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REGLAMENTO (UE) 2022/869 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 30 de mayo de 2022 relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n. o 715/2009, (UE) 2019/942 y (UE) 2019/943 y las Directivas 2009/73/CE y (UE) 2019/944 y se deroga el Reglamento (UE) n. o 347/2013

REGLAMENTO (UE) 2022/869 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

de 30 de mayo de 2022

relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 715/2009, (UE) 2019/942 y (UE) 2019/943 y las Directivas 2009/73/CE y (UE) 2019/944 y se deroga el Reglamento (UE) n.o 347/2013

El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

1. Resumen

CAPÍTULO I Disposiciones generales

CAPÍTULO II Proyectos de interés común y proyectos de interés mutuo

CAPÍTULO III Concesión de autorizaciones y participación del público

CAPÍTULO IV Planificación intersectorial de infraestructuras

CAPÍTULO V Redes marítimas para la integración de energías renovables

CAPÍTULO VI Marco reglamentario

CAPÍTULO VII Financiación

CAPÍTULO VIII Disposiciones finales

ANEXO I CORREDORES Y ÁREAS PRIORITARIOS DE INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA

ANEXO I

CORREDORES Y ÁREAS PRIORITARIOS DE INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA

(a que se refiere el artículo 1, apartado 1)

El presente Reglamento será aplicable a los corredores y áreas prioritarios de infraestructura energética transeuropea que figuran a continuación:

1. CORREDORES DE ELECTRICIDAD PRIORITARIOS

1) Interconexiones eléctricas en el eje norte-sur de Europa Occidental («NSI West Electricity»): interconexiones entre Estados miembros de la región y con el área mediterránea, incluida la península ibérica, en particular para integrar la electricidad obtenida a partir de fuentes de energía renovables, reforzar las infraestructuras de la red interior para fomentar la integración del mercado en la región y poner fin al aislamiento de Irlanda, así como para garantizar las necesarias prolongaciones en tierra de las redes marítimas para energías renovables y los refuerzos de la red nacional necesarios para lograr una red de transporte adecuada y fiable y para suministrar electricidad generada en el mar a los Estados miembros sin litoral.

Estados miembros interesados: Bélgica, Dinamarca, Alemania, Irlanda, España, Francia, Italia, Luxemburgo, Malta, Países Bajos, Austria y Portugal.

2) Interconexiones eléctricas en el eje norte-sur de Europa Central y Oriental y de Europa Sudoriental («NSI East Electricity»): interconexiones y líneas interiores en los ejes norte-sur y este-oeste para completar el mercado interior, integrar la producción de las fuentes de energía renovables, poner fin al aislamiento de Chipre y garantizar las necesarias prolongaciones en tierra de las redes marítimas para energías renovables y los refuerzos de la red nacional necesarios para lograr una red de transporte adecuada y fiable y para suministrar electricidad generada en el mar a los Estados miembros sin litoral.

Estados miembros interesados: Bulgaria, Chequia, Alemania, Croacia, Grecia, Chipre, Italia, Hungría, Austria, Polonia, Rumanía, Eslovenia y Eslovaquia.

3) Plan de interconexión del mercado báltico de la energía – electricidad («BEMIP Electricity»): interconexiones entre Estados miembros y líneas interiores de la región báltica, para fomentar la integración del mercado a la vez que se integran cuotas crecientes de energía renovable en la región.

Estados miembros interesados: Dinamarca, Alemania, Estonia, Letonia, Lituania, Polonia, Finlandia y Suecia.

2. CORREDORES DE REDES MARÍTIMAS PRIORITARIOS

4) Redes marítimas en los mares septentrionales (NSOG): desarrollo de las redes eléctricas marítimas, desarrollo de la red eléctrica —y, en su caso, de hidrógeno— marítima integrada y de los interconectores correspondientes situados en el mar del Norte, el mar de Irlanda, el mar Celta, el canal de la Mancha y aguas colindantes para transportar electricidad o, en su caso, hidrógeno desde fuentes de energía renovables situadas en alta mar hasta los centros de consumo y almacenamiento o para aumentar el intercambio transfronterizo de energía renovable.

Estados miembros interesados: Bélgica, Dinamarca, Alemania, Irlanda, Francia, Luxemburgo, Países Bajos y Suecia.

5) Plan de interconexión del mercado báltico de la energía – redes marítimas (BEMIP offshore): desarrollo de las redes eléctricas marítimas, desarrollo de la red eléctrica y, en su caso, de hidrógeno, marítima integrada y de los interconectores correspondientes situados en el mar Báltico y aguas colindantes para transportar electricidad o, en su caso, hidrógeno, desde fuentes de energía renovables situadas en alta mar hasta los centros de consumo y almacenamiento o para aumentar el intercambio transfronterizo de energía renovable.

Estados miembros interesados: Dinamarca, Alemania, Estonia, Letonia, Lituania, Polonia, Finlandia y Suecia.

6) Redes marítimas del sur y el oeste (SW offshore): desarrollo de las redes eléctricas marítimas, desarrollo de la red eléctrica y, en su caso, de hidrógeno, marítima integrada y de los interconectores correspondientes situados en el mar Mediterráneo, incluido el golfo de Cádiz, y aguas colindantes para transportar electricidad o, en su caso, hidrógeno desde fuentes de energía renovables situadas en alta mar hasta los centros de consumo y almacenamiento o para aumentar el intercambio transfronterizo de energía renovable.

Estados miembros interesados: Grecia, España, Francia, Italia, Malta y Portugal.

7) Redes marítimas del sur y el este (SE offshore): desarrollo de las redes eléctricas marítimas, desarrollo de la red eléctrica y, en su caso, de hidrógeno, marítima integrada y de los interconectores correspondientes situados en el mar Mediterráneo, el mar Negro y aguas colindantes para transportar electricidad o, en su caso, hidrógeno, desde fuentes de energía renovables situadas en alta mar hasta los centros de consumo y almacenamiento o para aumentar el intercambio transfronterizo de energía renovable.

Estados miembros interesados: Bulgaria, Croacia, Grecia, Italia, Chipre, Rumanía y Eslovenia.

8) Redes marítimas atlánticas: desarrollo de las redes eléctricas marítimas, desarrollo de la red eléctrica marítima integrada y de los interconectores correspondientes situados en el océano Atlántico Norte para transportar electricidad desde fuentes de energía renovables situadas en alta mar hasta los centros de consumo y almacenamiento o para aumentar el intercambio transfronterizo de electricidad.

Estados miembros interesados: Irlanda, España, Francia y Portugal.

3. CORREDORES PRIORITARIOS PARA HIDRÓGENO Y ELECTROLIZADORES

9) Interconexiones de hidrógeno en Europa Occidental (HI West): infraestructuras de hidrógeno y adaptación de las infraestructuras de gas que permitan la creación de una red troncal integrada de hidrógeno, bien de manera directa o indirecta (mediante interconexión con un tercer país), que conecte los países de la región, satisfaga las necesidades específicas de infraestructuras de hidrógeno y respalde el establecimiento de una red de transporte de hidrógeno a escala de la Unión y, además, en lo que respecta a las islas y los sistemas insulares, que reduzca el aislamiento energético, apoye soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuya significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión.

Electrolizadores: apoyo a la implantación de aplicaciones de gas obtenido de fuentes renovables (power-to-gas), con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y contribuir al funcionamiento de un sistema seguro, eficiente y fiable y la integración de un sistema energético inteligente así como, en lo que respecta a las islas y los sistemas insulares, apoyar soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuir significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión.

Estados miembros interesados: Bélgica, Chequia, Dinamarca, Alemania, Irlanda, España, Francia, Italia, Luxemburgo, Malta, Países Bajos, Austria y Portugal.

10) Interconexiones de hidrógeno en Europa Central y Oriental y en Europa Sudoriental (HI East): infraestructuras de hidrógeno y adaptación de las infraestructuras de gas que permitan la creación de una red troncal integrada de hidrógeno, directa o indirectamente (mediante interconexión con un tercer país), que conecte los países de la región, satisfaga las necesidades específicas de infraestructuras de hidrógeno y respalde el establecimiento de una red de transporte de hidrógeno a escala de la Unión y, además, en lo que respecta a las islas y los sistemas insulares, que reduzca el aislamiento energético, apoye soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuya significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión.

Estados miembros interesados: Bulgaria, Chequia, Alemania, Croacia, Grecia, Chipre, Italia, Hungría, Austria, Polonia, Rumanía, Eslovenia y Eslovaquia.

11) Plan de interconexión del mercado báltico de la energía – hidrógeno (BEMIP Hydrogen): infraestructuras de hidrógeno y adaptación de las infraestructuras de gas que permitan la creación de una red troncal integrada de hidrógeno, directa o indirectamente (mediante interconexión con un tercer país), que conecte los países de la región, satisfaga las necesidades específicas de infraestructuras de hidrógeno y respalde el establecimiento de una red de transporte de hidrógeno a escala de la Unión y, además, en lo que respecta a las islas y los sistemas insulares, que reduzca el aislamiento energético, apoye soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuya significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión.

Electrolizadores: apoyo a la implantación de aplicaciones de gas obtenido de fuentes renovables (power-to-gas), con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y contribuir al funcionamiento de un sistema seguro, eficiente y fiable y la integración de un sistema energético inteligente así como, en lo que respecta a las islas y los sistemas insulares, apoyar soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión para 2030 en materia de energía y clima y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuir significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión.

Estados miembros interesados: Dinamarca, Alemania, Estonia, Letonia, Lituania, Polonia, Finlandia y Suecia.

4. ÁREAS TEMÁTICAS PRIORITARIAS

12) Establecimiento de redes eléctricas inteligentes: adopción de tecnologías de redes inteligentes en toda la Unión para integrar de forma eficiente la conducta y las actuaciones de todos los usuarios conectados a la red eléctrica, en particular la generación de grandes cantidades de electricidad obtenida a partir de fuentes de energía renovables o de fuentes de energía distribuida y la respuesta de demanda de los consumidores, el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos y otras fuentes de flexibilidad y, además, en lo que respecta a las islas y los sistemas insulares, reducir el aislamiento energético, apoyar soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuir significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión.

Estados miembros interesados: todos.

13) Red transfronteriza de dióxido de carbono: desarrollo de una infraestructura de transporte y almacenamiento de dióxido de carbono entre Estados miembros y con terceros países vecinos de transporte y almacenamiento de dióxido de carbono capturado en instalaciones industriales para fines de almacenamiento geológico permanente, así como de utilización de dióxido de carbono para gases combustibles sintéticos que impliquen la neutralización permanente del dióxido de carbono.

Estados miembros interesados: todos.

14) Redes de gas inteligentes: adopción de tecnologías de redes de gas inteligentes en toda la Unión para integrar en la red de gas, de manera eficiente, una amplia gama de fuentes de gas hipocarbónico y, en particular, renovable, respaldar la adopción de soluciones innovadoras y digitales para la gestión de la red y facilitar la integración en el sector energético inteligente y la respuesta de demanda, incluidas las mejoras físicas conexas que sean indispensables para el funcionamiento de los equipos y las instalaciones a fin de integrar los gases hipocarbónicos y, en particular, renovables.

Estados miembros interesados: todos.

ANEXO II CATEGORÍAS DE INFRAESTRUCTURAS ENERGÉTICAS

ANEXO II

CATEGORÍAS DE INFRAESTRUCTURAS ENERGÉTICAS

Las categorías de infraestructuras energéticas que se han de desarrollar con objeto de ejecutar las prioridades en materia de infraestructuras energéticas recogidas en la lista del anexo I serán las siguientes:

En relación con la electricidad:

líneas de transporte de alta y muy alta tensión aéreas que atraviesan una frontera o están situadas dentro del territorio de un Estado miembro, incluida la zona económica exclusiva, si han sido diseñadas para una tensión de 220 kV o superior, y cables de transporte soterrados y submarinos, si han sido diseñados para una tensión de 150 kV o superior; en el caso de Estados miembros y pequeños sistemas aislados cuya red de transporte general es de menor tensión, dichos umbrales de tensión serán iguales al nivel de tensión más alto de sus respectivos sistemas eléctricos;

cualquier equipo o instalación incluidos en la categoría de infraestructuras energéticas mencionada en la letra a) que permitan el transporte de electricidad renovable marítima desde los centros de generación marítimos (infraestructuras energéticas para la electricidad renovable marítima);

instalaciones de almacenamiento de energía, individualmente o de forma agregada, utilizadas para almacenar energía con carácter permanente o temporal en una infraestructura sobre el suelo o subterránea o en emplazamientos geológicos, siempre que estén directamente conectadas con líneas de transporte y líneas de distribución de alta tensión diseñadas para una tensión de 110 kV o superior; en el caso de Estados miembros y pequeños sistemas aislados cuya red de transporte general es de menor tensión, dichos umbrales de tensión serán iguales al nivel de tensión más alto de sus respectivos sistemas eléctricos;

cualquier equipo o instalación esencial para que los sistemas a los que se refieren las letras a), b) y c) puedan funcionar sin riesgos, de forma segura y eficiente, incluyendo la protección, el seguimiento y los sistemas de control de todos los niveles de tensión y subestaciones;

redes eléctricas inteligentes: cualquier equipo, instalación, sistema digital o componente que incorpore tecnologías de la información y la comunicación (TIC) por medio de plataformas digitales operativas, sistemas de control y tecnologías de sensores, tanto a nivel del transporte como de la distribución de media y alta tensión, con vistas a conseguir una red de transporte y distribución de la electricidad más eficiente e inteligente, con una mayor capacidad de integrar las nuevas formas de generación, almacenamiento y consumo de energía, de manera que se facilite la aplicación de nuevos modelos comerciales y estructuras de mercado, incluidas las inversiones en islas y sistemas insulares destinadas a reducir el aislamiento energético, apoyar soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuir significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión;

cualquier equipo o instalación clasificados en la categoría de infraestructuras mencionada en la letra a), con doble funcionalidad: interconexión y sistema de conexión de redes desde centros marítimos de generación de energía renovable a dos o más Estados miembros y terceros países que participen en proyectos de la lista de la Unión, incluida la prolongación en tierra de estos equipos hasta la primera subestación del sistema de transporte terrestre, así como cualquier instalación o equipo adyacentes marítimos que sean fundamentales para un funcionamiento seguro y eficiente, incluidos los sistemas de protección, supervisión y control y las subestaciones necesarias si también garantizan la interoperabilidad de las tecnologías, incluida, entre otros aspectos, la compatibilidad de interfaces entre tecnologías diferentes (redes marítimas de energía renovable).

En relación con las redes de gas inteligentes: cualquiera de los siguientes equipos o instalaciones que permitan y faciliten la integración de una amplia variedad de gases hipocarbónicos y, en particular, renovables, como el biometano o el hidrógeno, a la red de gas: sistemas y componentes digitales que incorporen TIC, sistemas de control y tecnologías de sensores para lograr la supervisión, la medición, el control de calidad y la gestión interactivos e inteligentes de la producción, transporte, distribución, almacenamiento y consumo de gas dentro de una red de gas; asimismo, dichos proyectos también pueden incorporar equipos para permitir flujos inversos del área de la distribución a la del transporte, incluidas las mejoras físicas conexas que sean indispensables para el funcionamiento de los equipos e instalaciones para la integración de los gases hipocarbónicos y, en particular, renovables.

En relación con el hidrógeno:

gasoductos para el transporte de hidrógeno, principalmente a alta presión, incluidas infraestructuras de gas natural adaptadas, que concedan acceso a varios usuarios de la red de manera transparente y no discriminatoria;

sistemas de almacenamiento conectados a los gasoductos de hidrógeno de alta presión mencionados en la letra a);

instalaciones de recepción, almacenamiento y regasificación o descompresión para hidrógeno licuado o incorporado en otras sustancias químicas con objeto de introducir, en su caso, el hidrógeno en la red;

cualquier equipo o instalación esencial para que el sistema de hidrógeno funcione sin riesgos, de forma segura y eficiente, o para posibilitar una capacidad bidireccional, incluidas las estaciones de compresión;

cualquier equipo o instalación que permita el uso de hidrógeno o combustibles derivados del hidrógeno en el sector del transporte dentro de la red básica de la RTE-T, de conformidad con el capítulo III del Reglamento (UE) n.o 1315/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 11 ).

Cualquiera de los activos enumerados en las letras a) a d) puede ser de nueva construcción o adaptado del gas natural, o una combinación de ambos.

En relación con las instalaciones de electrolizadores:

electrolizadores que:

tengan una capacidad de al menos 50 MW, proporcionada por un único electrolizador o por un conjunto de electrolizadores que formen parte de un proyecto único y coordinado,

ii)

la producción cumpla con el requisito de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero a lo largo del ciclo de vida del 70 % en relación con un combustible fósil de referencia de 94 g CO2eq/MJ, tal y como se establece en el artículo 25, apartado 2, y en el anexo V de la Directiva (UE) 2018/2001; la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero a lo largo del ciclo de vida se calculará empleando la metodología especificada en el artículo 28, apartado 5, de la Directiva (UE) 2018/2001 o, de manera alternativa, según las normas ISO 14067 o ISO 14064-1; las emisiones de gases de efecto invernadero a lo largo del ciclo de vida deben incluir las emisiones indirectas; la reducción de las emisiones cuantificadas de gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida se verificará de acuerdo con el artículo 30 de la Directiva (UE) 2018/2001, cuando proceda, o por un tercero independiente, y

iii)

tengan una función relacionada con la red, en particular con vistas a la flexibilidad general del sistema y a la eficiencia general del sistema de las redes de electricidad e hidrógeno;

equipo relacionado, incluidas las conexiones de los gasoductos a la red.

En relación con el dióxido de carbono:

conductos específicos, distintos de la red previa de gasoductos, utilizados para transportar dióxido de carbono procedente de más de una fuente, para fines de almacenamiento geológico permanente del dióxido de carbono conforme a la Directiva 2009/31/CE;

instalaciones fijas para el licuado, el almacenamiento intermedio y los convertidores de dióxido de carbono con vistas a su ulterior transporte a través de gasoductos y en modos de transporte, como buques, barcazas, camiones y trenes, específicos para este tipo de transporte;

sin perjuicio de posibles prohibiciones de almacenamiento geológico de dióxido de carbono en un Estado miembro, instalaciones de superficie y de inyección asociadas a infraestructuras dentro de una formación geológica que se utilice, de conformidad con la Directiva 2009/31/CE, para el almacenamiento geológico permanente de dióxido de carbono, cuando no impliquen el uso de dióxido de carbono para mejorar la recuperación de hidrocarburos y sean necesarias para permitir el transporte y el almacenamiento transfronterizos de dióxido de carbono;

todo equipo o instalación indispensable para el funcionamiento correcto, seguro y eficiente del sistema en cuestión, incluidos los sistemas de protección, seguimiento y control.

ANEXO III LISTAS REGIONALES DE PROYECTOS

ANEXO III

LISTAS REGIONALES DE PROYECTOS

1. NORMAS APLICABLES A LOS GRUPOS

1) En el caso de la infraestructura energética que sea competencia de las autoridades reguladoras nacionales, cada Grupo estará integrado por representantes de los Estados miembros, de las autoridades reguladoras nacionales y de los GRT, así como de la Comisión, la Agencia, la entidad de los GRD de la UE y la REGRT de Electricidad o la REGRT de Gas.

Para el resto de categorías de infraestructuras energéticas, cada Grupo deberá estar integrado por la Comisión y los representantes de los Estados miembros, de los promotores de proyectos correspondientes a cada una de las prioridades pertinentes contempladas en el anexo I.

2) Dependiendo de la cantidad de proyectos candidatos para la lista de la Unión, las lagunas en la infraestructura regional y la evolución del mercado, los Grupos y los órganos decisorios de estos podrán dividirse, unirse o reunirse en diferentes configuraciones, según corresponda, para debatir aspectos que sean comunes a todos los Grupos o que se relacionen únicamente con regiones particulares. Entre esas cuestiones, podrán incluirse las relativas a la coherencia transregional o al número de propuestas de proyectos incluidos en los proyectos de listas regionales que corren el riesgo de volverse inmanejables.

3) Cada Grupo organizará su trabajo en consonancia con los esfuerzos de cooperación regionales en virtud del artículo 12 del Reglamento (CE) n.o 715/2009, el artículo 34 del Reglamento (UE) 2019/943, el artículo 7 de la Directiva 2009/73/CE y el artículo 61 de la Directiva (UE) 2019/944 y de otras estructuras de cooperación regional existentes.

4) Cada Grupo invitará, según corresponda para ejecutar los corredores y áreas prioritarios de infraestructura energética pertinentes indicados en el anexo I, a los promotores de un proyecto que sea candidato potencial para ser seleccionado como proyecto de interés común, así como a los representantes de las administraciones nacionales, de las autoridades reguladoras, de la sociedad civil y de los GRT de terceros países. La decisión de invitar a representantes de terceros países se adoptará por consenso.

5) Para los corredores prioritarios de infraestructura energética establecidos en el anexo I, sección 2, cada Grupo invitará, según proceda, a los representantes de los Estados miembros sin litoral, de las autoridades competentes, de las autoridades reguladoras nacionales y de los GRT.

6) Cada Grupo invitará, según proceda, a las organizaciones que representan a las partes interesadas pertinentes, incluidos representantes de terceros países, y, en su caso, directamente a las partes interesadas, como productores, GRD, suministradores, consumidores, población local y organizaciones para la protección del medio ambiente establecidas en la Unión para que den a conocer sus conocimientos específicos. Cada Grupo organizará audiencias o consultas cuando resulte pertinente para el desempeño de sus cometidos.

7) Por lo que respecta a las reuniones de los Grupos, la Comisión publicará, en una plataforma a la que puedan acceder las partes interesadas, el reglamento interno, una lista actualizada de las organizaciones miembros, información actualizada de manera regular sobre la evolución del trabajo, los órdenes del día y las actas de las reuniones, si están disponibles. Las deliberaciones de los órganos decisorios de los Grupos y la clasificación de los proyectos de conformidad con el artículo 4, apartado 5, serán confidenciales. Todas las decisiones relativas al funcionamiento y los trabajos de los Grupos Regionales se adoptarán por consenso entre los Estados miembros y la Comisión.

8) La Comisión, la Agencia y los Grupos se esforzarán por garantizar la coherencia entre los Grupos. Para ello, la Comisión y la Agencia garantizarán, si procede, el intercambio de información entre los Grupos interesados sobre todo trabajo de interés interregional.

9) La participación de las autoridades nacionales de regulación y de la Agencia en los Grupos no pondrá en peligro el logro de sus objetivos ni el cumplimiento de las obligaciones con arreglo al presente Reglamento o el Reglamento (UE) 2019/942, de los artículos 40 y 41 de la Directiva 2009/73/CE y a los artículos 58, 59 y 60 de la Directiva (UE) 2019/944.

2. PROCESO PARA ESTABLECER LISTAS REGIONALES

1) Los promotores de proyectos que sean potencialmente admisibles para ser seleccionados como proyectos de la lista de la Unión y que deseen obtener dicha consideración, presentarán al Grupo una solicitud de selección como proyecto de la lista de la Unión, que incluya:

una evaluación de sus proyectos respecto a su contribución al desarrollo de las prioridades establecidas en el anexo I;

una indicación de la categoría de proyecto pertinente de las establecidas en el anexo II;

un análisis del cumplimiento de los criterios pertinentes establecidos en el artículo 4;

en el caso de proyectos que hayan alcanzado un grado de madurez suficiente, un análisis de costes y beneficios específico para el proyecto concreto que sea acorde con las metodologías elaboradas en virtud del artículo 11;

en el caso de los proyectos de interés mutuo, las cartas de apoyo de los Gobiernos de los países directamente afectados en las que expresen su apoyo al proyecto u otros acuerdos no vinculantes;

cualquier otra información pertinente para la evaluación del proyecto.

2) Todos los destinatarios se asegurarán de la confidencialidad de la información sensible desde el punto de vista comercial.

3) Las propuestas de proyectos de interés común sobre transporte y almacenamiento de electricidad incluidos en las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, punto 1, letras a), b), c), d) y f), del presente Reglamento, formarán parte del último plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión disponible sobre electricidad, desarrollado por la REGRT de Electricidad en virtud del artículo 30 del Reglamento (UE) 2019/943. Las propuestas de proyectos de interés común sobre transporte de electricidad incluidos en las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, punto 1, letras b) y f), del presente Reglamento, se derivarán del plan integrado de desarrollo de redes marítimas y de refuerzo de las redes al que hace referencia el artículo 14, apartado 2, del presente Reglamento y serán coherentes con él.

4) Desde el 1 de enero de 2024, las propuestas de proyectos de interés común sobre hidrógeno incluidos en las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, punto 3, del presente Reglamento forman parte del último plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Comunidad disponible sobre gas, desarrollado por la REGRT de Gas en virtud del artículo 8 del Reglamento (CE) n.o 715/2009.

5) El 30 de junio de 2022 a más tardar y, posteriormente, para cada plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas publicarán pautas actualizadas para la inclusión de proyectos en sus respectivos planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión, a los que se hace referencia en los puntos 3 y 4, a fin de asegurar la igualdad de trato y la transparencia del proceso. Para el resto de proyectos de la lista de la Unión que esté en vigor en ese momento, las pautas definirán un proceso simplificado de inclusión en los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión en el que se tengan en cuenta la documentación y los datos ya presentados en los procesos del anterior plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión, siempre y cuando la documentación y los datos ya presentados sigan siendo válidos.

La REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas consultarán a la Comisión y la Agencia acerca de sus respectivos borradores de pautas para la inclusión de proyectos en los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión y tendrán debidamente en cuenta las recomendaciones de la Comisión y la Agencia antes de publicar las pautas definitivas.

6) Las propuestas de proyectos de transporte y almacenamiento de dióxido de carbono incluidos en las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, punto 5, se presentarán como parte de un plan, elaborado por al menos dos Estados miembros, para el desarrollo del transporte y la infraestructura de almacenamiento transfronterizos de dióxido de carbono, que será presentado a la Comisión por los Estados miembros en cuestión o por entidades designadas por dichos Estados miembros.

7) La REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas informarán a los Grupos sobre la forma en que han aplicado las pautas para evaluar la inclusión en los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión.

8) En el caso de proyectos que sean de su competencia, las autoridades reguladoras nacionales y, en caso necesario, la Agencia, en la medida de lo posible en el contexto de la cooperación regional en virtud del artículo 7 de la Directiva 2009/73/CE y del artículo 61 de la Directiva (UE) 2019/944, comprobarán que se aplican con coherencia los criterios y la metodología de análisis de costes y beneficios, y evaluarán su importancia transfronteriza. Posteriormente presentarán el resultado de su evaluación al Grupo. La Comisión velará por que los criterios y metodologías a que se refiere el artículo 4 y el anexo IV del presente Reglamento se apliquen de manera armonizada para garantizar la coherencia entre los Grupos Regionales.

9) En el caso de todos los proyectos no contemplados en el punto 8 del presente anexo, la Comisión evaluará la aplicación de los criterios establecidos en el artículo 4 del presente Reglamento. La Comisión también tendrá en cuenta la posibilidad de una futura ampliación para incluir a más Estados miembros. La Comisión presentará el resultado de su evaluación al Grupo. En el caso de los proyectos para los que se solicite la consideración de proyectos de interés mutuo, se invitará a los representantes de terceros países y a las autoridades reguladoras a la presentación de la evaluación.

10) Todo Estado miembro a cuyo territorio no afecte una propuesta de proyecto, pero en el que la propuesta de proyecto podría tener un impacto positivo neto o ejercer un efecto significativo, por ejemplo, sobre el medio ambiente o sobre el funcionamiento de las infraestructuras energéticas en su territorio, podrá presentar un dictamen al Grupo en el que detalle sus preocupaciones.

11) El Grupo examinará, a petición de un Estado miembro del Grupo, las motivaciones debidas presentadas por un Estado miembro en virtud del artículo 3, apartado 3, para no aprobar un proyecto que afecte a su territorio.

12) El Grupo evaluará si se aplica el principio de la eficiencia energética primero en lo que respecta a la determinación de las necesidades regionales en materia de infraestructuras y a cada uno de los proyectos candidatos. En particular, el Grupo examinará soluciones como la gestión del lado de la demanda, las soluciones de ordenación del mercado, la aplicación de soluciones digitales y la renovación de edificios, como soluciones prioritarias cuando se consideren más eficiente en términos de coste, desde una perspectiva que abarque todo el sistema, que la construcción de nuevas infraestructuras del lado de la oferta.

13) El Grupo se reunirá para examinar y clasificar las propuestas de proyectos con arreglo a una evaluación transparente de los proyectos y aplicando los criterios establecidos en el artículo 4, teniendo en cuenta la evaluación de los reguladores o la evaluación de la Comisión en el caso de los proyectos que no sean competencia de las autoridades reguladoras nacionales.

14) Los proyectos de listas regionales de propuestas de proyectos que sean competencia de las autoridades reguladoras nacionales, elaborados por los Grupos, junto con los dictámenes contemplados en el punto 10 de la presente sección, se presentarán a la Agencia seis meses antes de la fecha de aprobación de la lista de la Unión. La Agencia evaluará los proyectos de listas regionales y los dictámenes que los acompañen en el plazo de tres meses a partir de la fecha de su recepción. La Agencia presentará un dictamen sobre los proyectos de listas regionales, en particular sobre la coherencia de la aplicación de los criterios y el análisis de costes y beneficios en las regiones. El dictamen de la Agencia se adoptará de conformidad con el procedimiento mencionado en el artículo 22, apartado 5, del Reglamento (UE) 2019/942.

15) En el plazo de un mes a partir de la fecha de recepción del dictamen de la Agencia, el órgano decisorio de cada Grupo adoptará su lista regional definitiva de proyectos propuestos, cumpliendo lo dispuesto en el artículo 3, apartado 3, basándose en la propuesta del Grupo y teniendo en cuenta el dictamen de la Agencia y la evaluación de las autoridades reguladoras nacionales presentada de conformidad con el punto 8, o la evaluación de la Comisión en el caso de los proyectos que no sean competencia de las autoridades reguladoras nacionales y hayan sido propuestos de conformidad con el punto 9, así como la recomendación de la Comisión destinada a limitar a un número total manejable los proyectos de la lista de la Unión, especialmente en las fronteras, por lo que respecta a proyectos que compitan o puedan competir entre sí. Los órganos decisorios de los Grupos presentarán a la Comisión las listas regionales definitivas, junto con los dictámenes contemplados en el punto 10.

16) Si, sobre la base del proyecto de listas regionales y después de tomar en consideración el dictamen de la Agencia, el número total de propuestas de proyectos de la lista de la Unión excediera un número manejable, la Comisión recomendará a todos los Grupos interesados no incluir en la lista regional los proyectos a los que el Grupo interesado hubiera atribuido la clasificación más baja de conformidad con la clasificación establecida de conformidad con el artículo 4, apartado 5.

ANEXO IV NORMAS E INDICADORES RELATIVOS A LOS CRITERIOS PARA LOS PROYECTOS

ANEXO IV

NORMAS E INDICADORES RELATIVOS A LOS CRITERIOS PARA LOS PROYECTOS

1) Será proyecto de interés común con una repercusión transfronteriza significativa el proyecto situado en el territorio de un Estado miembro que cumpla las siguientes condiciones:

en el caso del transporte de electricidad, el proyecto incrementa la capacidad de transporte de la red o la capacidad disponible para flujos comerciales en la frontera de dicho Estado miembro con uno o varios Estados miembros, con el efecto de incrementar la capacidad de transporte transfronterizo de la red en la frontera del Estado miembro con uno o varios Estados miembros, como mínimo en 500 megavatios (MW) en comparación con la situación previa a la puesta en servicio del proyecto, o el proyecto reduce el aislamiento energético de sistemas no interconectados en uno o más Estados miembros y aumenta la capacidad de transporte transfronterizo de la red en la frontera entre dos Estados miembros en al menos 200 MW;

en el caso del almacenamiento de electricidad, el proyecto ofrece una capacidad instalada de, al menos, 225 MW, y tiene una capacidad de almacenamiento que permite una producción de electricidad anual neta de 250 GW/hora/año;

en el caso de las redes inteligentes, el proyecto está destinado a equipos e instalaciones de nivel de alta y media tensión y participan en él GRT, GRT y GRD, o GRD de al menos dos Estados miembros; en el proyecto podrán participar exclusivamente GRD siempre que procedan de al menos dos Estados miembros y se garantice la interoperabilidad; el proyecto cumplirá, como mínimo, dos de los criterios siguientes: afecta a 50 000 usuarios, generadores, consumidores o prosumidores de electricidad, captura un área de consumo de al menos 300 GW/hora/año, un mínimo del 20 % del consumo de electricidad vinculado al proyecto procede de fuentes renovables variables, o reduce el aislamiento energético de los sistemas no interconectados en uno o más Estados miembros; no es necesario que el proyecto afecte a una frontera física común; en el caso de los proyectos relacionados con pequeñas redes aisladas, tal como se definen en el artículo 2, punto 42, de la Directiva (UE) 2019/944, incluidas las islas, dichos niveles de tensión serán iguales al nivel de tensión más alto del sistema eléctrico pertinente;

en el caso del transporte de hidrógeno, el proyecto permite dicho transporte por las fronteras de los Estados miembros interesados y potencia la capacidad actual de transporte transfronterizo de hidrógeno en una frontera entre dos Estados miembros al menos un 10 % en comparación con la situación previa a la puesta en servicio del proyecto, y el proyecto demuestra de modo suficiente que es un componente fundamental de la red de hidrógeno transfronteriza planeada y aporta pruebas suficientes de los planes vigentes y de la cooperación con los países colindantes y los operadores de la red, o, en el caso de proyectos destinados a reducir el aislamiento energético de sistemas no interconectados en uno o más Estados miembros, el proyecto tiene por objeto abastecer, por lo menos, a dos Estados miembros, bien de manera directa o indirecta;

en el caso de las instalaciones de almacenamiento o recepción de hidrógeno mencionadas en el anexo II, punto 3, el proyecto tiene por objeto abastecer, por lo menos, a dos Estados miembros, bien de manera directa o indirecta;

en el caso de los electrolizadores, el proyecto ofrece una capacidad instalada de al menos 50 MW proporcionada por un único electrolizador o por un conjunto de electrolizadores que formen parte de un proyecto único y coordinado y reporta beneficios, de manera directa o indirecta, a por lo menos dos Estados miembros y, en el caso concreto de las islas y los sistemas insulares, apoya soluciones innovadoras y de otro tipo en las que participen al menos dos Estados miembros con un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuye significativamente a la sostenibilidad del sistema energético de las islas y de la Unión;

en el caso de las redes de gas inteligentes, en un proyecto participan GRT, GRT o GRD y GRD de al menos dos Estados miembros; los GRD podrán participar, pero únicamente con el apoyo de GRT de al menos dos Estados miembros que estén estrechamente relacionados con el proyecto y garanticen la interoperabilidad;

en el caso del transporte de electricidad renovable marítima, el proyecto está destinado a transportar electricidad desde centros de generación de energía marítima con una capacidad de al menos 500 MW y permite el transporte de electricidad a una red terrestre de un determinado Estado miembro, aumentando el volumen de electricidad renovable disponible en el mercado interior; el proyecto se desarrollará en las zonas con baja penetración de electricidad renovable marítima y acreditará un impacto positivo significativo en los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y contribuirá significativamente a la sostenibilidad del sistema energético y a la integración del mercado, sin obstaculizar las capacidades y los flujos transfronterizos;

en el caso de los proyectos de dióxido de carbono, el proyecto se utiliza para transportar y, en su caso, almacenar dióxido de carbono antropogénico procedente de al menos dos Estados miembros.

2) Será proyecto de interés mutuo con repercusión transfronteriza significativa el proyecto que cumpla las siguientes condiciones:

en el caso de los proyectos de interés mutuo incluidos en la categoría prevista en el anexo II, punto 1, letras a) y f), el proyecto refuerza la capacidad de transporte de la red o la capacidad disponible para los flujos comerciales en la frontera de ese Estado miembro con uno o más terceros países y reporta beneficios significativos, bien de manera directa o indirecta (mediante interconexión con un tercer país), según los criterios específicos enumerados en el artículo 4, apartado 3, a escala de la Unión. La REGRT de Electricidad calculará los beneficios para los Estados miembros y los publicará en el contexto del plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión;

en el caso de los proyectos de interés mutuo incluidos en la categoría prevista en el anexo II, punto 3, el proyecto de hidrógeno permite el transporte de hidrógeno en la frontera de un Estado miembro con uno o más terceros países y demuestra reportar beneficios significativos, bien de manera directa o indirecta (mediante interconexión con un tercer país), según los criterios específicos enumerados en el artículo 4, apartado 3, a escala de la Unión. La REGRT de gas calculará los beneficios para los Estados miembros y los publicará en el contexto del plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión;

en el caso de los proyectos de interés mutuo incluidos en la categoría prevista en el anexo II, punto 5, al menos dos Estados miembros y un tercer país pueden utilizar el proyecto para transportar y almacenar dióxido de carbono antropogénico.

3) En relación con los proyectos incluidos en las categorías establecidas en el anexo II, punto 1, letras a), b), c), d) y f), los criterios enumerados en el artículo 4 se evaluarán del siguiente modo:

el transporte de la producción obtenida a partir de fuentes renovables a grandes centros de consumo y lugares de almacenamiento, medido de acuerdo con el análisis realizado en el último plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión disponible para la electricidad, en particular:

en el caso del transporte de electricidad, calculando la capacidad de producción a partir de fuentes de energía renovables (por tecnología, en MW) que se conecta y se transporta gracias al proyecto, en comparación con la capacidad de producción total prevista a partir de dichos tipos de fuentes de energía renovables en el Estado miembro en cuestión en 2030, de acuerdo con los planes nacionales integrados de energía y clima presentados por los Estados miembros de conformidad con el Reglamento (UE) 2018/1999,

ii)

o en el caso del almacenamiento de energía, comparando la nueva capacidad permitida por el proyecto con la capacidad existente total para la misma tecnología de almacenamiento en el área de análisis definida en el anexo V;

la integración del mercado, la competencia y la flexibilidad del sistema medidas de acuerdo con el análisis realizado en el último plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión disponible para la electricidad, en particular:

calculando, en el caso de los proyectos transfronterizos, incluidos los proyectos de reinversión, el impacto en la capacidad de transporte de la red en los dos sentidos del flujo de energía, medida en términos de cantidad de energía (en MW), y su contribución para alcanzar el objetivo mínimo de interconexión del 15 %, y para proyectos con una repercusión transfronteriza importante, el impacto en la capacidad de transporte de la red en las fronteras entre los Estados miembros pertinentes, entre estos Estados miembros y terceros países o dentro de dichos Estados miembros pertinentes, así como en el equilibrio entre la oferta y la demanda y las operaciones en red de los Estados miembros pertinentes,

ii)

evaluando las repercusiones, para el área de análisis definida en el anexo V, en términos de costes de producción y transporte de la energía en todo el sistema y de la evolución y convergencia de los precios del mercado, producido por un proyecto bajo diversos supuestos de planificación, en particular teniendo en cuenta las variaciones inducidas en el orden de mérito;

la seguridad del suministro, la interoperabilidad y el funcionamiento seguro del sistema medidos de acuerdo con el análisis realizado en el último plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión disponible para la electricidad, en particular evaluando las repercusiones del proyecto en la pérdida de carga prevista para el área de análisis definida en el anexo V, en términos de adecuación de la producción y del transporte para una serie de períodos de carga característicos, teniendo en cuenta los cambios esperados en caso de condiciones climáticas extremas y sus repercusiones en la resiliencia de la infraestructura. Se medirá, si procede, el impacto del proyecto en el control independiente y fiable del funcionamiento del sistema y los servicios.

4) En relación con los proyectos incluidos en la categoría de infraestructuras energéticas establecida en el anexo II, punto 1, letra e), los criterios enumerados en el artículo 4 se evaluarán del siguiente modo:

el nivel de sostenibilidad, medido evaluando la capacidad de las redes de conectar y transportar energías renovables variables;

la seguridad del suministro, medida evaluando el nivel de pérdidas en las redes de transporte, en las redes de distribución o en ambas, el porcentaje de utilización (es decir, la carga media) de los componentes de la red eléctrica, la disponibilidad de los componentes de la red (en relación con las operaciones de mantenimiento previstas e imprevistas) y sus repercusiones en los resultados de la red y en la duración y frecuencia de las interrupciones, incluidas las perturbaciones relacionadas con el clima;

la integración del mercado, medida evaluando la adopción innovadora de medidas en el funcionamiento del sistema, la reducción del aislamiento energético y la interconexión, así como el nivel de integración con otros sectores y de facilitación de nuevos modelos de negocio y estructuras de mercado;

la seguridad de la red, la flexibilidad y la calidad del suministro, medidas evaluando el enfoque innovador de la flexibilidad del sistema, la ciberseguridad, la operabilidad eficiente entre los niveles de GRT y GRD, la capacidad de incluir la respuesta de demanda, el almacenamiento, las medidas de eficiencia energética, el uso eficiente en términos de coste de herramientas digitales y TIC para fines de supervisión y control, la estabilidad del sistema eléctrico y los resultados en cuanto a la calidad de la tensión.

5) En relación con el hidrógeno incluido en la categoría de infraestructuras energéticas establecida en el anexo II, punto 3, los criterios enumerados en el artículo 4 se evaluarán del siguiente modo:

la sostenibilidad, medida como la contribución del proyecto a: la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en diferentes aplicaciones de uso final en sectores cuyas emisiones son difíciles de disminuir, por ejemplo, la industria o el transporte; opciones de flexibilidad y almacenamiento estacional para la generación de electricidad renovable; o la integración de hidrógeno renovable e hipocarbónico a fin de tener en cuenta las necesidades del mercado y promover el hidrógeno renovable;

la integración del mercado y la interoperabilidad, medidas calculando el valor adicional del proyecto para la integración de las áreas de mercado y la convergencia de precios, así como para la flexibilidad global del sistema;

la seguridad del suministro y la flexibilidad, medidas calculando el valor adicional del proyecto para la resiliencia, la diversidad y la flexibilidad del suministro de hidrógeno;

la competencia, medida evaluando la contribución del proyecto a la diversificación del suministro, incluida la facilitación del acceso a fuentes autóctonas de suministro de hidrógeno.

6) En relación con los proyectos de la red de gas inteligente incluidos en la categoría de infraestructuras energéticas establecida en el anexo II, punto 2, los criterios enumerados en el artículo 4 se evaluarán del modo siguiente:

el nivel de sostenibilidad, medido evaluando la proporción de gases renovables e hipocarbónicos integrados en la red de gas, la concomitante reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para la descarbonización completa del sistema y la detección apropiada de fugas;

la calidad y la seguridad del suministro, medidas evaluando la proporción del suministro de gas garantizado disponible y los picos de máxima demanda, el porcentaje de importaciones sustituidas por gases renovables e hipocarbónicos locales, la estabilidad del funcionamiento del sistema y la duración y frecuencia de las interrupciones por usuario;

la habilitación de servicios de flexibilidad tales como la respuesta de demanda y el almacenamiento mediante la facilitación de la integración en el sector energético inteligente a través de la creación de vínculos con otros vectores y sectores energéticos, medida evaluando la reducción de costes lograda en los sectores y sistemas energéticos conectados, como el sistema térmico y eléctrico, el transporte y la industria.

7) En relación con los proyectos de electrolizadores incluidos en la categoría de infraestructuras energéticas establecida en el anexo II, punto 4, los criterios enumerados en el artículo 4 se evaluarán del modo siguiente:

la sostenibilidad, medida evaluando la proporción de hidrógeno renovable o de hidrógeno hipocarbónico, en particular de fuentes renovables, que satisfaga los criterios definidos en el anexo II, punto 4, letra a), inciso ii), integrado en la red o estimando, cuantificándola, la implantación de combustibles sintéticos con ese origen y la reducción concomitante de las emisiones de gases de efecto invernadero;

la seguridad del suministro, medida evaluando su contribución a la seguridad, la estabilidad y la eficiencia del funcionamiento de la red, así como evaluando si se han evitado reducciones de la generación de electricidad renovable;

la habilitación de servicios de flexibilidad tales como la respuesta de demanda y el almacenamiento mediante la facilitación de la integración en el sector energético inteligente a través de la creación de vínculos con otros vectores y sectores energéticos, medida evaluando la reducción de costes lograda en los sectores y redes energéticos conectados, como el gas, el hidrógeno, las redes térmicas y eléctricas, el transporte y la industria.

8) En relación con las infraestructuras de dióxido de carbono incluidas en las categorías de infraestructuras energéticas establecidas en el anexo II, punto 5, los criterios enumerados en el artículo 4 se evaluarán del modo siguiente:

la sostenibilidad, medida evaluando la reducción total prevista de los gases de efecto invernadero durante el ciclo de vida del proyecto y la inexistencia de soluciones tecnológicas alternativas, como, a modo de ejemplo, la eficiencia energética o la electrificación que integre fuentes renovables, para alcanzar el mismo nivel de reducción de gases de efecto invernadero que la cantidad de dióxido de carbono que debe capturarse en instalaciones industriales conectadas a un coste comparable en un plazo comparable, teniendo en cuenta las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la energía necesaria para capturar, transportar y almacenar el dióxido de carbono, según proceda, atendiendo a la infraestructura, incluidos, en su caso, otros posibles usos futuros;

la resiliencia y la seguridad, medidas mediante la evaluación de la seguridad de la infraestructura;

la mitigación de la carga medioambiental y del riesgo gracias a la neutralización permanente del dióxido de carbono.

ANEXO V ANÁLISIS DE COSTES Y BENEFICIOS DE TODO EL SISTEMA ENERGÉTICO

ANEXO V

ANÁLISIS DE COSTES Y BENEFICIOS DE TODO EL SISTEMA ENERGÉTICO

Las metodologías de análisis de costes y beneficios elaboradas por la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas serán coherentes entre sí, teniendo en cuenta al mismo tiempo las particularidades de cada sector. Las metodologías para realizar un análisis de costes y beneficios armonizado y transparente en todo el sistema energético respecto de los proyectos de la lista de la Unión serán uniformes para todas las categorías de infraestructuras, a menos que estén justificadas divergencias específicas. Abordarán los costes en el sentido más amplio, incluidas las externalidades, atendiendo a los objetivos de la Unión en materia de energía y clima para 2030 y su objetivo de neutralidad climática para 2050, y respetarán los principios siguientes:

El área de análisis de un proyecto individual cubrirá todos los Estados miembros y terceros países en cuyo territorio se sitúe el proyecto, todos los Estados miembros colindantes y todos los demás Estados miembros en los que el proyecto tenga un impacto significativo. Para este fin, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas cooperarán con todos los operadores de sistemas pertinentes en los terceros países correspondientes. En el caso de los proyectos incluidos en la categoría de infraestructuras energéticas establecida en el anexo II, punto 3, la REGRT de Electricidad y la REGRT de Gas cooperarán con el promotor del proyecto también cuando no sea un gestor de sistema.

Cada análisis de costes y beneficios incluirá análisis de sensibilidad relativos a la serie de datos de entrada, incluidos los costes de producción y de los gases de efecto invernadero, así como la evolución prevista de la demanda y la oferta, también en relación con las fuentes de energía renovables, e incluyendo la flexibilidad de una y otra, y la disponibilidad de almacenamiento, la fecha de entrada en servicio de diferentes proyectos en la misma área analizada, las repercusiones climáticas y otros parámetros pertinentes.

Definirán el análisis que se vaya a realizar, basado en la serie de datos de entrada multisectoriales pertinente, determinando la repercusión con y sin cada uno de los proyectos, e incluirá las interdependencias pertinentes con otros proyectos.

Ofrecerán orientaciones para el desarrollo y uso de la red de energía y la modelización del mercado necesaria para el análisis de costes y beneficios. La modelización permitirá realizar una evaluación completa de los beneficios económicos, incluidos la integración del mercado, la seguridad del suministro y la competencia, así como la superación del aislamiento energético, sociales, medioambientales y climáticas, incluidas las repercusiones intersectoriales. La metodología será plenamente transparente e incluirá información sobre por qué se calcula cada beneficio y coste, cuáles se calculan y cómo se hace.

Incluirán una explicación de la forma en que se aplica el principio de la eficiencia energética primero en todas las etapas de los planes decenales de desarrollo de la red a escala de la Unión.

Explicarán por qué el proyecto no supondrá un obstáculo para el desarrollo y la implantación de las energías renovables.

Se asegurarán de que se determinen los Estados miembros en los que el proyecto tenga un efecto positivo neto, los beneficiarios, los Estados miembros en los que el proyecto tenga un efecto negativo neto, y los sufragadores de los costes, que pueden ser Estados miembros diferentes de aquellos en cuyo territorio se construye la infraestructura.

Tendrán en cuenta, como mínimo, los gastos de capital, los gastos operativos y los gastos de mantenimiento, así como los costes ocasionados a la red relacionada, a lo largo del ciclo de vida técnico del proyecto en su conjunto, como los costes de desmantelamiento y de gestión de residuos, incluidos los costes externos. Las metodologías ofrecerán orientaciones sobre las tasas de descuento, la vida útil técnica y el valor residual que se usará para los cálculos de los costes y los beneficios. Además, incluirán una metodología obligatoria para calcular la relación coste-beneficio y el valor actual neto, así como una diferenciación de los beneficios en función del nivel de fiabilidad de sus métodos de estimación. También se tendrán en cuenta métodos para calcular las repercusiones climáticas y medioambientales de los proyectos y su contribución a los objetivos energéticos de la Unión, como la penetración de las energías renovables, la eficiencia energética y los objetivos de interconexión.

Garantizarán que las medidas de adaptación climática que se tomen en cada proyecto se evalúen y reflejen el coste de las emisiones de gases de efecto invernadero y que la evaluación sea sólida y coherente con otras políticas de la Unión a fin de permitir la comparación con otras soluciones que no requieran nuevas infraestructuras.

ANEXO VI DIRECTRICES PARA LA TRANSPARENCIA Y LA PARTICIPACIÓN DEL PÚBLICO

ANEXO VI

DIRECTRICES PARA LA TRANSPARENCIA Y LA PARTICIPACIÓN DEL PÚBLICO

1) El manual de procedimiento mencionado en el artículo 9, apartado 1, debe contener como mínimo:

especificaciones sobre las normas pertinentes en las que se basan las decisiones y los dictámenes relativos a los distintos tipos de proyectos de interés común pertinentes, incluida la normativa medioambiental;

la lista de las decisiones y dictámenes pertinentes que se han de obtener;

los nombres y datos de contacto de la autoridad competente, de otras autoridades interesadas y de las principales partes interesadas en cuestión;

el flujo de trabajo, que resuma cada fase del proceso y adjunte un calendario indicativo y una descripción concisa del proceso decisorio para los distintos tipos de proyectos de interés común pertinentes;

información sobre el alcance, la estructura y el nivel de detalle de los documentos que se vayan a presentar con las solicitudes de decisión, incluida una lista de comprobación;

las fases y los medios para que el público en general pueda participar en el proceso;

la forma en que la autoridad competente, otras autoridades interesadas y el promotor del proyecto demostrarán que se han tenido en cuenta las opiniones expresadas en las consultas públicas, por ejemplo, al mostrar qué modificaciones se han realizado en la ubicación y el diseño del proyecto, o al proporcionar las razones por las que dichas opiniones no se han tenido en cuenta;

en la medida de lo posible, la traducción de todo el contenido a todos los idiomas de los Estados miembros colindantes, que se llevará a cabo en coordinación con los Estados miembros colindantes pertinentes.

2) El calendario detallado mencionado en el artículo 10, apartado 6, letra b), especificará, como mínimo, lo siguiente:

las decisiones y dictámenes que se han de obtener;

las autoridades, las partes interesadas y el público que puedan verse afectados;

cada una de las fases del procedimiento y su duración;

las principales etapas que deben superarse y sus plazos con vistas a la adopción de la decisión global;

los recursos previstos por las autoridades y las posibles necesidades de recursos adicionales.

3) Sin perjuicio de los requisitos para las consultas públicas con arreglo a la normativa medioambiental, para incrementar la participación del público en el proceso de concesión de autorizaciones y garantizar una información y un diálogo previos con el público, se aplicarán los siguientes principios:

las partes interesadas afectadas por un proyecto de interés común, incluidas las autoridades nacionales, regionales y locales pertinentes, los propietarios del suelo y los ciudadanos que habiten en las proximidades del proyecto, el público general y sus asociaciones, organizaciones o grupos, serán informados ampliamente y consultados en una fase temprana, de manera inclusiva, cuando todavía puedan tenerse en cuenta las potenciales preocupaciones del público, y de una forma inclusiva, abierta y transparente; cuando proceda, la autoridad competente apoyará activamente las actividades emprendidas por el promotor de proyecto;

las autoridades competentes garantizarán que los procedimientos de consulta pública para los proyectos de interés común estén agrupados en la medida de lo posible, incluyendo las consultas públicas que ya deban realizarse conforme a la normativa nacional; cada consulta pública incluirá todas las materias pertinentes para la fase concreta del procedimiento, no debiendo una materia pertinente para esa fase concreta ser abordada en más de una consulta pública; sin embargo, podrá celebrarse una consulta pública en más de una localización geográfica; los temas abordados por una consulta pública deberán estar claramente indicados en la notificación de dicha consulta pública;

las observaciones y objeciones serán admisibles únicamente desde el principio de la consulta pública hasta el vencimiento del plazo;

los promotores de los proyectos velarán por que las consultas se realicen durante un período que permita la participación pública abierta e inclusiva.

4) El plan conceptual de participación del público deberá incluir como mínimo información sobre:

las partes interesadas afectadas y a quienes va dirigido;

las medidas previstas, incluidas las localizaciones generales propuestas y las fechas de las reuniones específicas;

el calendario;

los recursos humanos asignados a diversos cometidos.

5) En el contexto de la consulta pública que se debe realizar antes de la presentación de un expediente de solicitud, las partes interesadas deberán, como mínimo:

publicar, en formato electrónica y, en su caso, impreso, un folleto informativo de no más de quince páginas en el que se presente, de forma clara y concisa, una visión panorámica de la descripción, el objetivo y un calendario preliminar de los pasos de desarrollo del proyecto, el plan de desarrollo de la red nacional, las rutas alternativas consideradas, los tipos y características del posible impacto, incluyendo también los de carácter transfronterizo, y posibles medidas paliativas, dicho folleto informativo se publicará antes de que comience la consulta y enumerará las direcciones del sitio web del proyecto de interés común mencionado en el artículo 9, apartado 7, la plataforma de transparencia mencionada en el artículo 23, y el manual de procedimiento mencionado en el punto 1 del presente anexo;

publicar la información sobre la consulta en el sitio web del proyecto de interés común mencionado en el artículo 9, apartado 7, en los tablones de anuncios de las oficinas de las administraciones locales y, como mínimo, en uno o, en su caso, dos canales de comunicación local;

invitar, por escrito o por medios electrónicos, a las partes interesadas, las asociaciones, las organizaciones y los grupos afectados a reuniones específicas, en las que se debatirán las preocupaciones.

6) En el sitio web del proyecto mencionado en el artículo 9, apartado 7, se publicará, como mínimo, la siguiente información:

la fecha más reciente en la que se actualizó el sitio web del proyecto;

la traducción de todo el contenido a todos los idiomas de los Estados miembros a los que afecta el proyecto o en los que este ejerce una repercusión transfronteriza significativa, de conformidad con el anexo IV, punto 1;

el folleto informativo mencionado en el punto 5, actualizado con la información más reciente del proyecto;

un resumen no técnico y periódicamente actualizado que recoja la situación actual del proyecto, incluyendo información geográfica, y que indique de forma clara, en caso de actualizaciones, las modificaciones respecto a versiones anteriores;

el plan de ejecución previsto en el artículo 5, apartado 1, actualizado con los datos más recientes del proyecto;

los fondos asignados y desembolsados por la Unión para el proyecto;

la programación del proyecto y de la consulta pública, indicando claramente las fechas y lugares de las consultas públicas y audiencias, así como los temas que se consideren pertinentes para dichas audiencias;

datos de contacto para obtener información o documentos adicionales;

datos de contacto para el envío de observaciones y objeciones durante las consultas públicas.

ANEXO VII LISTA DE LA UNIÓN DE PROYECTOS DE INTERÉS COMÚN Y PROYECTOS DE INTERÉS MUTUO («LISTA DE LA UNIÓN»),

ANEXO VII

LISTA DE LA UNIÓN DE PROYECTOS DE INTERÉS COMÚN Y PROYECTOS DE INTERÉS MUTUO («LISTA DE LA UNIÓN»),

(mencionada en el artículo 3, apartado 4)

A. PRINCIPIOS APLICADOS AL ESTABLECER LA LISTA DE LA UNIÓN

1) Grupos de PIC y PIM

Algunos PIC/PIM forman parte de un grupo debido a que son interdependientes, potencialmente competidores o competidores. Se han creado los siguientes tipos de grupos de PIC/PIM:

Un grupo de PIC/PIM interdependientes se define como un «grupo X, que incluye los siguientes PIC/PIM». Tal grupo se forma para determinar los PIC/PIM que son, en su totalidad, necesarios para tratar el mismo cuello de botella a través de las fronteras nacionales y que crean sinergias si se ejecutan conjuntamente. En este caso, se ejecutarán todos los PIC/PIM para materializar las ventajas a escala de la UE.

Un grupo de PIC/PIM potencialmente competidores se define como un «grupo X, que incluye uno o varios de los siguientes PIC/PIM». Tal grupo refleja una incertidumbre en cuanto a la amplitud del cuello de botella a través de las fronteras nacionales. En este caso, no tienen que ejecutarse todos los PIC/PIM que figuran en el grupo. Se deja al mercado decidir si se ejecutan uno, varios o todos los PIC/PIM, a reserva de la necesaria planificación, autorización y aprobación reglamentaria. La necesidad de los PIC/PIM se volverá a evaluar, también en relación con las necesidades de capacidad, en un proceso posterior de determinación de PIC/PIM.

Un grupo de PIC/PIM competidores se define como un «grupo X que incluye uno de los siguientes PIC». Tal grupo aborda el mismo cuello de botella. Sin embargo, la amplitud del cuello de botella es menos incierta que en el caso de un grupo de PIC/PIM potencialmente competidores y, por lo tanto, se determina que solo debe ejecutarse un PIC/PIM. Se deja al mercado decidir qué PIC/PIM se debe ejecutar, a reserva de la necesaria planificación, autorización y aprobación reglamentaria. Si procede, en el siguiente proceso de determinación de PIC/PIM se evaluará de nuevo si los PIC/PIM son necesarios.

Todos los PIC/PIM tienen los mismos derechos y están sujetos a las mismas obligaciones que se establecen en el Reglamento (UE) 2022/869.

2) Tratamiento de las subestaciones y las estaciones de compresión

Las subestaciones, las estaciones de electricidad con acoplamiento en paralelo y las estaciones de compresión se consideran parte de los PIC/PIM si están situadas geográficamente en las líneas de transporte o junto a gasoductos, según el caso. Las subestaciones, las estaciones con acoplamiento en paralelo y las estaciones de compresión se consideran PIC autónomos y se enumeran explícitamente en la lista de la Unión si no están situadas geográficamente en las líneas de transporte o gasoductos, según el caso. Esas subestaciones y estaciones tienen los derechos y están sujetas a las obligaciones que se establecen en el Reglamento (UE) 2022/869.

3) Proyectos que ya no se consideran PIC o PIM, y proyectos que han pasado a formar parte de otros PIC o PIM

Varios proyectos incluidos en la primera lista de la Unión ya no se consideran PIC o PIM por una o varias de las siguientes razones:

el proyecto ya ha entrado en servicio o lo hará a más tardar en marzo de 2026 y, por tanto, no se beneficiaría de las disposiciones del Reglamento (UE) 2022/869;

a la vista de nuevos datos, el proyecto no cumple los criterios generales;

el proyecto no se volvió a presentar para ser seleccionado como PIC/PIM;

un Estado miembro con cuyo territorio está relacionado el proyecto no ha dado su aprobación, o

el proyecto ha obtenido una clasificación inferior a la de otros candidatos a PIC/PIM en el proceso de selección.

Esos proyectos (con la excepción de los que ya han entrado en servicio o vayan a hacerlo a más tardar en marzo de 2026) pueden tenerse en cuenta para su inclusión en la próxima lista de la Unión, si las razones por las que no se han incluido en la lista de la Unión actual ya no son aplicables.

Tales proyectos no son PIC ni PIM, pero, por razones de transparencia y claridad, quedan recogidos con sus números originales de PIC o PIM en la parte C del presente anexo como «proyectos que ya no se consideran PIC ni PIM».

Algunos proyectos incluidos en la primera lista de la Unión pasaron a formar parte integrante, durante su proceso de ejecución, de otros (grupos de) PIC o PIM.

Estos proyectos ya no se consideran PIC o PIM independientes, pero, por razones de transparencia y claridad, se enumeran con sus números originales de PIC o PIM en la parte C del presente anexo como «proyectos que ahora son parte integrante de otros PIC o PIM».

4) Partes de los PIC/PIM que no reúnen los requisitos necesarios

Algunos PIC/PIM incluyen una o más inversiones que no reúnen los requisitos necesarios. Las inversiones enumeradas a continuación no se considerarán parte de la lista de la Unión:

refuerzos interiores para el proyecto «MEDLINK» (parte del PIM 1.35), a saber, la línea de transporte en CA entre Annaba y Tougourt en Argelia, y la línea de transporte en CA entre De Jebil y Marsa Dhib en Túnez;

refuerzos interiores para el interconector entre Subotica (RS) y Sándorfalva (HU) (parte del PIM 2.12), a saber, la línea aérea entre Novi Sad 3 y Sombor 3, la línea aérea entre Srbobran y Sremska Mitrovica 2, y la reconstrucción de la subestación Subotica 3;

refuerzos interiores para la interconexión entre Wadi El Natroon (EG) y Mesogeia/St Stefanos (EL) [proyecto conocido en la actualidad como «interconector GREGY»] (parte del PIM 2.13), tramos interiores en EG;

refuerzos interiores para la interconexión entre Bobov Dol (BG) y Leskovac 2 (RS) [proyecto conocido en la actualidad como «Central Balkan Corridor»] (parte del PIM 2.26), a saber, la mejora de la línea aérea entre Nis 2 y Krusevac 1, la mejora de la subestación Krusevac 1, la mejora de la línea aérea Krusevac 1 y Kraljevo 3, la mejora de la línea aérea entre Kraljevo y Pozega, la nueva subestación de Pozega, la nueva línea aérea entre Jagodina y Pozarevac, la mejora de la línea aérea entre Pozega y Vardiste y la nueva subestación de Pozarevac 3;

tramos interiores de la red troncal española (parte del PIC 9.1.3): Coruña-Zamora, Huelva-Algeciras, Castilla y León (entre Zamora y Haro), Guitiriz-Zamora, y la conexión entre Castilla La Mancha y Madrid;

el tramo interior de Friburgo-Offenbach en Alemania (parte del PIC 9.2.1);

el tramo de la zona de Limburg y su conexión con la red troncal norte-sur en el este de los Países Bajos (parte del PIC 9.6);

el tramo interior en Alemania que comienza cerca de Bremen y va hacia Hanover (parte del PIC 9.7.4);

el tramo interior en Francia desde Port-de-la-Nouvelle por Barbaira (parte del PIC 9.27.2);

el tramo interior de Francia entre Burdeos y Lussagnet (parte del PIC 9.27.3);

el tramo interior en Alemania que comienza cerca de Bremen y va hacia el sur (parte del PIC 9.28);

el tramo interior en el Reino Unido desde Bacton a la red interior de hidrógeno del Reino Unido (parte del PIM 9.35);

los tramos interiores en Túnez del North Africa Hydrogen Corridor (parte del PIM 10.12);

el tramo interior de Suecia que conecta Kiruna con Luleå de la Ruta Nórdica del Hidrógeno – bahía de Botnia (parte del PIC 11.1);

los tramos interiores de Finlandia (las referencias geográficas se indican como indicaciones): Mäntsälä, Imatra, Kouvola, Kotka; la línea interior del Corredor de Hidrógeno Nórdico-Báltico en LT que se conecta a Klaipėda (parte del PIC 11.2);

el tramo Suecia-Finlandia y la conexión del Baltic Sea Hydrogen Collector a la isla de Gotland (parte del PIC 11.3).

5) Numeración de los proyectos de la lista de la Unión

Los proyectos incluidos en la primera lista de la Unión conservarán el número de PIC/PIM original que se les asignó en la lista actual de la Unión. A los proyectos que se incluyan por primera vez en la lista actual de la Unión se les asignará un nuevo número único de PIC/PIM.

B. LISTA DE LA UNIÓN DE PROYECTOS DE INTERÉS COMÚN Y PROYECTOS DE INTERÉS MUTUO

1) Interconexiones eléctricas norte-sur de Europa Occidental («NSI West Electricity»):