Riesgos en el sector de la electricidad

REGLAMENTO (UE) 2019/941 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO DE 5 DE JUNIO DE 2019 SOBRE LA PREPARACIÓN FRENTE A LOS RIESGOS EN EL SECTOR DE LA ELECTRICIDAD Y POR EL QUE SE DEROGA LA DIRECTIVA 2005/89/CE

(Texto pertinente a efectos del EEE)

EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 194, apartado 2,

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

Previa transmisión del proyecto de acto legislativo a los Parlamentos nacionales,

Visto el dictamen del Comité Económico y Social Europeo (1),

Visto el dictamen del Comité de las Regiones (2),

De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario (3),

Considerando lo siguiente:

(1)

El sector de la electricidad de la Unión está experimentando una profunda transformación, caracterizada por unos mercados más descentralizados en los que interviene un mayor número de agentes, una proporción más elevada de energía procedente de fuentes renovables y unos sistemas mejor interconectados. Para responder a ella, el Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo (4) y la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo (5) persiguen la actualización del marco jurídico que regula el mercado interior de la electricidad de la Unión, a fin de que los mercados y redes funcionen de manera óptima en beneficio de las empresas y los ciudadanos de la Unión. El presente Reglamento pretende contribuir a la consecución de los objetivos de la Unión de la Energía, de los que forman parte integrante la seguridad energética, la solidaridad, la confianza y una política climática ambiciosa.

(2)

La mejor garantía para la seguridad del suministro eléctrico es el buen funcionamiento de los mercados y sistemas, con unas interconexiones eléctricas adecuadas. No obstante, incluso cuando los mercados y sistemas funcionan correctamente y están interconectados, nunca queda descartado el riesgo de que se produzca una crisis de electricidad como resultado de desastres naturales tales como condiciones meteorológicas extremas, ataques malintencionados o escasez de combustible. Con frecuencia, las consecuencias de las crisis de electricidad se extienden más allá de las fronteras nacionales. Incluso cuando dichas crisis se declaran a nivel local, sus efectos pueden propagarse rápidamente a través de las fronteras. Algunas circunstancias extremas, como una ola de frío o de calor o un ciberataque, pueden afectar simultáneamente a muchas regiones.

(3)

Dado que los mercados y sistemas eléctricos están interconectados, la prevención y la gestión de las crisis de electricidad no pueden considerarse una tarea exclusivamente nacional. Convendría aprovechar mejor la posibilidad de adoptar medidas más eficientes y menos costosas en el marco de la cooperación regional. Es necesario disponer de un marco común de normas y de procedimientos mejor coordinados para garantizar que los Estados miembros y otros agentes puedan cooperar eficazmente a través de las fronteras en un espíritu de mayor transparencia, confianza y solidaridad entre los Estados miembros.

(4)

La Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (6) estableció las medidas necesarias que los Estados miembros deben adoptar para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en general. Las disposiciones de dicha Directiva han quedado en gran medida superadas por actos legislativos ulteriores, en particular en lo referente al modo en que deben organizarse los mercados de la electricidad para garantizar la disponibilidad de una capacidad suficiente y en que deben cooperar los gestores de redes de transporte para asegurar la estabilidad del sistema, así como en cuanto a la necesidad de asegurar que estén establecidas las infraestructuras adecuadas. El presente Reglamento se ocupa de la cuestión específica de la prevención y la gestión de las crisis de electricidad.

(5)

Los Reglamentos (UE) 2017/1485 (7) y (UE) 2017/2196 (8) de la Comisión constituyen un conjunto detallado de normas que regula de qué modo deben actuar y cooperar los gestores de redes de transporte y otras partes interesadas pertinentes para velar por la seguridad del sistema. Dichas normas técnicas deben garantizar que la mayor parte de los incidentes eléctricos se resuelvan con eficacia a nivel operativo. El presente Reglamento se ocupa de las crisis que tienen una escala e impacto de mayor magnitud. Establece la manera en que deben actuar los Estados miembros para prevenir tales crisis y las medidas que pueden adoptar cuando las normas de gestión de la red no sean suficientes por si solas. Incluso en las crisis de electricidad, deben seguir respetándose plenamente las normas de gestión de la red, y el presente Reglamento debe ser coherente con el Reglamento (UE) 2017/2196.

(6)

El presente Reglamento establece un marco común de normas para prevenir las crisis de electricidad, prepararse para ellas y gestionarlas, dotando de mayor transparencia a la fase de preparación y a la actuación durante una crisis de electricidad y garantizando que se adopten medidas de forma coordinada y eficaz. Insta a los Estados miembros a cooperar a nivel regional, y, en su caso, bilateral, en un espíritu de solidaridad. Establece, asimismo, un marco para la supervisión eficaz de la seguridad del suministro eléctrico en la Unión a través del Grupo de Coordinación de la Electricidad (GCE), creado mediante Decisión de la Comisión de 15 de noviembre de 2012 (9) como un foro para el intercambio de información y el fomento de la cooperación entre los Estados miembros, en particular en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico. Con la cooperación de los Estados miembros y el marco de supervisión se pretende mejorar la preparación frente a los riesgos a un menor coste. El presente Reglamento también debe contribuir a reforzar el mercado interior de la electricidad, reforzando la confianza en los Estados miembros y excluyendo las intervenciones estatales inadecuadas en las crisis de electricidad, en particular evitando las reducciones indebidas de los flujos transfronterizos y las capacidades de transmisión interzonal, reduciendo así el riesgo de efectos colaterales negativos en los Estados miembros vecinos.

(7)

La Directiva (UE) 2016/1148 del Parlamento Europeo y del Consejo (10) establece normas generales en materia de seguridad de las redes y sistemas de información, mientras que las normas específicas sobre ciberseguridad se desarrollarán mediante un código de red, tal como se establece en el Reglamento (UE) 2019/943. El presente Reglamento complementa la Directiva (UE) 2016/1148 asegurando que los ciberincidentes estén adecuadamente considerados como un riesgo y que las medidas adoptadas para abordarlos queden reflejadas de manera apropiada en los planes de preparación frente a los riesgos.

(8)

La Directiva 2008/114/CE del Consejo (11) establece un proceso con vistas a incrementar la seguridad de las infraestructuras críticas europeas designadas, entre las que figuran determinadas infraestructuras de electricidad. La Directiva 2008/114/CE contribuye, junto con el presente Reglamento, a establecer un planteamiento global en materia de seguridad energética de la Unión.

(9)

La Decisión n.o 1313/2013/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (12) establece los requisitos para que los Estados miembros elaboren cada tres años evaluaciones de riesgos a nivel nacional o en el nivel subnacional adecuado, y para que elaboren y perfeccionen su planificación de la gestión de riesgos de catástrofe a nivel nacional o en el nivel subnacional adecuado. Las medidas específicas de prevención de riesgos, preparación y planificación establecidas en el presente Reglamento deben ser coherentes con las evaluaciones de riesgos nacionales, de ámbito más general y de enfoque multirriesgos, que contempla la citada Decisión.

(10)

Los Estados miembros tienen la responsabilidad de garantizar la seguridad del suministro eléctrico en sus territorios, al tiempo que la seguridad de dicho suministro también es una responsabilidad compartida entre la Comisión y otros agentes de la Unión, dentro de sus respectivos ámbitos de actividad y competencia. La seguridad del suministro eléctrico implica la existencia de una cooperación efectiva entre Estados miembros, instituciones de la Unión, organismos, oficinas y agencias, y partes interesadas pertinentes. Los gestores de redes de distribución y los gestores de redes de transporte desempeñan un papel clave a la hora de garantizar un sistema eléctrico seguro, fiable y eficiente de conformidad con los artículos 31 y 40 de la Directiva (UE) 2019/944. Las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales pertinentes desempeñan también un papel importante a la hora de garantizar y controlar la seguridad del suministro eléctrico, como parte de sus cometidos de conformidad con el artículo 59 de la Directiva (UE) 2019/944. Los Estados miembros deben designar una entidad existente o nueva como su única autoridad nacional gubernamental o reguladora competente con el fin de garantizar la participación transparente e inclusiva de todos los agentes implicados, la preparación eficiente y la ejecución adecuada de los planes de preparación frente a los riesgos, así como para facilitar la prevención y la evaluación ex post de las crisis de electricidad y los intercambios de información conexos.

(11)

Un planteamiento común de la prevención y la gestión de las crisis de electricidad requiere de un entendimiento común entre Estados miembros de lo que constituye una crisis de electricidad. En particular, el presente Reglamento debe facilitar la coordinación entre los Estados miembros a la hora de identificar una situación en la que existe un riesgo potencial, presente o inminente, de penuria significativa de electricidad o de imposibilidad de suministrar electricidad a los clientes. La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (“REGRT de Electricidad”) y los Estados miembros deben determinar, respectivamente, escenarios concretos de crisis de electricidad regionales y nacionales. Ese enfoque debe garantizar que estén cubiertas todas las crisis de electricidad pertinentes, teniendo en cuenta las particularidades regionales y nacionales, como la topología de la red, la combinación de fuentes de producción de energía eléctrica, el volumen de la producción y el consumo, y la densidad de población.

(12)

Un enfoque común para la prevención y la gestión de las crisis de electricidad también requiere que los Estados miembros utilicen los mismos métodos y definiciones para identificar los riesgos relativos a la seguridad del suministro eléctrico y estén en condiciones de comparar de manera efectiva el nivel de competencia propio y de sus vecinos en este ámbito. El presente Reglamento establece dos indicadores para efectuar el seguimiento de la seguridad del suministro eléctrico en la Unión: el “valor esperado de energía no suministrada”, expresado en GWh/año, y la “pérdida de carga prevista”, expresada en horas por año. Estos indicadores forman parte del análisis europeo de cobertura realizado por la REGRT de Electricidad de conformidad con el artículo 23 del Reglamento (UE) 2019/943. El GCE debe llevar a cabo un seguimiento periódico de la seguridad del suministro eléctrico, atendiendo a los resultados de dichos indicadores. La Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) también debe utilizar estos indicadores cuando informe sobre los resultados de los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico en sus informes anuales de supervisión del mercado de la electricidad, de conformidad con el artículo 15 del Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo (13)

(13)

A fin de garantizar la coherencia de las evaluaciones de riesgo, de un modo que contribuya a la confianza entre los Estados miembros en una crisis de electricidad, es necesario establecer un enfoque común para identificar los escenarios de riesgo. Por consiguiente, la REGRT de Electricidad, tras consultar a las partes interesadas pertinentes, debe elaborar y actualizar una metodología común para la identificación de los riesgos en colaboración con la ACER y el GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros. La REGRT de Electricidad debe proponer la metodología y la ACER aprobarla. Al consultar al GCE, la ACER ha de tener en cuenta en la mayor medida posible los puntos de vista expresados por el GCE. La REGRT de Electricidad debe actualizar la metodología común para la identificación de los riesgos cuando se disponga de nueva información importante.

(14)

Sobre la base de la metodología común para la identificación de los riesgos, la REGRT de Electricidad debe elaborar y actualizar periódicamente los escenarios de crisis de electricidad regionales e identificar los principales riesgos para cada región, tales como condiciones climáticas extremas, catástrofes naturales, escasez de combustible o ataques malintencionados. Cuando se estudie un escenario de crisis de escasez de combustible de gas, el riesgo de perturbación del suministro de gas debe evaluarse sobre la base de los escenarios de perturbaciones en el suministro y las infraestructuras de gas elaborados por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (“REGRT de Gas”) según lo dispuesto en el artículo 7 del Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo (14). La REGRT de Electricidad debe poder delegar tareas relativas a la identificación de escenarios regionales de crisis de electricidad en los centros de coordinación regionales establecidos de conformidad con el artículo 35 del Reglamento (UE) 2019/943. Dichas tareas delegadas deben desempeñarse bajo la supervisión de la REGRT de Electricidad. Los Estados miembros deben elaborar y actualizar sus escenarios de crisis de electricidad nacionales sobre la base de los escenarios de crisis de electricidad regionales, en principio cada cuatro años. Dichos escenarios deben constituir el fundamento de los planes de preparación frente a los riesgos. Al identificar los riesgos a nivel nacional, los Estados miembros también deben describir todos los riesgos que identifiquen en relación con la propiedad de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro eléctrico, así como todas las medidas adoptadas, en su caso, en relación con tales riesgos, por ejemplo, una normativa general o específica del sector en materia de estudios previos de inversión, derechos especiales de algunos accionistas, indicando las razones por las que consideran que dichas medidas son necesarias y proporcionadas.

(15)

La adopción de un enfoque regional para identificar los escenarios de riesgo y elaborar medidas de prevención, preparación y atenuación aporta importantes beneficios en términos de eficacia de dichas medidas y de optimización de los recursos. Por otra parte, en una crisis simultánea de electricidad, un enfoque coordinado y previamente acordado garantizaría una respuesta coherente y reduciría el riesgo de que las medidas exclusivamente nacionales pudieran tener efectos indirectos negativos en los Estados miembros vecinos. Por lo tanto, el presente Reglamento dispone que los Estados miembros cooperen en un contexto regional.

(16)

Los centros de coordinación regionales deben llevar a cabo las tareas de alcance regional que se les hayan asignado de conformidad con el Reglamento (UE) 2019/943. Para poder desempeñar eficazmente sus tareas y actuar en estrecha colaboración con las autoridades nacionales pertinentes con vistas a prevenir y atenuar los efectos de los incidentes eléctricos a gran escala, la cooperación regional que exige el presente Reglamento debe fundamentarse en las estructuras regionales de colaboración utilizadas a nivel técnico, a saber, los grupos de Estados miembros que comparten el mismo centro de coordinación regional. Por consiguiente, las regiones geográficas de los centros de coordinación regionales son pertinentes para la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales y las evaluaciones de riesgo. Sin embargo, los Estados miembros deben tener la posibilidad de formar subgrupos dentro de las regiones con fines de cooperación en relación con medidas regionales concretas, o de cooperar en foros de cooperación regional existentes a tal fin, ya que la capacidad técnica de prestarse asistencia mutua en caso de crisis de electricidad resulta fundamental. Esto se debe a que no todos los Estados miembros de una región más amplia tendrán necesariamente la posibilidad de suministrar electricidad a otro Estado miembro en caso de crisis de electricidad. Por consiguiente, no es necesario que todos los Estados miembros de una región celebren acuerdos regionales sobre medidas regionales concretas. En cambio, los Estados miembros con capacidad técnica para prestarse asistencia mutua deben celebrar tales acuerdos.

(17)

El Reglamento (UE) 2019/943 establece la utilización de una metodología común para el análisis europeo de cobertura a medio y largo plazo (de diez años a un año de antelación), con el fin de garantizar que las decisiones de los Estados miembros en lo que se refiere a posibles necesidades de inversión se adopten sobre una base común y transparente. El análisis europeo de cobertura tiene un fin distinto del de las evaluaciones de la cobertura a corto plazo, que se utilizan para detectar posibles problemas relacionados con la cobertura en períodos cortos de tiempo, a saber, los análisis de cobertura estacional (seis meses de antelación) y los análisis de cobertura desde una semana hasta como mínimo un día de antelación. En lo que respecta a los análisis a corto plazo, es necesario un enfoque común sobre la manera de detectar posibles problemas de cobertura. La REGRT de Electricidad debe llevar a cabo análisis de cobertura para verano e invierno, a fin de alertar a los Estados miembros y a los gestores de redes de transporte sobre los riesgos para la seguridad del suministro eléctrico que puedan producirse en los seis meses siguientes. A fin de mejorar los análisis de cobertura, la REGRT de Electricidad debe elaborar una metodología probabilística común para dichos análisis, previa consulta a las partes interesadas pertinentes, y en colaboración con la ACER y el GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros. La REGRT de Electricidad debe proponer dicha metodología y sus actualizaciones a la ACER, y la ACER debe aprobar la propuesta y las actualizaciones. Al consultar al GCE, la ACER ha de tener en cuenta en la mayor medida posible los puntos de vista expresados por el GCE. La REGRT de Electricidad debe actualizar la metodología en caso de se disponga de nueva información importante. La REGRT de Electricidad debe poder delegar las tareas relacionadas con los análisis de cobertura estacional en los centros de coordinación regionales, mientras que las tareas delegadas deben desempeñarse bajo la supervisión de la REGRT de Electricidad.

(18)

Los gestores de redes de transporte deben aplicar la metodología utilizada para preparar los análisis de cobertura estacional cuando efectúen cualquier otro tipo de evaluación de riesgos a corto plazo, a saber, las previsiones de cobertura de la generación desde una semana hasta como mínimo un día de antelación contempladas en el Reglamento (UE) 2017/1485.

(19)

A fin de garantizar un enfoque común con respecto a la prevención y gestión de las crisis de electricidad, la autoridad competente de cada Estado miembro debe elaborar un plan de preparación frente a los riesgos sobre la base de los escenarios de crisis de electricidad regionales y nacionales. Las autoridades competentes deben consultar a las partes interesadas o a los representantes de los grupos de partes interesadas, como representantes de productores o sus asociaciones o de gestores de redes de distribución, que sean pertinentes a efectos de la prevención y la gestión de una crisis de electricidad. A tal fin, las autoridades competentes deben decidir las medidas necesarias para llevar a cabo la consulta. Los planes de preparación frente a los riesgos deben contemplar medidas efectivas, proporcionadas y no discriminatorias para hacer frente a todos los escenarios de crisis de electricidad identificados. Debe tenerse en cuenta el impacto medioambiental de las medidas propuestas del lado de la oferta y de la demanda. Los planes deben asimismo aportar transparencia, especialmente respecto de las condiciones en las que pueden tomarse medidas no basadas en el mercado para atenuar las situaciones de crisis de electricidad. Todas las medidas no basadas en el mercado previstas deben cumplir las normas establecidas en el presente Reglamento. Los planes de preparación frente a los riesgos deben hacerse públicos, preservando al mismo tiempo la confidencialidad de la información sensible.

(20)

Los planes de preparación frente a los riesgos deben establecer medidas nacionales, regionales y, en su caso, bilaterales. Las medidas regionales y, en su caso, bilaterales son necesarias, en particular en caso de una crisis simultánea de electricidad, cuando se requiera un planteamiento coordinado y previamente acordado para garantizar una respuesta coherente y reducir el riesgo de efectos indirectos negativos. A tal fin, antes de adoptar los planes de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes deben consultar a las autoridades competentes de los Estados miembros pertinentes. Los Estados miembros pertinentes son aquellos en los que podrían darse efectos indirectos negativos u otros efectos en el sistema eléctrico de la otra parte, tanto si esos Estados miembros pertenecen a la misma región como si están directamente conectados. Los planes deben tomar en consideración las diversas circunstancias nacionales pertinentes, entre ellas la situación de las regiones ultraperiféricas en el sentido del artículo 349 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y de algunas microrredes aisladas que no estén conectadas a las redes de transporte nacionales. A este respecto, los Estados miembros deben extraer las conclusiones adecuadas en relación, entre otros, con las disposiciones del presente Reglamento en materia de determinación de escenarios de crisis de electricidad regionales y las medidas regionales y bilaterales establecidas en los planes de preparación frente a los riesgos, así como las disposiciones en materia de prestación de asistencia. Los citados planes deben indicar claramente las funciones y responsabilidades de las autoridades competentes. Las medidas nacionales han de tener plenamente en cuenta las medidas regionales y bilaterales acordadas y aprovechar al máximo las oportunidades que brinda la cooperación regional. Los planes deben tener carácter técnico y operativo, pues su función es contribuir a prevenir la declaración o el agravamiento de una crisis de electricidad y atenuar sus efectos.

(21)

Los planes de preparación frente a los riesgos deben actualizarse periódicamente. A fin de que los planes estén actualizados y sean eficaces, las autoridades competentes de los Estados miembros de cada región de que se trate deben organizar simulacros bienales de crisis de electricidad en colaboración con los gestores de redes de transporte y otras partes interesadas pertinentes a fin de comprobar su idoneidad.

(22)

El modelo previsto en el presente Reglamento tiene por objeto facilitar la preparación de los planes, permitiendo la inclusión de información adicional específica de cada Estado miembro. El modelo también pretende facilitar las consultas con otros Estados miembros de la región de que se trate y el GCE. Las consultas dentro de la región y en el seno del GCE deben garantizar que las medidas adoptadas en un Estado miembro o región no pongan en peligro la seguridad del suministro eléctrico en otros Estados miembros o regiones.

(23)

Es importante facilitar la comunicación y la transparencia entre los Estados miembros en caso de que dispongan de información concreta, seria y fiable sobre la posibilidad de que se produzca una crisis de electricidad. En tales circunstancias, los Estados miembros de que se trate deben informar sin demora injustificada a la Comisión, a los Estados miembros vecinos y al GCE, proporcionando, en particular, datos sobre las causas del deterioro de la situación del suministro de electricidad, las medidas previstas para prevenir la crisis de electricidad y la posible necesidad de asistencia de otros Estados miembros.

(24)

Si se produce una crisis de electricidad, el intercambio de información resulta esencial para posibilitar una acción coordinada y una asistencia específicamente orientada. Por esta razón, el presente Reglamento obliga a las autoridades competentes a informar sin demora injustificada a los Estados miembros de la región, a los Estados miembros vecinos y a la Comisión en caso de situación de crisis de electricidad. Las autoridades competentes también deben facilitar información sobre las causas de la crisis y las medidas previstas o adoptadas para su atenuación, así como sobre la posibilidad de que necesiten asistencia de otros Estados miembros. Si dicha asistencia no se limita a la seguridad del suministro eléctrico, el marco jurídico aplicable debe seguir siendo el Mecanismo de Protección Civil de la Unión.

(25)

De producirse una crisis de electricidad, los Estados miembros deben cooperar en un espíritu de solidaridad. Además de esta norma general, deben establecerse disposiciones adecuadas para que los Estados miembros se presten mutuamente asistencia durante una crisis de electricidad. Dicha asistencia debe basarse en medidas coordinadas acordadas, establecidas en los planes de preparación frente a los riesgos. El presente Reglamento concede a los Estados miembros un amplio margen de maniobra para acordar el contenido de tales medidas coordinadas y, por lo tanto, el contenido de la asistencia que presten. Corresponde a los Estados miembros decidir y acordar tales medidas coordinadas, teniendo en cuenta la oferta y la demanda. Al mismo tiempo, el presente Reglamento garantiza que, a efectos de la asistencia acordada, la electricidad se suministra de manera coordinada. Los Estados miembros deben acordar las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras necesarias para la aplicación de las medidas regionales y bilaterales acordadas. En virtud de estas disposiciones técnicas, los Estados miembros deben indicar las cantidades máximas de electricidad que se suministrarán, que deben evaluarse de nuevo sobre la base de la viabilidad técnica de suministrar electricidad en cuanto se requiera la asistencia durante una crisis de electricidad. A continuación, los Estados miembros deben adoptar todas las medidas necesarias para la aplicación de las medidas regionales y bilaterales acordadas y de las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras.

(26)

Al acordar las medidas coordinadas, las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras y otras disposiciones de aplicación relativas a la asistencia, los Estados miembros deben tener en cuenta los factores sociales y económicos, como la seguridad de los ciudadanos de la Unión, y la proporcionalidad. A tal efecto, se alienta a los Estados miembros a intercambiar las mejores prácticas y hacer uso del GCE como plataforma de debate que permita identificar las opciones disponibles para la asistencia, en particular en lo que se refiere a las medidas coordinadas y a los acuerdos técnicos, jurídicos y financieros necesarios, en particular sobre compensación justa. La Comisión podrá facilitar la preparación de las medidas regionales y bilaterales.

(27)

La asistencia entre Estados miembros en el marco del presente Reglamento debe estar sujeta a una compensación justa acordada entre los Estados miembros. El presente Reglamento no armoniza todos los aspectos de dicha compensación justa entre Estados miembros. Por consiguiente, los Estados miembros deben alcanzar un acuerdo sobre las disposiciones relativas a una compensación justa antes de la prestación de asistencia. El Estado miembro que solicite asistencia debe pagar rápidamente dicha compensación justa, o garantizar su rápido pago, al Estado miembro que la proporcione. La Comisión debe proporcionar orientaciones no vinculantes sobre los elementos fundamentales de la compensación justa y otros elementos de las disposiciones técnicas, legales y financieras.

(28)

Al prestar asistencia en el marco del presente Reglamento, los Estados miembros aplican el Derecho de la Unión y están por tanto obligados a respetar los derechos fundamentales que garantiza el Derecho de la Unión. Por consiguiente, esta asistencia puede, en función de las medidas acordadas entre Estados miembros, dar lugar a la obligación por parte de un Estado miembro de pagar una compensación a aquellas personas a las que hayan afectado sus medidas. Por consiguiente, los Estados miembros deben asegurarse, cuando proceda, de que existan normas de compensación nacionales que se adecúen al Derecho de la Unión, y en particular a los derechos fundamentales. Asimismo, el Estado miembro que recibe asistencia debe asumir en última instancia todos los costes razonables en que incurra otro Estado miembro como consecuencia de prestar asistencia con arreglo a las citadas normas de compensación nacionales.

(29)

De producirse una crisis de electricidad, debe prestarse asistencia aunque los Estados miembros no hayan alcanzado todavía un acuerdo sobre las medidas coordinadas y las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras con arreglo a las disposiciones relativas a la asistencia del presente Reglamento. A fin de poder prestar asistencia en dicha situación de conformidad con lo dispuesto en el presente Reglamento, los Estados miembros deben acordar las medidas y disposiciones ad hoc para sustituir las medidas coordinadas y las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras que falten.

(30)

El presente Reglamento introduce un mecanismo de asistencia de estas características entre Estados miembros a modo de herramienta para prevenir o atenuar una crisis de electricidad en la Unión. Así pues, la Comisión debe evaluar el mecanismo de asistencia teniendo en cuenta la experiencia futura en lo que respecta a su funcionamiento y proponer, en su caso, modificaciones a este.

(31)

El presente Reglamento debe permitir que las empresas eléctricas y los clientes se basen en los mecanismos de mercado establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 y la Directiva (UE) 2019/944 durante el máximo tiempo posible cuando se enfrenten a situaciones de crisis de electricidad. Las normas que rigen el mercado interior y las normas de gestión de la red deben respetarse incluso en situaciones de crisis de electricidad. Dichas normas incluyen el artículo 22, apartado 1, letra i), del Reglamento (UE) 2017/1485 y el artículo 35 del Reglamento (UE) 2017/2196, que regulan la reducción de las transacciones, la limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad o la limitación de la provisión de programas. Ello significa que a las medidas no basadas en el mercado, como la desconexión forzada de la demanda o la provisión de suministros complementarios fuera del funcionamiento normal del mercado, solo puede recurrirse en última instancia, cuando se hayan agotado todas las posibilidades que ofrece el mercado. Por consiguiente, la desconexión forzada de la demanda únicamente podrá llevarse a cabo después de que se hayan agotado todas las posibilidades de desconexión voluntaria de la demanda. Además, cualesquiera medidas no basadas en el mercado deben ser necesarias, proporcionadas, no discriminatorias y de carácter temporal.

(32)

Con el fin de garantizar la transparencia tras una crisis de electricidad, la autoridad competente que haya declarado la situación de crisis debe realizar una evaluación ex post de la crisis y de sus consecuencias. Dicha evaluación debe tener en cuenta, entre otras cosas, la eficacia y la proporcionalidad de las medidas adoptadas, así como su coste económico. Debe incluir, asimismo, consideraciones transfronterizas, tales como el impacto de las medidas en otros Estados miembros y el nivel de asistencia recibida de ellos por el Estado miembro que haya declarado la situación de crisis.

(33)

Las obligaciones de transparencia deben garantizar que todas las medidas tomadas para prevenir o gestionar las crisis de electricidad se atengan a las normas del mercado interior y estén en consonancia con los principios de cooperación y solidaridad que constituyen la base de la Unión de la Energía.

(34)

El presente Reglamento refuerza el papel del GCE. Debe realizar tareas específicas, en particular en relación con el desarrollo de una metodología para la identificación de escenarios de crisis de electricidad regionales y una metodología para los análisis de cobertura a corto plazo y la cobertura estacional y en relación con la elaboración de los planes de preparación frente a los riesgos, y debe tener un papel destacado en el seguimiento de los resultados logrados por los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico y el consiguiente desarrollo de buenas prácticas.

(35)

Una crisis de electricidad puede extenderse más allá de las fronteras de la Unión y afectar también a las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía Como Parte en el Tratado por el que se establece la Comunidad de la Energía, la Unión debe esforzarse por que se modifique el Tratado con el fin de crear un mercado integrado y un único espacio reglamentario mediante el establecimiento de un marco reglamentario estable y adecuado. Con vistas a garantizar una gestión eficiente de las crisis, la Unión debe cooperar estrechamente con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía en lo tocante a la prevención de las crisis de electricidad, la preparación frente a ellas y su gestión.

(36)

La Comisión, la ACER, el Grupo de Coordinación de la Electricidad, la REGRT de Electricidad, los Estados miembros y sus autoridades competentes y reguladoras nacionales, o cualesquiera otros organismos, entidades y personas que reciban la información confidencial en virtud del presente Reglamento deben garantizar la confidencialidad de la misma. A tal efecto, la información confidencial debe estar sujeta a las normas nacionales y de la Unión vigentes relativas al tratamiento de información y procesos confidenciales.

(37)

Dado que el objetivo del presente Reglamento, a saber, garantizar dentro de la Unión la preparación más efectiva y eficaz frente a los riesgos, no puede ser alcanzado de manera suficiente por los Estados miembros, sino que, debido a sus dimensiones y efectos, 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 Tratado de la Unión Europea. De conformidad con el principio de proporcionalidad enunciado en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo.

(38)

Actualmente, Chipre es el único Estado miembro que no está conectado directamente con otro Estado miembro. En lo que respecta a ciertas disposiciones del presente Reglamento, debe aclararse que, mientras dure esta situación, estas disposiciones, a saber, las disposiciones relativas a la determinación de situaciones de crisis de electricidad a escala regional, a la inclusión de medidas regionales y bilaterales establecidas en los planes de preparación frente a los riesgos, así como a la prestación de asistencia, no son de aplicación a Chipre. Se anima a Chipre y a otros Estados miembros pertinentes a desarrollar, con el apoyo de la Comisión, medidas y procedimientos alternativos en los ámbitos regulados por estas disposiciones, siempre que dichos procedimientos y medidas alternativos no afecten a la aplicación efectiva del presente Reglamento entre los demás Estados miembros.

(39)

Procede derogar la Directiva 2005/89/CE.

HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece normas relativas a la cooperación entre los Estados miembros con vistas a prevenir las crisis de electricidad, prepararse para ellas y gestionarlas en un espíritu de solidaridad y de transparencia y teniendo plenamente en cuenta las exigencias de un mercado interior de la electricidad competitivo.

Artículo 2

Definiciones

A los efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones siguientes:

1) “seguridad del suministro eléctrico”: la capacidad de un sistema eléctrico para garantizar el suministro de electricidad a los clientes con un nivel de calidad claramente establecido, según determinen los Estados miembros de que se trate;

2) “gestor de la red de transporte”: el gestor de la red de transporte tal como se define en el artículo 2, punto 35, de la Directiva (UE) 2019/944;

3) “distribución”: la distribución tal como se define en el artículo 2, punto 28, de la Directiva (UE) 2019/944;

4) “flujo transfronterizo”: el flujo transfronterizo tal como se define en el artículo 2, punto 3, del Reglamento (UE) 2019/943;

5) “capacidad interzonal”: la capacidad del sistema interconectado para asimilar la transferencia de energía entre zonas de ofertas;

6) “cliente”: el cliente tal como se define en el artículo 2, punto 1, de la Directiva (UE) 2019/944;

7) “gestor de la red de distribución”: el gestor de la red de distribución tal como se define en artículo 2, punto 29, de la Directiva (UE) 2019/944;

8) “generación”: la generación tal como se define en el artículo 2, punto 37, de la Directiva (UE) 2019/944;

9) “crisis de electricidad”: una situación existente o inminente de escasez significativa de electricidad, determinada por los Estados miembros y descrita en sus planes de preparación frente a los riesgos, o en la que es imposible suministrar electricidad a los clientes;

10) “crisis simultánea de electricidad”: una crisis de electricidad que afecta a más de un Estado miembro al mismo tiempo;

11) “autoridad competente”: la autoridad gubernamental nacional o la autoridad reguladora designada por un Estado miembro de conformidad con el artículo 3;

12) “autoridad reguladora”: la autoridad reguladora nacional única designada en virtud del artículo 57, apartado 1, de la Directiva (UE) 2019/944;

13) “coordinador de crisis”: la persona, grupo de personas, equipo compuesto por los gestores pertinentes de crisis de electricidad nacionales o institución encargada de actuar como punto de contacto y de coordinar la transmisión de la información durante una crisis de electricidad;

14) “medida no basada en el mercado”: cualquier medida del lado de la oferta o de la demanda que, con la finalidad de atenuar una crisis de electricidad, se aparta de las normas del mercado o de los acuerdos comerciales;

15) “productor”: el productor tal como se define en el artículo 2, punto 38, de la Directiva (UE) 2019/944;

16) “región”: un grupo de Estados miembros cuyos gestores de redes de transporte comparten el mismo centro de coordinación regional al que se refiere el artículo 36 del Reglamento (UE) 2019/943;

17) “subgrupo”: un grupo de Estados miembros, dentro de una región, que disponen de la capacidad técnica para prestarse mutuamente asistencia de conformidad con el artículo 15;

18) “alerta temprana”: situación en que exista información concreta, seria y fidedigna de que puede producirse un suceso susceptible de provocar un importante deterioro de la situación del suministro de electricidad y de desencadenar una crisis de electricidad;

19) “transporte”: el transporte tal como se define en el artículo 2, punto 34, de la Directiva (UE) 2019/944;

20) “empresa eléctrica”: la empresa eléctrica tal como se define en el artículo 2, punto 57, de la Directiva (UE) 2019/944;

21) “asignación de capacidad”: la asignación de capacidad interzonal;

22) “energía procedente de fuentes renovables”: la energía procedente de fuentes renovables o la energía renovable tal como se definen en el artículo 2, punto 31, de la Directiva (UE) 2019/944.

Artículo 3

Autoridad competente

1. Tan pronto como sea posible y en cualquier caso a más tardar el 5 de enero de 2020, cada Estado miembro designará a una autoridad nacional gubernamental o a una autoridad reguladora como autoridad competente. Las autoridades competentes serán responsables de llevar a cabo las tareas previstas en el presente Reglamento y cooperarán entre sí a tal efecto. Hasta que se designe la autoridad competente, las entidades nacionales responsables de la seguridad del suministro eléctrico llevarán a cabo, si procede, las tareas de la autoridad competente de conformidad con el presente Reglamento.

2. Los Estados miembros notificarán sin demora a la Comisión y al GCE y publicarán el nombre y los datos de contacto de sus autoridades competentes designadas en virtud de lo dispuesto en el apartado 1 así como cualquier cambio en su nombre o datos de contacto.

3. Los Estados miembros podrán autorizar a las autoridades competentes a delegar en otros organismos las tareas operativas relativas a la planificación de la preparación frente a los riesgos y a la gestión de los riesgos recogidas en el presente Reglamento. Las tareas delegadas se desempeñarán bajo la supervisión de la autoridad competente y se especificarán en el plan de preparación frente a los riesgos de conformidad con el artículo 11, apartado 1, letra b).

CAPÍTULO II

Evaluación de riesgos

Artículo 4

Evaluación de riesgos para la seguridad del suministro eléctrico

Cada autoridad competente garantizará que todos los riesgos correspondientes relativos a la seguridad del suministro eléctrico se evalúen de conformidad con las normas establecidas en el presente Reglamento y en el capítulo IV del Reglamento (UE) 2019/943. A tal fin, deberá colaborar con los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución, las autoridades reguladoras, la REGRT de Electricidad, los centros de coordinación regionales y otras partes interesadas pertinentes según sea necesario.

Artículo 5

Metodología para identificar los escenarios de crisis de electricidad regionales

1. A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER una propuesta de metodología para identificar los escenarios de crisis de electricidad más pertinentes en un contexto regional.

2. La metodología propuesta identificará los escenarios de crisis de electricidad en relación con la cobertura del sistema, la seguridad del sistema y la seguridad de combustible sobre la base de al menos los siguientes riesgos:

peligros naturales extremos y raros;

riesgos de accidente en que se supere el criterio de seguridad N-1 y contingencias excepcionales;

peligros derivados, incluidas las consecuencias de ataques malintencionados y de la escasez de combustible.

3. La metodología propuesta deberá constar al menos de los elementos siguientes:

valoración de todas las circunstancias nacionales y regionales pertinentes, incluidos los posibles subgrupos;

interacción y correlación de riesgos transfronterizos;

simulacros de escenarios de crisis simultáneas de electricidad;

clasificación de los riesgos según su impacto y probabilidad;

principios sobre el modo de tratar información sensible de manera que se garantice la transparencia de cara al público.

4. Cuando se estudien los riesgos de interrupción del suministro de gas en el contexto de la identificación de los riesgos con arreglo al apartado 2, letra c), del presente artículo, la REGRT de Electricidad hará uso de los supuestos de interrupción del suministro de gas natural y de indisponibilidad las infraestructuras elaborados por la REGRT de Gas, según lo dispuesto en el artículo 7 del Reglamento (UE) 2017/1938.

5. Antes de presentar la metodología propuesta a la ACER, la REGRT de Electricidad llevará a cabo una consulta a la que se asocie, como mínimo, a los centros de coordinación regionales, las organizaciones del sector eléctrico y de consumidores, los productores o sus asociaciones, los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución pertinentes, las autoridades competentes, las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales pertinentes. La REGRT de Electricidad tendrá debidamente en cuenta los resultados de la consulta y los presentará, junto con la metodología propuesta, en una reunión del GCE.

6. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la metodología propuesta, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar la propuesta o modificarla. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología en sus sitios web.

7. Si se dispone de nueva información relevante, la REGRT de Electricidad actualizará y mejorará la metodología de conformidad con los apartados 1 a 6. El GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros podrá recomendar, y la ACER o la Comisión solicitar, dichas actualizaciones y mejoras de manera debidamente motivada. En un plazo de seis meses a partir de la recepción de la solicitud, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER el proyecto de las modificaciones propuestas. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de dicho proyecto, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar los cambios propuestos o modificarlos. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología actualizada en sus sitios web.

Artículo 6

Identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales

1. En un plazo de seis meses después de la aprobación de una metodología en virtud de lo dispuesto en el artículo 5, apartado 6, la REGRT de Electricidad, con arreglo a dicha metodología y en estrecha cooperación con el GCE, los centros de coordinación regionales, las autoridades competentes y las autoridades reguladoras, identificará los escenarios de crisis de electricidad más pertinentes para cada región. Podrá delegar en los centros de coordinación regionales las tareas relativas a la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales.

2. La REGRT de Electricidad presentará los escenarios de crisis de electricidad regionales a los gestores de redes de transporte pertinentes, a los centros de coordinación regionales, a las autoridades competentes y las autoridades reguladoras y al GCE. El GCE podrá recomendar modificaciones.

3. La REGRT de Electricidad actualizará los escenarios de crisis de electricidad regionales cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigieran una actualización más frecuente.

Artículo 7

Identificación de los escenarios de crisis de electricidad nacionales

1. A más tardar cuatro meses después de la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales de conformidad con el artículo 6, apartado 1, la autoridad competente identificará los escenarios de crisis de electricidad nacionales más pertinentes.

2. A la hora de identificar los escenarios de crisis de electricidad nacionales, la autoridad competente consultará a los gestores de redes de transporte, a los gestores de redes de distribución que considere pertinentes, a los productores pertinentes o sus asociaciones, y a la autoridad reguladora, cuando no sea la autoridad competente.

3. Los escenarios de crisis de electricidad nacionales se identificarán al menos sobre la base de los riesgos contemplados en el artículo 5, apartado 2, y serán coherentes con los escenarios de crisis de electricidad regionales identificados con arreglo al artículo 6, apartado 1. Los Estados miembros actualizarán dichos escenarios de crisis de electricidad nacionales cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigieran una actualización más frecuente.

4. A más tardar cuatro meses después de la identificación de los escenarios de crisis de electricidad regionales con arreglo al artículo 6, apartado 1, los Estados miembros informarán al GCE y a la Comisión de sus evaluaciones sobre los riesgos en relación con la propiedad de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro eléctrico, así como sobre cualesquiera medidas adoptadas para prevenir o atenuar esos riesgos, indicando las razones por las que tales medidas se consideran necesarias y proporcionadas.

Artículo 8

Metodología para los análisis de cobertura a corto plazo y estacional

1. A más tardar el 5 de enero de 2020, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER una propuesta de metodología para analizar la cobertura estacional y a corto plazo, es decir mensual, desde una semana hasta como mínimo un día de antelación, que cubrirá al menos los aspectos siguientes:

la incertidumbre en relación con el sistema eléctrico asociada a factores como la probabilidad de una indisponibilidad de las instalaciones de la red de transporte, la probabilidad de una indisponibilidad no programada de las centrales eléctricas, condiciones meteorológicas extremas, la variabilidad de la demanda, en especial los picos que dependen de las condiciones meteorológicas, y la variabilidad de la producción de energía procedente de fuentes renovables;

la probabilidad de que se produzca una crisis de electricidad;

la probabilidad de que se produzca una situación de crisis de electricidad simultánea.

2. La metodología a la que se refiere el apartado 1 deberá proporcionar un enfoque probabilístico que incluya múltiples escenarios, y tener en cuenta el contexto regional, nacional y de la Unión, incluyendo el nivel de interconexión entre Estados miembros y, en la medida de lo posible, a los países terceros dentro de zonas síncronas de esta. La metodología tendrá en cuenta las especificidades del sector energético de cada Estado miembro, incluidas las condiciones meteorológicas concretas y las circunstancias externas.

3. Antes de presentar la metodología propuesta, la REGRT de Electricidad llevará a cabo una consulta a la que se asocie como mínimo, a los centros de coordinación regionales, las organizaciones del sector eléctrico y de consumidores, los productores o sus asociaciones, los gestores de redes de transporte, los gestores de redes de distribución pertinentes, las autoridades competentes, las autoridades reguladoras y otras autoridades nacionales pertinentes. La REGRT de Electricidad tendrá debidamente en cuenta los resultados de la consulta y los presentará, junto con la metodología propuesta, en una reunión del GCE.

4. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la metodología propuesta, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar la propuesta o modificarla. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología en sus sitios web.

5. Si se dispone de nueva información importante, la REGRT de Electricidad actualizará y mejorará la metodología de conformidad con los apartados 1 a 4. El GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros podrá recomendar, y la ACER o la Comisión solicitar, dichas actualizaciones y mejoras de manera debidamente motivada. En un plazo de seis meses a partir de la recepción de la solicitud, la REGRT de Electricidad presentará a la ACER el proyecto de las modificaciones propuestas. En un plazo dos meses a partir de la recepción de dicho proyecto, la ACER, previa consulta al GCE en su composición integrada exclusivamente por representantes de los Estados miembros, deberá aprobar los cambios propuestos o modificarlos. La REGRT de Electricidad y la ACER publicarán la versión definitiva de la metodología actualizada en sus sitios web.

Artículo 9

Análisis de cobertura a corto plazo y estacional

1. Todos los análisis de cobertura a corto plazo, sean estos a nivel nacional, regional o de la Unión, deberán llevarse a cabo con arreglo a la metodología elaborada de conformidad con el artículo 8.

2. La REGRT de Electricidad elaborará los análisis de cobertura estacional con arreglo a la metodología desarrollada de conformidad con el artículo 8. Publicará los resultados a más tardar el 1 de diciembre de cada año para la evaluación de invierno y a más tardar el 1 de junio de cada año para la de verano. Podrá delegar las tareas referidas a los análisis de cobertura en los centros de coordinación regionales. Presentará el análisis de cobertura en una reunión del GCE, que podrá formular las recomendaciones cuando proceda.

3. Los centros de coordinación regionales llevarán a cabo análisis de cobertura desde una semana hasta como mínimo un día de antelación de conformidad con el Reglamento (UE) 2017/1485, con arreglo a la metodología adoptada de conformidad con el artículo 8 del presente Reglamento.

CAPÍTULO III

Planes de preparación frente a los riesgos

Artículo 10

Elaboración de los planes de preparación frente a los riesgos

1. Sobre la base de los escenarios de crisis de electricidad regionales y nacionales identificados conforme a los artículos 6 y 7, la autoridad competente de cada Estado miembro elaborará un plan de preparación frente a los riesgos, previa consulta a los gestores de redes de distribución considerados pertinentes por la autoridad competente, los gestores de redes de transporte, los productores pertinentes o sus asociaciones, las empresas eléctricas y de gas natural, las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los consumidores de electricidad, tanto industriales como no industriales, y la autoridad reguladora, cuando no sea la autoridad competente.

2. El plan de preparación frente a los riesgos comprenderá medidas nacionales regionales y, en su caso, bilaterales, según lo establecido en los artículos 11 y 12. De conformidad con el artículo 16, todas las medidas previstas o adoptadas para prevenir las crisis de electricidad, prepararse para ellas o atenuarlas deberán cumplir plenamente las normas que regulan el mercado interior de la electricidad y la gestión de la red. Dichas medidas deberán estar claramente definidas y ser transparentes, proporcionadas y no discriminatorias.

3. El plan de preparación frente a los riesgos se elaborará de conformidad con los artículos 11 y 12 y con el modelo que figura en el anexo. En caso necesario, los Estados miembros podrán incluir información adicional en el plan.

4. Para garantizar la coherencia de los planes de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes, antes de adoptarlos, presentarán los proyectos de planes, para su consulta, a las autoridades competentes de los Estados miembros pertinentes de la misma región y, si no pertenecen a esta, a las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados, y al GCE.

5. En un plazo de seis meses a partir de la recepción de los proyectos de planes de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes a que se refiere el apartado 4, así como el GCE, podrán formular recomendaciones relativas a los proyectos de planes presentados con arreglo al apartado 4.

6. En un plazo de nueve meses a partir de la presentación de los proyectos de planes, las autoridades competentes de que se trate adoptarán sus planes de preparación frente a los riesgos, teniendo debidamente en cuenta los resultados de la consulta de conformidad con el apartado 4 y todas las recomendaciones formuladas, en su caso, en virtud del apartado 5. Las autoridades notificarán sin demora sus planes de preparación frente a los riesgos a la Comisión.

7. Las autoridades competentes de los Estados miembros y la Comisión publicarán los planes de preparación frente a los riesgos en sus sitios web, garantizando al mismo tiempo la confidencialidad de la información sensible, en particular la información sobre medidas relativas a la prevención o atenuación de las consecuencias de los ataques malintencionados. La protección de la confidencialidad de la información sensible se basará en los principios establecidos con arreglo al artículo 19.

8. Las autoridades competentes aprobarán y publicarán sus primeros planes de preparación frente a los riesgos a más tardar el 5 de enero de 2022. Seguidamente los actualizarán cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigieran una actualización más frecuente.

Artículo 11

Contenido de los planes de preparación frente a los riesgos en lo concerniente a las medidas nacionales

1. El plan de preparación frente a los riesgos de cada uno de los Estados miembros indicará todas las medidas nacionales previstas o adoptadas para prevenir las crisis de electricidad identificadas conforme a los artículos 6 y 7, prepararse para ellas y atenuarlas. Deberá, como mínimo:

contener un resumen de los escenarios de crisis de electricidad definidos para el Estado miembro y región de que se trate, de conformidad con los procedimientos establecidos en los artículos 6 y 7;

definir la función y responsabilidades de la autoridad competente y describir qué tareas, si las hay, se han delegado en otros organismos;

describir las medidas nacionales establecidas para prepararse frente a los riesgos identificados con arreglo a los artículos 6 y 7 y prevenirlos;

designar a un coordinador nacional de crisis y definir sus tareas;

establecer los procedimientos detallados que han de seguirse en las crisis de electricidad, incluidos los correspondientes mecanismos para la transmisión de información;

identificar la contribución de las medidas basadas en el mercado a la resolución de las crisis de electricidad, en particular las medidas del lado de la oferta y de la demanda;

identificar las posibles medidas no basadas en el mercado que deben aplicarse en las crisis de electricidad, especificando las circunstancias desencadenantes y las condiciones y procedimientos para su aplicación, e indicando de qué manera cumplen los requisitos establecidos en el artículo 16 y las medidas regionales y bilaterales;

proporcionar un marco para el deslastre de carga manual que precise las circunstancias en que debe procederse al deslastre y especifique, por lo que respecta a la seguridad tanto pública como de las personas, las categorías de usuarios de electricidad que, de conformidad con la legislación nacional, tienen derecho a recibir una protección especial respecto de la desconexión, justificando la necesidad de dicha protección y especificando el modo en que los gestores de redes de transporte y de distribución de los Estados miembros de que se trate hayan de disminuir el consumo;

describir los mecanismos utilizados para informar al público de las crisis de electricidad;

describir las medidas nacionales necesarias para ejecutar y aplicar las medidas regionales y, en su caso, bilaterales acordadas en virtud del artículo 12;

incluir información sobre los planes conexos y necesarios para desarrollar la futura red que ayudará a hacer frente a las consecuencias de los escenarios de crisis de electricidad identificados.

2. Las medidas nacionales tendrán plenamente en cuenta las medidas regionales y, en su caso, bilaterales acordadas en virtud dl artículo 12 y no deberán poner en peligro ni la protección o seguridad operativa de la red de transporte ni la seguridad del suministro eléctrico de otros Estados miembros.

Artículo 12

Contenido de los planes de preparación frente a los riesgos en lo concerniente a las medidas regionales y bilaterales

1. Además de las medidas nacionales mencionadas en el artículo 11, el plan de preparación frente a los riesgos de cada Estado miembro incluirá medidas regionales y, en su caso, bilaterales, con objeto de que las crisis de electricidad con un impacto transfronterizo se prevengan y se gestionen adecuadamente. Las medidas regionales se acordarán entre los Estados miembros de la región de que se trate que dispongan de la capacidad técnica para prestarse mutuamente asistencia de conformidad con el artículo 15. Los Estados miembros pueden asimismo a tal efecto formar subgrupos dentro de una región. Las medidas bilaterales se acordarán entre los Estados miembros que estén directamente conectados pero no pertenezcan a la misma región. Los Estados miembros garantizarán la coherencia entre las medidas regionales y las bilaterales. Las medidas regionales y bilaterales incluirán, como mínimo:

la designación de un coordinador de crisis;

los mecanismos para compartir información y cooperar;

las medidas coordinadas para atenuar el impacto de una crisis de electricidad, incluida una crisis simultánea de electricidad, a efectos de asistencia de conformidad con el artículo 15;

los procedimientos para llevar a cabo las pruebas anuales o bienales de los planes de preparación frente a los riesgos;

los mecanismos de activación de las medidas no basadas en el mercado que hayan de activarse de conformidad con el artículo 16, apartado 2.

2. Los Estados miembros de que se trate acordarán las medidas regionales y bilaterales que se deban incluir en el plan de preparación frente a los riesgos, previa consulta a los centros de coordinación regionales de que se trate. La Comisión podrá desempeñar un papel facilitador en la preparación del acuerdo sobre medidas regionales y bilaterales. La Comisión podrá solicitar a la ACER y a la REGRT de Electricidad que presten asistencia técnica a los Estados miembros con miras a facilitar dicho acuerdo. Al menos ocho meses antes de que finalice el plazo para la adopción o la actualización del plan de preparación frente a los riesgos, las autoridades competentes informarán de los acuerdos alcanzados al GCE. Si los Estados miembros no logran alcanzar un acuerdo, las autoridades competentes en cuestión informarán a la Comisión de las razones de dicho desacuerdo. En tal caso, la Comisión propondrá medidas que incluyan un mecanismo de cooperación para la celebración de un acuerdo sobre medidas regionales y bilaterales.

3. Con la participación de las partes interesadas pertinentes, las autoridades competentes de los Estados miembros de cada región probarán periódicamente la eficacia de los procedimientos desarrollados en los planes de preparación frente a los riesgos para prevenir crisis de electricidad, en particular los mecanismos a que se refiere el apartado 1, letra b), y realizarán bienalmente simulacros de crisis de electricidad, especialmente para comprobar el funcionamiento de dichos mecanismos.

Artículo 13

Evaluación por la Comisión de los planes de preparación frente a los riesgos

1. En un plazo de cuatro meses a partir de la notificación, por parte de la autoridad competente, del plan de preparación frente a los riesgos que se haya adoptado, la Comisión evaluará dicho plan teniendo debidamente en cuenta las opiniones manifestadas por el GCE.

2. La Comisión, previa consulta al GCE, emitirá un dictamen no vinculante exponiendo un razonamiento detallado y lo presentará a la autoridad competente con la recomendación de que revise su plan de preparación frente a los riesgos en caso de que este:

no resulte eficaz para atenuar los riesgos detectados en los escenarios de crisis de electricidad;

no guarde coherencia con los escenarios de crisis de electricidad detectados o con el plan de preparación frente a los riesgos de otro Estado miembro;

no cumpla con los requisitos fijados en el artículo 10, apartado 2;

disponga medidas que vayan probablemente a poner en peligro la seguridad del suministro eléctrico en otros Estados miembros;

falsee indebidamente la competencia o el funcionamiento efectivo del mercado interior, o

no cumpla con las disposiciones del presente Reglamento u otras disposiciones del Derecho de la Unión.

3. En un plazo de tres meses a partir de la recepción del dictamen de la Comisión mencionado en el apartado 2, la autoridad competente en cuestión tendrá plenamente en cuenta la recomendación de la Comisión y, o bien le notificará a esta el plan de preparación frente a los riesgos modificado, o le notificará los motivos por los que no está de acuerdo con dicha recomendación.

4. En caso de que la autoridad competente no esté de acuerdo con la recomendación de la Comisión, esta última, en un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de la notificación de los motivos de la objeción por parte de la autoridad competente, podrá retirar su recomendación o convocar una reunión con la autoridad competente y, de considerarlo necesario, el GCE, al objeto de evaluar la cuestión. La Comisión expondrá el razonamiento detallado por el que solicite cualquier modificación del plan de preparación frente a los riesgos. Cuando la posición definitiva de la autoridad competente en cuestión difiera del razonamiento detallado de la Comisión, la autoridad competente presentará a la Comisión los motivos para dicha posición en un plazo de dos meses a partir de la recepción del razonamiento detallado de la Comisión.

CAPÍTULO IV

Gestión de las crisis de electricidad

Artículo 14

Alerta temprana y declaración de crisis

1. Cuando el análisis de cobertura estacional u otra fuente cualificada proporcionen información concreta, seria y fiable sobre la posibilidad de que se produzca una crisis de electricidad en un Estado miembro, la autoridad competente de ese Estado miembro emitirá sin demora injustificada una alerta temprana a la Comisión, a las autoridades competentes de los Estados miembros de la misma región y, si no pertenecen a esta, a las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados. La autoridad competente en cuestión también deberá facilitar información sobre las causas de la posible crisis de electricidad, las medidas adoptadas o previstas para prevenir una crisis de electricidad y la posibilidad de que necesite asistencia de otros Estados miembros. La información incluirá las posibles repercusiones de las medidas en el mercado interior de la electricidad. La Comisión facilitará también esta información al GCE.

2. Cuando se enfrente a una crisis de electricidad, la autoridad competente, previa consulta al gestor de la red de transporte en cuestión, declarará una crisis de electricidad e informará al respecto, sin demora injustificada, a las autoridades competentes de los Estados miembros de la misma región y, si no pertenecen a esta, a las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados, así como a la Comisión. En esta información se expondrán las causas del deterioro de la situación del suministro de electricidad, los motivos por los que ha declarado una crisis de electricidad, las medidas adoptadas y previstas para atenuarla, y cualquier asistencia que necesite de otros Estados miembros.

3. Cuando consideren que la información facilitada en virtud del apartado 1 o 2 sea insuficiente, la Comisión, el GCE o las autoridades competentes de los Estados miembros de la misma región y, si no pertenecen a esta, las autoridades competentes de los Estados miembros directamente conectados podrán solicitar al Estado miembro afectado que proporcione información adicional.

4. Cuando una autoridad competente emita una alerta temprana o declare una crisis de electricidad, se llevarán a cabo, en la mayor medida posible, las medidas previstas en el plan de preparación frente a los riesgos.

Artículo 15

Cooperación y asistencia

1. Los Estados miembros actuarán y colaborarán en un espíritu de solidaridad para prevenir o gestionar las crisis de electricidad.

2. Cuando gocen de la capacidad técnica necesaria, los Estados miembros se prestarán mutuamente asistencia, mediante medidas regionales o bilaterales acordadas de conformidad con el presente artículo y con el artículo 12 antes de la prestación de dicha asistencia. A tal efecto, y con vistas a proteger la seguridad tanto pública como de las personas, los Estados miembros acordarán medidas regionales o bilaterales de su elección al objeto de suministrar electricidad de manera coordinada.

3. Los Estados miembros acordarán las disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias para la aplicación de las medidas regionales o bilaterales antes de la prestación de la asistencia. Dichas disposiciones especificarán, entre otros elementos, la cantidad máxima de electricidad que se suministrará a nivel regional o bilateral, la circunstancia desencadenante de la asistencia y de su suspensión, la forma en que se suministrará la electricidad, y las disposiciones relativas a una compensación justa entre Estados miembros de conformidad con los apartados 4, 5 y 6.

4. La asistencia estará supeditada a un acuerdo previo entre los Estados miembros de que se trate relativo a una compensación justa, que comprenderá como mínimo:

el coste de la electricidad suministrada al territorio del Estado miembro que solicite asistencia, así como los costes de transporte asociados, y

cualquier otro coste razonable en que haya incurrido el Estado miembro que presta la asistencia, incluidos los referentes al reembolso de la asistencia preparada sin activación efectiva, así como cualquier coste derivado de procedimientos judiciales, procedimientos de arbitraje, o procedimientos o acuerdos similares.

5. La compensación justa a que hace referencia el apartado 4 incluirá, entre otros, todos los costes razonables derivados de la obligación de pagar una compensación en virtud de los derechos fundamentales garantizados por el Derecho de la Unión y en virtud de las obligaciones internacionales aplicables al aplicar las disposiciones del presente Reglamento en que incurra el Estado miembro que preste asistencia, así como los costes razonables adicionales en que incurra a raíz del pago de compensaciones de conformidad con las normas de compensación nacionales.

6. El Estado miembro que solicite asistencia deberá pagar rápidamente una compensación justa, o garantizar su rápido pago, al Estado miembro que la proporcione.

7. La Comisión proporcionará a más tardar el 5 de enero de 2020, previa consulta al GCE y a la ACER, orientaciones no vinculantes para los elementos fundamentales de la compensación justa a que se refieren los apartados 3 a 6 y otros elementos fundamentales de las disposiciones técnicas, legales y financieras a que se refiere el apartado 3, así como principios generales en relación con la asistencia mutua contemplada en el apartado 2.

8. En caso de que se produzca una crisis de electricidad para la que los Estados miembros no hayan acordado aún medidas regionales o bilaterales y disposiciones técnicas, legales y financieras de conformidad con el presente artículo, los Estados miembros acordarán medidas y disposiciones ad hoc para aplicar este artículo, en particular en lo que se refiere a la compensación justa de conformidad con los apartados 4, 5 y 6. Cuando un Estado miembro solicite asistencia antes de que se hayan acordado dichas medidas y disposiciones ad hoc, deberá, antes de recibir la asistencia, comprometerse a pagar una compensación justa de conformidad con los apartados 4, 5 y 6.

9. Los Estados miembros garantizarán que las disposiciones del presente Reglamento sobre asistencia se apliquen de conformidad con los Tratados, la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea y otras obligaciones internacionales aplicables. Tomarán las medidas necesarias a tal efecto.

Artículo 16

Cumplimiento de las normas de mercado

1. Las medidas adoptadas para prevenir o atenuar las crisis de electricidad deberán cumplir las normas que regulan el mercado interior de la electricidad y la gestión de la red.

2. En una crisis de electricidad, se activarán medidas no basadas en el mercado únicamente como último recurso, si se han agotado todas las opciones que proporciona este o cuando sea patente que no basta solo con las medidas basadas en el mercado para evitar un mayor deterioro de la situación del suministro de electricidad. Las medidas no basadas en el mercado no deberán falsear indebidamente la competencia ni el funcionamiento efectivo del mercado interior de la electricidad. Deberán ser necesarias, proporcionadas, no discriminatorias y de carácter temporal. La autoridad competente informará a las partes interesadas pertinentes de su Estado miembro de toda aplicación de medidas no basadas en el mercado.

3. La reducción de las transacciones, incluida la reducción de capacidad interzonal ya asignada, la limitación del suministro de capacidad interzonal para la asignación de capacidad o la limitación de la provisión de programas, solo se iniciará de conformidad con el artículo 16, apartado 2, del Reglamento (UE) 2019/943 y con las normas adoptadas en su aplicación.

CAPÍTULO V

Evaluación y seguimiento

Artículo 17

Evaluación ex post

1. A la mayor brevedad, y a más tardar en todo caso tres meses después de que haya concluido la crisis de electricidad, la autoridad competente del Estado miembro que declaró dicha crisis presentará un informe de evaluación ex post al GCE y a la Comisión, previa consulta a la autoridad reguladora, cuando no sea la autoridad competente.

2. Dicho informe deberá incluir, como mínimo, lo siguiente:

una descripción del suceso que haya desencadenado la crisis;

una descripción de todas las medidas de prevención, preparación y atenuación adoptadas y una evaluación de su proporcionalidad y efectividad;

una valoración del impacto transfronterizo de las medidas adoptadas;

una descripción de la asistencia preparada, con o sin activación efectiva, prestada a Estados miembros vecinos y terceros países, o recibida de ellos;

el impacto económico de la crisis de electricidad y el impacto en el sector de la electricidad de las medidas adoptadas en la medida en que así lo permitan los datos de que se disponga en el momento de la evaluación, en particular los volúmenes de energía no suministrada y el nivel de desconexión de demanda manual (incluida una comparación entre el nivel de desconexión de demanda voluntaria y forzada);

los motivos que justifiquen la aplicación de medidas no basadas en el mercado;

cualquier mejora posible o propuesta de mejora del plan de preparación frente a los riesgos;

una visión de conjunto de las posibles mejoras en el desarrollo de la red en aquellos casos en los que las insuficiencias en este sentido hayan provocado la crisis de electricidad o contribuido a que se produzca.

3. Cuando consideren que la información facilitada en el informe de evaluación ex post sea insuficiente, el GCE y la Comisión podrán solicitar a la autoridad competente de que se trate que proporcione información adicional.

4. La autoridad competente correspondiente presentará los resultados de la evaluación ex post en una reunión del GCE. Dichos resultados se reflejarán en el plan actualizado de preparación frente a los riesgos.

Artículo 18

Seguimiento

1. Además de llevar a cabo otras tareas dispuestas en el presente Reglamento, el GCE debatirá:

los resultados del plan decenal de desarrollo de la red eléctrica, elaborado por la REGRT de Electricidad;

la coherencia de los planes de preparación frente a los riesgos adoptados por las autoridades competentes con arreglo al procedimiento a que se refiere el artículo 10;

los resultados de los análisis europeos de cobertura llevados a cabo por la REGRT de Electricidad, tal como se contempla en el artículo 23, apartado 4, del Reglamento (UE) 2019/943;

la actuación de los Estados miembros en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico, teniendo en cuenta al menos los indicadores calculados en análisis europeo de cobertura por, a saber, el valor esperado de energía no suministrada y la pérdida de carga prevista;

los resultados de los análisis de cobertura estacional a que se refiere el artículo 9, apartado 2;

la información recibida de los Estados miembros de conformidad con el artículo 7, apartado 4;

los resultados de la evaluación ex post a que se refiere el artículo 17, apartado 4;

la metodología para el análisis de cobertura a corto plazo a que se refiere el artículo 8;

la metodología para identificar los escenarios de crisis de electricidad regionales a que se refiere el artículo 5.

2. El GCE podrá formular recomendaciones a los Estados miembros, así como a la REGRT de Electricidad, en relación con los asuntos mencionados en el apartado 1.

3. La ACER supervisará de manera permanente la seguridad de las medidas de suministro eléctrico e informará periódicamente al GCE.

4. A más tardar el 1 de septiembre de 2025, la Comisión evaluará, sobre la base de la experiencia adquirida a lo largo de la aplicación del presente Reglamento, las posibles maneras de incrementar la seguridad del suministro eléctrico a escala de la Unión y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la aplicación del presente Reglamento, incluyendo, si procede, propuestas legislativas para su modificación.

Artículo 19

Tratamiento de la información confidencial

1. Los Estados miembros y las autoridades competentes deberán aplicar los procedimientos a que se refiere el presente Reglamento de conformidad con la normativa aplicable, incluida la normativa nacional relacionada con el tratamiento de información y procesos confidenciales. Si la aplicación de dichas normativas tiene como consecuencia que no se pueda divulgar alguna información, el Estado miembro o la autoridad de que se trate podrá facilitar un resumen no confidencial, lo cual deberá hacer de manera obligatoria de mediar solicitud previa en tal sentido.

2. La Comisión, la ACER, el GCE, la REGRT de Electricidad, los Estados miembros, las autoridades competentes y las autoridades reguladoras, así como el resto de organismos, entidades y personas pertinentes, que reciban información confidencial en virtud del presente Reglamento garantizarán la confidencialidad de la información delicada.

CAPÍTULO VI

Disposiciones finales

Artículo 20

Cooperación con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía

Cuando los Estados miembros y las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía cooperen en el ámbito de la seguridad del suministro eléctrico, tal cooperación podrá incluir la definición de una crisis de electricidad, así como el proceso de identificación de los escenarios de crisis de electricidad y de elaboración de los planes de preparación frente a los riesgos, con vistas a que no se adopte ninguna medida que ponga en peligro la seguridad del suministro eléctrico de los Estados miembros, las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía o la Unión. A este respecto, las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía podrán participar, previa invitación de la Comisión, en el GCE en relación con todas las cuestiones que les afecten.

Artículo 21

Excepción

Hasta que Chipre esté conectada directamente con otro Estado miembro, los artículos 6 y 12 y el artículo 15, apartados 2 a 9, no serán de aplicación entre Chipre y otros Estados miembros, o a la REGRT de Electricidad en lo que se refiere a Chipre. Chipre y otros Estados miembros pertinentes podrán, con el apoyo de la Comisión, establecer medidas y procedimientos distintos de los previstos en los artículos 6 y 12 y el artículo 15, apartados 2 a 9, siempre y cuando dichas medidas y procedimientos no afecten a la aplicación efectiva del presente Reglamento entre los demás Estados miembros.

Artículo 22

Disposición transitoria en espera de la creación de los centros de coordinación regionales

Hasta la fecha de creación de los centros de coordinación regionales de conformidad con el artículo 35 del Reglamento (UE) 2019/943, se entenderá por “región” un Estado miembro o un grupo de Estados miembros situados en la misma zona síncrona.

Artículo 23

Derogación

Queda derogada la Directiva 2005/89/CE.

Artículo 24

Entrada en vigor

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

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

(1) DO C 288 de 31.8.2017, p. 91.

(2) DO C 342 de 12.10.2017, p. 79.

(3) Posición del Parlamento Europeo de 26 de marzo de 2019 (pendiente de publicación en el Diario Oficial) y Decisión del Consejo de 22 de mayo de 2019.

(4) Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (véase la página 54 del presente Diario Oficial).

(5) Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (véase la página 125 del presente Diario Oficial).

(6) Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de enero de 2006, sobre las medidas de salvaguarda de la seguridad del abastecimiento de electricidad y la inversión en infraestructura (DO L 33 de 4.2.2006, p. 22).

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

(8) Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red en materia de conexión de la demanda (DO L 312 de 28.11.2017, p. 54).

(9) Decisión de la Comisión, de 15 de noviembre de 2012, por la que se crea el Grupo de Coordinación de la Electricidad (DO C 353 de 17.11.2012, p. 2).

(10) Directiva (UE) 2016/1148 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 6 de julio de 2016, relativa a las medidas destinadas a garantizar un elevado nivel común de seguridad de las redes y sistemas de información en la Unión (DO L 194 de 19.7.2016, p. 1).

(11) Directiva 2008/114/CE del Consejo, de 8 de diciembre de 2008, sobre la identificación y designación de infraestructuras críticas europeas y la evaluación de la necesidad de mejorar su protección (DO L 345 de 23.12.2008, p. 75).

(12) Decisión n.o 1313/2013/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de diciembre de 2013, relativa a un Mecanismo de Protección Civil de la Unión (DO L 347 de 20.12.2013, p. 924).

(13) Reglamento (UE) 2019/942 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, por el que se crea la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (véase la página 22 del presente Diario Oficial).

(14) Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2017, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n.o 994/2010 (DO L 280 de 28.10.2017, p. 1).

ANEXO

MODELO DE PLAN DE PREPARACIÓN FRENTE A LOS RIESGOS

El siguiente modelo se rellenará en inglés.

Información general

Nombre de la autoridad competente responsable de la preparación del presente plan.

Estados miembros de la región.

1. RESUMEN DE LOS ESCENARIOS DE CRISIS DE ELECTRICIDAD

Describir brevemente los escenarios de crisis de electricidad identificados a nivel regional y nacional con arreglo al procedimiento establecido en los artículos 6 y 7, incluida una descripción de las hipótesis aplicadas.

2. FUNCIONES Y RESPONSABILIDADES DE LA AUTORIDAD COMPETENTE

Definir la función y las responsabilidades de la autoridad competente y de los organismos en los que se hayan delegado tareas.

Describir qué tareas, si las hay, se han delegado en otros organismos.

3. PROCEDIMIENTOS Y MEDIDAS EN LA CRISIS DE ELECTRICIDAD

3.1. Procedimientos y medidas nacionales

Describir los procedimientos que han de seguirse en los casos de crisis de electricidad, incluidos los correspondientes mecanismos para la transmisión de información.

Describir las medidas en materia de prevención y preparación.

Describir las medidas para atenuar las crisis de electricidad, en particular las medidas del lado de la oferta y de la demanda, indicando las circunstancias en que pueden aplicarse, especialmente la circunstancia desencadenante de cada medida. Si se contemplan medidas no basadas en el mercado, deberán justificarse debidamente a la luz de los requisitos establecidos en el artículo 16 y, en su caso, cumplir las medidas regionales y bilaterales.

Proporcionar un marco para el deslastre de carga manual que precise las circunstancias en que debe procederse al deslastre. Especificar, por lo que respecta a la seguridad tanto pública como de las personas, las categorías de usuarios de electricidad que tienen derecho a recibir una protección especial respecto de la desconexión y justificar la necesidad de dicha protección. Especificar el modo en que los gestores de redes de transporte y los gestores de redes de distribución deben actuar para disminuir el consumo.

Describir los mecanismos utilizados para informar al público de la crisis de electricidad.

3.2. Procedimientos y medidas regionales y bilaterales

Describir los mecanismos acordados para la cooperación dentro de la región y para garantizar una coordinación adecuada antes y durante la crisis de electricidad, incluidos los procedimientos de toma de decisiones para hacer posible una reacción apropiada a escala regional.

Describir todas las medidas regionales y bilaterales acordadas, incluidas cualesquiera disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias para la aplicación de dichas medidas. Facilitar, en la descripción de estas disposiciones, información relativa a, entre otros elementos, las cantidades máximas de electricidad que se suministrarán a nivel regional o bilateral, la circunstancia desencadenante de la asistencia y la posibilidad de solicitar su suspensión, la forma en que se suministrará la electricidad, y las disposiciones relativas a la compensación justa entre Estados miembros. Describir las medidas nacionales necesarias para ejecutar y aplicar las medidas regionales y bilaterales acordadas.

Describir los mecanismos existentes para la cooperación y para la coordinación de las actuaciones antes y durante la crisis de electricidad con otros Estados miembros de fuera de la región, así como con terceros países de la zona síncrona correspondiente.

4. COORDINADOR DE CRISIS

Indicar el coordinador de crisis y definir su función. Especificar los datos de contacto.

5. CONSULTAS DE LAS PARTES INTERESADAS

De conformidad con el artículo 10, apartado 1, describir el mecanismo utilizado para la elaboración de este plan, así como los resultados de las consultas con:

las empresas eléctricas y de gas natural pertinentes, incluidos los productores pertinentes o sus asociaciones;

las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los consumidores de electricidad no industriales;

las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los consumidores de electricidad industriales;

las autoridades reguladoras;

los gestores de redes de transporte;

los gestores pertinentes de redes de distribución.

6. PRUEBAS DE EMERGENCIA

Indicar el calendario para los simulacros bienales de crisis de electricidad regionales (y, si procede, también nacionales) con respuesta en tiempo real.

De conformidad con el artículo 12, apartado 1, letra d), indicar los procedimientos acordados y los agentes implicados.

A efectos de las actualizaciones del plan: describir brevemente las pruebas efectuadas desde la adopción del último plan y sus principales resultados. Indicar las medidas adoptadas a raíz de esas pruebas.