe pagar una compensación dos veces por el mismo coste.

c) Coste de los procedimientos judiciales en el Estado miembro que presta asistencia

Otros costes podrían referirse al reembolso de cualquier gasto resultante de los procedimientos judiciales, los procedimientos de arbitraje y las transacciones judiciales, así como cualquier gasto relacionado con dichos procedimientos, entre el Estado miembro que preste asistencia y las entidades implicadas en la prestación de dicha asistencia [artículo 15, apartado 4, letra b), del Reglamento]. Sin embargo, tal compensación solo debe pagarse previa justificación de los gastos contraídos.

En caso de litigio entre un Estado miembro y la entidad que presta asistencia en relación con una compensación (insuficiente) por parte del Estado miembro que recibe la asistencia, deben existir garantías para proteger a este último. Puede darse el caso de que la entidad en cuestión y el Estado miembro en el que está establecida se enfrenten ante los tribunales para obtener un precio de la electricidad más elevado o una mayor compensación para la entidad, actuando en detrimento del Estado miembro solicitante, que no es parte en el procedimiento judicial. Tales circunstancias deben evitarse.

La situación antes descrita difiere de una situación en la que una empresa del Estado miembro que presta asistencia inicia un procedimiento judicial contra una entidad del Estado miembro que la recibe sobre el precio de la electricidad o la compensación por restricciones. En tal situación, la empresa o la entidad que pierda el litigio debería asumir las costas correspondientes.

2.3.3. Indicación del método de cálculo de la compensación justa

Pueden considerarse los siguientes métodos para el cálculo de la compensación justa:

- la simple suma de todos los elementos aplicables descritos en el apartado anterior,

- el valor temporal del dinero: el pago debe realizarse rápidamente. Sin embargo, los Estados miembros pueden acordar un tipo de interés aplicable a la compensación una vez que haya transcurrido un período razonable tras la prestación de la asistencia, y una vez que se haya calculado y acordado el importe exacto de la compensación,

- un acuerdo entre los Estados miembros que utilizan distintas divisas sobre la moneda en que debe calcularse y pagarse la compensación, incluido el tipo de cambio pertinente.

2.3.4. Cálculo de la compensación de todos los costes pertinentes y razonables, y compromiso de pagar la compensación

Es probable que el cálculo exacto del pago al Estado miembro que prestó la asistencia y a las entidades de ese Estado miembro solo pueda efectuarse en la práctica algún tiempo después del suministro de la electricidad solicitada en el marco del mecanismo de asistencia. En sus acuerdos regionales o bilaterales, los Estados miembros pueden llegar a un acuerdo sobre el método para calcular el precio de la electricidad y los costes adicionales, así como sobre un plazo realista para el pago.

La información sobre las cantidades de electricidad realmente suministradas y cualquier otra información pertinente para calcular la compensación debe enviarse a la(s) persona(s) de contacto pertinente(s) de los Estados miembros que participan en el ejercicio de la asistencia, de modo que ambos puedan realizar un cálculo definitivo de la compensación. La información puede proceder del GRT, el GRD, el gestor de reserva estratégica, un proveedor o un NEMO, dependiendo de la medida aplicada. El cálculo de la compensación puede delegarse en otra entidad previamente determinada.

2.3.5. Disposiciones para el pago

Como principio rector, los procedimientos existentes para los pagos y compensaciones nacionales (u operaciones similares de balance) en un Estado miembro y las funciones y responsabilidades existentes a este respecto deben mantenerse y aplicarse también a los pagos de la compensación por asistencia entre Estados miembros en la medida de lo posible. Los acuerdos entre los Estados miembros deben centrarse en la manera de acoplar o interconectar mediante una interfaz estos marcos nacionales existentes. La naturaleza de la asistencia puede requerir que el propio Estado miembro o autoridad competente sea la interfaz que asuma la responsabilidad financiera final.

2.3.6. Funciones y responsabilidades: quién paga a quién y quién organiza los pagos

Cuando siga siendo posible adoptar medidas voluntarias relativas a la demanda en el Estado miembro que presta asistencia, debe mantenerse el acceso a la plataforma y a la capacidad interzonal pertinentes. Un comprador a través de la frontera debe poder efectuar pagos por la electricidad del mismo modo que un comprador local, con arreglo a lo definido en la directriz sobre el balance eléctrico.

Cuando se introducen restricciones, cualquier marco jurídico, proceso de pago o autoridad responsable de gestionar los pagos en el Estado miembro que preste asistencia ya existentes se podría utilizar o adaptar según sea necesario para los pagos de la compensación procedentes de un país vecino.

El beneficiario final de la asistencia es el consumidor suministrado. En caso de restricciones, el proveedor de electricidad del cliente no protegido sometido a restricciones debe tener garantías de la continuidad de los pagos, teniendo en cuenta los volúmenes de asistencia. Estos se deben hacer efectivos de acuerdo con el régimen de compensación del Estado miembro. Las posibles funciones y responsabilidades pueden distribuirse tal como se describe en el punto 1.5.

2.3.7. Descripción/fases del proceso de pago

En función de los marcos existentes y de la manera en que los Estados miembros acuerden la interfaz entre esos marcos, los procedimientos acordados deben incluirse en las disposiciones.

Suponiendo que los Estados miembros participen en los aspectos financieros ? y en particular en la supervisión, comprobación y canalización de las reclamaciones tras el suministro de la electricidad de asistencia? , la entidad pertinente del Estado miembro que presta asistencia calcula el importe de la compensación en función de la cantidad de electricidad suministrada y los elementos de coste y el método de cálculo acordados, y presenta su solicitud de pago a la entidad correspondiente del Estado miembro solicitante. El Estado miembro solicitante confirma entonces el servicio recibido, comprueba el cálculo y, si no tiene objeciones que formular, paga dentro del plazo acordado. Los procedimientos financieros de los Estados miembros ? tales como el reparto o la facturación de la compensación por asistencia? siguen las normas nacionales (por ejemplo, pueden aplicarse directamente a la entidad ofertante/sometida a restricciones o socializarse, distribuyéndose entre todos los clientes).

Los plazos para el cálculo de la compensación por asistencia, el control y el pago deben incluirse en las disposiciones. Lo mismo que el Derecho aplicable y las opciones de solución de diferencias en caso de litigio derivado del uso del mecanismo de asistencia.

3. CONCLUSIÓN

Gracias al Reglamento sobre la preparación frente a los riesgos, la voluntad política de asistencia entre los Estados miembros se ha convertido en una realidad sobre el terreno. Además, el Reglamento eleva el concepto de asistencia a otro nivel, pasando de aplicarse a escala nacional a convertirse en una protección de la seguridad tanto pública como de las personas a escala de la UE. Con el fin de proteger la seguridad tanto pública como de las personas, introduce derechos y obligaciones de gran alcance que proporcionan a los usuarios de electricidad que tienen derecho a recibir una protección especial contra la desconexión la certeza y la seguridad de un suministro de electricidad ininterrumpido. Las orientaciones que figuran en el presente documento ofrecen un amplio abanico de opciones para garantizar el buen funcionamiento del mecanismo de asistencia, si bien los Estados miembros siguen siendo libres de elegir las soluciones que más les convengan.

(1) De conformidad con el artículo 12, apartado 1, del Reglamento, «las medidas regionales» deben acordarse entre los Estados miembros de la región de que se trate que dispongan de la capacidad técnica para prestarse mutuamente asistencia de conformidad con el artículo 15. A tal efecto, los Estados miembros pueden asimismo formar subgrupos dentro de una región y acordar medidas regionales de forma bilateral o multilateral. Además, «las medidas bilaterales» deben acordarse entre los Estados miembros que estén directamente conectados pero no pertenezcan a la misma región.

(2) El objetivo último del mecanismo de asistencia es proteger la seguridad tanto pública como de las personas, tal como se establece en el artículo 15, apartado 2, del Reglamento.

(3) Las normas relativas a los límites de precios y a los límites técnicos de las ofertas se establecen en el artículo 10 del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (DO L 158 de 14.6.2019, p. 54).

(4) DO L 158 de 14.6.2019, p. 54.

(5) El Reglamento define una «región» como un grupo de Estados miembros cuyos gestores de redes de transporte comparten el mismo centro de coordinación regional al que se refiere el artículo 36 del Reglamento sobre la electricidad.

(6) Los acuerdos en forma de memorando de entendimiento deben complementarse con medidas nacionales vinculantes que garanticen la aplicación de las disposiciones del memorando de entendimiento.

(7) Por ejemplo: Contratos de Servicio de Asistencia de Emergencia Mutua (MEAS: Mutual Emergency Assistance Service) entre GRT.

(8) Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad (DO L 220 de 25.8.2017, p. 1).

(9) Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red relativo a emergencia y reposición del servicio (DO L 312 de 28.11.2017, p. 54).

(10) Las listas de contingencias se establecen según lo dispuesto en el artículo 33 del Reglamento (UE) 2017/1485 (DO L 220 de 25.8.2017, p. 1).

(11) DO L 259 de 27.9.2016, p. 42.

(12) DO L 197 de 25.7.2015, p. 24.

(13) DO L 312 de 28.11.2017, p. 54.

(14) DO L 220 de 25.8.2017, p. 1.

(15) Decisión de la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía n.º 03/2017, de 2 de octubre de 2017, sobre la propuesta de los gestores de redes de transporte de electricidad de normas de asignación armonizadas para los derechos de transmisión a largo plazo.

(16) Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el balance eléctrico (DO L 312 de 28.11.2017, p. 6).

(17) En algunos casos, la prima cubre el «valor asegurado» de la electricidad liberada.

(18) Las opciones de compra ofrecen al comprador el derecho, pero no la obligación, de comprar una cantidad determinada de electricidad a un precio fijo en el futuro. El comprador de la opción paga una prima por el derecho a ejercer la opción. Las opciones están compuestas por un precio de ejercicio, un período de fijación de precios, una metodología de liquidación y una prima. Las opciones se negocian en mercados organizados o mediante contratos bilaterales privados en mercados no organizados.