REGLAMENTO (UE) 2024/1789 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 13 de junio de 2024 relativo a los mercados interiores del gas renovable, del gas natural y del hidrógeno y por el que se modifican los Reglamentos (UE) n. o 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 y (UE) 2022/869 y la Decisión (UE) 2017/684 y se deroga el Reglamento (CE) n. o 715/2009 (versión refundida) (Texto pertinente a efectos del EEE)

(1)

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

(2)

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

(3)

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

(4)

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

(5)

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

(6)

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

(7)

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

(8)

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

(9)

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

(10)

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

(11)

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

(12)

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

(13)

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

(14)

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

(15)

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

(16)

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

(17)

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

(18)

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

(19)

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

(20)

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

(21)

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

(22)

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

(23)

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

(24)

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

(25)

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

(26)

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

(27)

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

(28)

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

(29)

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

(30)

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

(31)

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

(32)

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

(33)

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

(34)

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

(35)

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

(36)

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

(37)

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

(38)

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

(39)

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

(40)

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

(41)

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

(42)

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

(43)

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

(44)

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

(45)

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

(46)

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

(47)

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

(48)

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

(49)

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

(50)

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

(51)

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

(52)

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

(53)

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

(54)

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

(55)

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

(56)

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

(57)

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

(58)

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

(59)

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

(60)

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

(61)

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

(62)

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

(63)

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

(64)

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

(65)

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

(66)

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

(67)

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

(68)

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

(69)

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

(70)

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

(71)

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

(72)

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

(73)

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

(74)

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

(75)

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

(76)

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

(77)

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

(78)

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

(79)

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

(80)

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

(81)

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

(82)

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

(83)

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

(84)

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

(85)

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

(86)

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

(87)

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

(88)

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

(89)

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

(90)

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

(91)

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

(92)

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

(93)

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

(94)

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

(95)

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

(96)

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

(97)

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

(98)

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

(99)

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

(100)

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

(101)

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

(102)

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

(103)

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

(104)

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

(105)

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

(106)

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

(107)

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

(108)

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

(109)

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

(110)

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

(111)

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

(112)

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

(113)

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