KOMMISSIONENS FORORDNING (EU) Nr. 543/2013
af 14. juni 2013
om indsendelse og offentliggørelse af data på elektricitetsmarkederne og om ændring af bilag I til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 (1), særlig artikel 18, stk. 5, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
I forordning (EF) nr. 714/2009, særlig artikel 15 samt punkt 5 i de retningslinjer for administration og fordeling af ledig overførselskapacitet på samkøringslinjerne mellem nationale systemer, der er indeholdt i forordningens bilag I, kræves det af transmissionssystemoperatørerne (TSO'erne), at de offentliggør data om nettilgængelighed, kapaciteter for grænseoverskridende samkøringslinjer samt produktion, belastning og netafbrydelser.
(2)
I artikel 4, stk. 4, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1227/2011 af 25. oktober 2011 om integritet og gennemsigtighed på engrosenergimarkederne (2) erkendes det, at offentliggørelse af intern viden i henhold til bestemmelserne i forordning (EF) nr. 714/2009 eller retningslinjer vedtaget i henhold til den udgør samtidig, fuldstændig og effektiv offentliggørelse.
(3)
Tilgængeligheden af sådanne data er afgørende for markedsdeltagernes mulighed for at træffe effektive beslutninger vedrørende produktion, forbrug og handel. Den øgede markedsintegration og den hurtige udvikling af fluktuerende vedvarende energikilder, såsom vind- og solenergi, kræver offentliggørelse af fuldstændige, rettidige og letforståelige oplysninger af høj kvalitet vedrørende fundamentale data om udbud og efterspørgsel.
(4)
Rettidig tilgængelighed af fuldstændige sæt af fundamentale data vil ligeledes øge energiforsyningssikkerheden. Således kan markedsdeltagerne sikre overensstemmelse mellem udbud og efterspørgsel, hvilket vil mindske risikoen for blackout. TSO'erne skulle dermed få bedre mulighed for at styre deres net og drive dem under mere forudsigelige og sikre forhold.
(5)
De nuværende foranstaltninger til fremme af gennemsigtighed opfylder ikke helt disse kriterier. Endvidere fordeles de relevante markedsoplysninger uensartet blandt markedsdeltagerne, hvor store etablerede aktører har eksklusiv adgang til oplysninger vedrørende deres egne aktiver, hvilket stiller nye markedsdeltagere og deltagere uden egne aktiver i en ugunstig situation.
(6)
Markedsdeltagerne bør have adgang til rettidige oplysninger om det forventede forbrug. Disse oplysninger bør ajourføres regelmæssigt og dække forskellige tidsrammer. Den faktiske opgørelse af det forventede forbrug skal også gøres tilgængelig kort tid efter den faktiske tid.
(7)
Planlagte og ikke planlagte afbrydelser af elproduktionsenheder og -forbrugsenheder er blandt de vigtigste og mest relevante oplysninger vedrørende udbud og efterspørgsel for markedsdeltagerne. Markedsdeltagere og TSO'er har behov for adgang til detaljerede oplysninger om, hvor, hvornår og hvorfor enheder ikke er eller ikke vil være tilgængelige for produktion eller forbrug, samt hvornår disse enheder forventes at være tilbage i drift igen. Dette vil også give TSO'erne mulighed for bedre at kunne omfordele reservekapacitet og dermed reducere risikoen for blackout.
(8)
Markedsdeltagerne og TSO'erne bør ligeledes modtage oplysninger om den samlede installerede produktionskapacitet, prognoser for samlet planlagt produktion, herunder separate prognoser for fluktuerende produktion, og data på produktionsenhedsniveau for den faktiske produktion på større produktionsanlæg.
(9)
For at kunne flytte strøm fra de steder, hvor den er tilgængelig, til de steder, hvor der er størst behov for den, samt for at kunne justere porteføljer i overensstemmelse hermed, bør markedet have adgang til oplysninger om planlagte og ikke planlagte afbrydelser af eksisterende grænseoverskridende transmissionsinfrastrukturer og planer om infrastrukturudviklinger. TSO'erne bør ligeledes offentliggøre og løbende ajourføre data vedrørende planlagt og tilbudt grænseoverskridende overførselskapacitet for forskellige tidsperioder samt oplysninger vedrørende fordeling og anvendelse af kapacitet.
(10)
Den hurtige opførelse af anlæg for fluktuerende energiproduktion i stor afstand fra forbrugscentrene har medført stadig flere kapacitetsbegrænsninger for transmissionsinfrastrukturen i store dele af Europa. TSO'erne har med henblik på at afhjælpe disse kapacitetsbegrænsninger i stigende grad grebet ind i markedsoperationer og bedt markedsdeltagerne om at ændre deres produktions- eller handelsforpligtelser. For at give markedet en bedre forståelse af, hvor og hvorfor der er opstået et behov for foranstaltninger til håndtering af kapacitetsbegrænsninger, bør TSO'erne offentliggøre rettidige, detaljerede og velbegrundede oplysninger om deres handlinger.
(11)
Producenter, leverandører og forhandlere kan selv efter nøje planlægning få problemer med manglende balance og blive underlagt TSO'ernes ordning for balancering og afregning. For at kunne afhjælpe risici for manglende balance optimalt bør markedsdeltagerne have adgang til præcise, tydelige og rettidige oplysninger om balancering af markederne. TSO'erne bør offentliggøre sådanne oplysninger i et format, der gør det muligt at sammenligne disse oplysninger på tværs af grænserne, herunder oplysninger om, hvilke reserver de har indgået kontrakt om, hvilken pris de har betalt, og hvilke mængder der er aktiveret til balanceringsformål.
(12)
TSO'erne er ofte den primære kilde til relevante fundamentale data. De er også vant til at indsamle og vurdere store mængder information med henblik på systemdriften. For at skabe overblik over alle relevante oplysninger i hele EU bør TSO'erne forestå indsamling, verificering og behandling af data, og det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (»ENTSO for elektricitet«) bør stille disse data til rådighed for offentligheden via en central gennemsigtighedsplatform. For at udnytte eksisterende kilder for gennemsigtighed bedst muligt bør ENTSO for elektricitet kunne modtage oplysninger til offentliggørelse fra tredjepart, såsom elektricitetsbørser og gennemsigtighedsplatforme.
(13)
Bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009 bør derfor ændres i overensstemmelse hermed.
(14)
Denne forordning vedtages med udgangspunkt i forordning (EF) nr. 714/2009, som den supplerer og udgør en integrerende del af. Henvisninger i andre retsakter til forordning (EF) nr. 714/2009 betragtes derfor også som henvisninger til nærværende forordning.
(15)
Foranstaltningerne i denne forordning er i overensstemmelse med udtalelse fra det udvalg, der er nævnt i artikel 23, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009 -
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
Artikel 1
Formål
I denne forordning fastsættes der mindstekrav til det fælles datasæt vedrørende produktion, transport og forbrug af elektricitet, der skal stilles til rådighed for markedsdeltagerne. Forordningen stiller ligeledes krav om central indsamling og offentliggørelse af disse data.
Artikel 2
Definitioner
I denne forordning finder definitionerne i artikel 2 i forordning (EF) nr. 714/2009 anvendelse. Desuden anvendes følgende definitioner:
1) »balanceringsreserver«: alle ressourcer, hvis de er indkøbt ex ante eller i realtid eller i overensstemmelse med lovmæssige forpligtelser, som en TSO har stillet til rådighed til balanceringsformål
2) »tidsenhed for balance«: den tidsperiode, som prisen for balanceringsreserver baseres på
3) »budområde«: det største geografiske område, hvor markedsdeltagerne kan udveksle energi uden kapacitetsfordeling
4) »kapacitetsfordeling«: fordeling af kapacitet på tværs af budområder
5) »forbrugsenhed«: en ressource, der modtager elektrisk energi til eget brug, med undtagelse af TSO'er og distributionssystemoperatører (»DSO'er«)
6) »systemområde«: en sammenhængende del af et internt forbundet system, der betjenes af en enkelt systemoperatør, og som omfatter eventuelt tilsluttede fysiske forbrugsenheder og/eller produktionsenheder
7) »koordineret nettotransmissionskapacitet«: en kapacitetsberegningsmetode baseret på princippet om ex ante-vurdering og -definition af en maksimal energiudveksling mellem tilstødende budområder
8) »kritisk netelement«: et netelement, der enten ligger i et budområde eller mellem budområder, og som medregnes i kapacitetsberegningsprocessen og dermed begrænser mængden af elektricitet, der kan udveksles
9) »balancering på tværs af systemområder«: en balanceringsordning, hvor en TSO kan modtage bud på aktivering fra andre TSO'ers områder. Dette inkluderer ikke belastningsomfordeling eller levering af energi til nødsituationer
10) »overførselskapacitet«: det omfang, hvori det internt forbundne system er i stand til at overføre energi mellem budområder
11) »valuta«: den anvendte valuta er euro, hvis mindst en del af det eller de pågældende budområder er en del af et land, der har euroen som lovligt betalingsmiddel. I alle andre tilfælde anvendes den lokale valuta
12) »skæringstidspunkt«: det tidspunkt, hvor TSO'erne skal bekræfte alle matchede nomineringer til markedet. Skæringstidspunktet vedrører ikke blot markeder, der cleares en eller flere gange dagligt, men også de forskellige markeder, der dækker balancejusteringer og reservefordeling
13) »modkøb«: udveksling på tværs af budområder, der igangsættes af systemoperatører mellem to budområder for at afhjælpe fysisk kapacitetsbegrænsning
14) »dataudbyder«: den enhed, der sender data til den centrale gennemsigtighedsplatform for information
15) »eksplicit fordeling«: fordeling af kapacitet alene på tværs af budområderne uden energioverførsel
16) »strømbaserede parametre«: de ledige marginer på kritiske netelementer med tilhørende distributionsfaktorer for strømoverførsel
17) »produktionsenhed«: en enkelt elektricitetsgenerator, der hører til et produktionsanlæg
18) »implicit fordeling«: en metode til håndtering af kapacitetsbegrænsning, hvor energien opnås på samme tidspunkt som overførselskapaciteten
19) »tidsenhed for markedet«: den periode, som markedsprisen baseres på, eller den kortest mulige fælles tidsperiode for to budområder, hvis deres tidsenheder for markedet afviger fra hinanden
20) »tilbudt kapacitet«: den tilbudte overførselskapacitet fra transmissionskapacitetstildeleren til markedet
21) »planlagt«: en hændelse, der er kendt på forhånd af den primære dataejer
22) »distributionsfaktor for strømoverførsel«: en repræsentation af den fysiske strøm på et kritisk netelement, der fremkaldes ved hjælp af variationen af et budområdes nettoposition
23) »primær dataejer«: den enhed, der er ophav til dataene
24) »produktionsanlæg«: et anlæg til produktion af elektricitet, der udgøres af en enkelt produktionsenhed eller af en samling af produktionsenheder
25) »profil«: en geografisk afgrænsning mellem et budområde og flere tilstødende budområder
26) »belastningsomfordeling«: en foranstaltning, der aktiveres af en eller flere systemoperatører ved at ændre produktions- og/eller forbrugsmønstret med henblik på at ændre de fysiske strømme i transmissionssystemet og afhjælpe en fysisk kapacitetsbegrænsning
27) »samlet belastning« inklusive tab uden strøm til energilagring: en belastning svarende til produktionen og eventuel import, fratrukket eventuel eksport og strøm til energilagring
28) »transmissionskapacitetstildeler«: den enhed, der med beføjelse fra TSO'er håndterer fordelingen af overførselskapaciteter
29) »vertikal belastning«: den samlede mængde elektricitet, der strømmer ud af transmissionsnettet til distributionsnettene, til direkte tilsluttede slutbrugere eller til den forbrugende del af produktionsprocessen
30) »prognosemargin for kommende år«: forskellen mellem den årlige prognose for ledig produktionskapacitet og den årlige prognose for den maksimale samlede belastning under hensyntagen til prognosen for samlet produktionskapacitet, prognosen for ledig produktion og prognosen for reserver, der er indgået kontrakt om til systemtjenester
31) »tid«: lokal tid i Bruxelles.
Artikel 3
Etablering af en central gennemsigtighedsplatform for information
1. Der etableres en central gennemsigtighedsplatform for information, der skal være både effektiv og omkostningsbesparende, og som opererer inden for det europæiske net af transmissionsoperatører for elektricitet (»ENTSO for elektricitet«). ENTSO for elektricitet offentliggør alle data, som TSO'erne i henhold til denne forordning er forpligtet til at indsende til ENTSO for elektricitet, på den centrale gennemsigtighedsplatform for information.
Den centrale gennemsigtighedsplatform for information stilles gratis til rådighed for offentligheden via internettet og skal som minimum være tilgængelig på engelsk.
De pågældende data skal være ajourførte og lettilgængelige, kunne downloades og være tilgængelige i minimum fem år. Ajourføringer af data skal tidsstemples, arkiveres og være offentligt tilgængelige.
2. ENTSO for elektricitet indsender et udkast til driften af den centrale gennemsigtighedsplatform for information og de relaterede omkostninger til Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (»agenturet«) senest fire måneder efter denne forordnings ikrafttræden. Agenturet meddeler sin holdning senest tre måneder fra datoen for indsendelse af udkastet.
3. ENTSO for elektricitet sikrer, at den centrale gennemsigtighedsplatform for information er driftsklar senest 18 måneder efter denne forordnings ikrafttræden.
Artikel 4
Indsendelse og offentliggørelse af data
1. De primære dataejere indsender data til TSO'er i overensstemmelse med artikel 6-17. De skal sikre, at de data, de indsender til TSO'erne eller, hvis det er bestemt i stk. 2, til dataudbyderne, er fuldstændige, lever op til den påkrævede kvalitet og er indsendt på en sådan måde, at TSO'erne eller dataudbyderne kan behandle og levere dataene til ENTSO for elektricitet så betids, at ENTSO for elektricitet kan opfylde sine forpligtelser med hensyn til tidsfrister for offentliggørelse af oplysninger i denne forordning.
TSO'erne og, hvis relevant, dataudbyderne behandler de modtagne data og indsender dem rettidigt til ENTSO for elektricitet med henblik på offentliggørelse.
2. De primære dataejere kan overholde deres forpligtelser i henhold til stk. 1 ved at indsende data direkte til den centrale gennemsigtighedsplatform for information, forudsat at de anvender en tredjepart, der fungerer som dataudbyder på deres vegne. Denne måde at indsende data på kræver forudgående samtykke fra den TSO, i hvis systemområde den primære ejer befinder sig. I forbindelse med dette samtykke vurderer den pågældende TSO, hvorvidt dataudbyderen lever op til kravene i artikel 5, stk. 1, litra b) og c).
3. TSO'erne betragtes som de primære dataejere ved anvendelsen af artikel 6-17, medmindre andet udtrykkeligt er angivet.
4. Hvis et budområde består af flere systemområder i forskellige medlemsstater, skal ENTSO for elektricitet offentliggøre de i stk. 1 omtalte data separat for de pågældende medlemsstater.
5. Uden at de forpligtelser, der påhviler TSO'erne og ENTSO for elektricitet ifølge stk. 1 og artikel 3, berøres, kan data ligeledes offentliggøres på TSO'ernes eller andre parters websteder.
6. De nationale myndigheder sørger for, at de primære dataejere, TSO'erne og dataudbyderne overholder deres forpligtelser i henhold til denne forordning.
Artikel 5
Procedurehåndbog
ENTSO for elektricitet udarbejder en håndbog med følgende:
a)
detaljer og format for indsendelse af data i henhold til artikel 4, stk. 1
b)
standardiserede metoder og formater for datakommunikation og -udveksling mellem primære dataejere, TSO'er og dataudbydere og ENTSO for elektricitet
c)
tekniske og driftsmæssige kriterier, som dataudbydere skal opfylde for at kunne indsende data til den centrale gennemsigtighedsplatform for information
d)
passende klassificering af produktionstyper i henhold til artikel 14, stk. 1, artikel 15, stk. 1, og artikel 16, stk. 1.
ENTSO for elektricitet udarbejder denne håndbog efter åben og gennemsigtig høring af interessenter.
ENTSO for elektricitet sørger for, at håndbogen gøres offentligt tilgængelig.
ENTSO for elektricitet ajourfører om nødvendigt håndbogen. Før offentliggørelse eller ajourføring af håndbogen forelægger ENTSO for elektricitet et udkast for agenturet til udtalelse, og agenturet afgiver sin udtalelse inden for en frist på to måneder. Udkastet til første udgave forelægges for agenturet senest fire måneder efter denne forordnings ikrafttræden.
Artikel 6
Information om samlet belastning
1. TSO'erne beregner for deres systemområder følgende data om hvert budområde og indsender dem til ENTSO for elektricitet:
a)
den samlede belastning pr. tidsenhed for markedet
b)
en prognose for den kommende dag for den samlede belastning pr. tidsenhed for markedet
c)
en prognose for den kommende uge for den samlede belastning hver dag i den følgende uge, der for hver dag omfatter en maksimums- og en minimumsbelastningsværdi
d)
en prognose for den kommende måned for den samlede belastning hver uge i den følgende måned, der for hver uge omfatter en maksimums- og en minimumsbelastningsværdi
e)
en prognose for det kommende år for den samlede belastning for hver uge i det følgende år, der for hver uge omfatter en maksimum- og en minimumbelastningsværdi.
2. Oplysningerne i stk. 1,
a)
litra a), offentliggøres senest en time efter driftsperioden
b)
litra b), offentliggøres senest to timer før, der lukkes for bud på day-ahead-markedet i budområdet, og ajourføres, hvis der opstår væsentlige ændringer
c)
litra c), offentliggøres senest hver fredag senest to timer før, der lukkes for bud på day-ahead-markedet i budområdet, og ajourføres, hvis der opstår væsentlige ændringer
d)
litra d), offentliggøres senest en uge før leveringsmåneden og ajourføres, hvis der opstår væsentlige ændringer
e)
litra e), offentliggøres senest den 15. i måneden før det år, som de pågældende data omhandler.
3. Produktionsenhederne inden for en TSO's systemområde leverer alle relevante oplysninger, der er nødvendige for beregning af dataene i stk. 1, litra a), til den pågældende TSO.
Produktionsenhederne anses for de primære ejere af de relevante oplysninger, som de leverer.
4. Distributionssystemoperatørerne (»DSO'erne«) inden for en TSO's systemområde leverer alle relevante oplysninger, der er nødvendige for beregning af dataene i stk. 1, litra b)-e), til den pågældende TSO.
DSO'erne anses for de primære ejere af de relevante oplysninger, som de leverer.
Artikel 7
Oplysninger om manglende tilgængelighed af forbrugsenheder
1. TSO'erne leverer for deres systemområder følgende oplysninger til ENTSO for elektricitet:
a)
planlagt manglende tilgængelighed af en forbrugsenhed på 100 MW eller mere, herunder ændringer heraf på 100 MW eller mere, som varer mere end en tidsenhed for markedet, med angivelse af følgende:
-
budområde
-
ledig kapacitet pr. tidsenhed for markedet under hændelsen
-
årsag til den manglende tilgængelighed
-
forventet start- og slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængelighed
b)
ændringer i faktisk tilgængelighed af en forbrugsenhed med en nominel effekt på 100 MW eller mere, med angivelse af følgende:
-
budområde
-
ledig kapacitet pr. tidsenhed for markedet under hændelsen
-
årsag til den manglende tilgængelighed
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængelighed.
2. Oplysningerne i stk. 1, litra a), offentliggøres i aggregeret form pr. budområde med angivelse af summen af manglende tilgængelig forbrugskapacitet pr. tidsenhed for markedet for en given periode så hurtigt som muligt og senest en time efter, at beslutningen om den planlagte manglende tilgængelighed er truffet.
Oplysningerne i stk. 1, litra b), offentliggøres i aggregeret form pr. budområde med angivelse af summen af manglende tilgængelig forbrugskapacitet pr. tidsenhed for markedet for en given periode så hurtigt som muligt og senest en time efter ændringen af den faktiske tilgængelighed.
3. Forbrugsenhederne i en TSO's systemområde beregner dataene i stk. 1 og forelægger dem for den pågældende TSO.
Forbrugsenhederne anses for de primære ejere af de data, som de forelægger.
Artikel 8
Prognosemargin for det kommende år
1. TSO'erne beregner for deres systemområder en prognosemargin for hvert budområde for det kommende år evalueret ved hjælp af den lokale tidsenhed for markedet og indsender den til ENTSO for elektricitet.
Oplysningerne offentliggøres en uge før den årlige kapacitetsfordeling, dog senest den 15. i måneden før det år, som dataene omhandler.
2. Produktionsenhederne og DSO'erne inden for en TSO's systemområde leverer alle relevante oplysninger, der er nødvendige for beregning af dataene i stk. 1, til den pågældende TSO.
Produktionsenhederne og DSO'erne anses for de primære ejere af de data, som de leverer.
Artikel 9
Transmissionsinfrastruktur
TSO'erne fastsætter og indsender oplysninger om fremtidige ændringer i netelementer og samkøringsprojekter, herunder udvidelser og nedlæggelser, i deres transmissionsnet inden for de næste tre år til ENTSO for elektricitet. Disse oplysninger angives kun for foranstaltninger, der forventes at have en virkning på mindst 100 MW på overførselskapaciteten mellem budområder eller på profiler, som varer mindst en tidsenhed for markedet. Oplysningerne skal omfatte:
a)
identifikation af de pågældende aktiver
b)
beliggenhed
c)
type af aktiv
d)
virkningen af sammenkoblingskapacitet pr. retning mellem budområderne
e)
den forventede afslutningsdato.
Oplysningerne offentliggøres en uge før den årlige kapacitetsfordeling, dog senest den 15. i måneden før det år, som fordelingen omhandler. Disse oplysninger ajourføres med relevante ændringer før slutningen af marts, slutningen af juni og slutningen af september i det år, som den pågældende fordeling omhandler.
Artikel 10
Oplysninger om manglende tilgængelighed af transmissionsinfrastruktur
1. For deres systemområder beregner og indsender TSO'erne følgende til ENTSO for elektricitet:
a)
planlagt manglende tilgængelighed, herunder ændringer i den planlagte manglende tilgængelighed af sammenkoblinger og i transmissionsnettet, som reducerer overførselskapaciteten mellem budområderne med 100 MW eller mere i mindst en tidsenhed for markedet, med angivelse af følgende:
-
identifikation af de pågældende aktiver
-
beliggenhed
-
type af aktiv
-
den forventede indvirkning på overførselskapaciteten pr. retning mellem budområderne
-
årsager til den manglende tilgængelighed
-
forventet start- og slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængelighed
b)
ændringer i den faktiske tilgængelighed af sammenkoblinger og i transmissionsnettet, som reducerer overførelseskapaciteten mellem budområder med 100 MW eller mere i mindst en tidsenhed for markedet, med angivelse af følgende:
-
identifikation af de pågældende aktiver
-
beliggenhed
-
type af aktiv
-
den forventede indvirkning på overførselskapaciteten pr. retning mellem budområderne
-
årsager til den manglende tilgængelighed
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængeligheden
c)
ændringer i den faktiske tilgængelighed af offshore-netinfrastrukturer, som reducerer den tilførte vindkrafteffekt med 100 MW eller mere i mindst en tidsenhed for markedet, med angivelse af følgende:
-
identifikation af de pågældende aktiver
-
beliggenhed
-
type af aktiv
-
den installerede vindkraftproduktionskapacitet (MW), der er forbundet til aktivet
-
den tilførte vindkrafteffekt (MW) på tidspunktet for ændringen i tilgængeligheden
-
årsager til den manglende tilgængelighed
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængeligheden.
2. Oplysningerne i stk. 1, litra a), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter, at beslutningen om den planlagte manglende tilgængelighed er truffet.
3. Oplysningerne i stk. 1, litra b) og c), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter ændringen af den faktiske tilgængelighed.
4. For så vidt angår oplysningerne i stk. 1, litra a) og b), kan TSO'erne vælge ikke at identificere det pågældende aktiv og dets beliggenhed, hvis dette er klassificeret som følsomme oplysninger vedrørende beskyttelse af kritisk infrastruktur i deres medlemsstater i henhold til artikel 2, litra d), i Rådets direktiv 2008/114/EF (3). Dette indskrænker ikke deres øvrige forpligtelser i henhold til stk. 1.
Artikel 11
Oplysninger vedrørende vurdering og udbud af overførselskapaciteter
1. TSO'erne eller, hvis relevant, transmissionskapacitetstildelerne beregner for deres systemområder følgende oplysninger og indsender dem til ENTSO for elektricitet i god tid før fordelingsprocessen:
a)
den forventede og udbudte kapacitet (MW) pr. retning mellem budområder, når der anvendes koordineret NTC-baseret kapacitetsfordeling, eller
b)
de relevante strømbaserede parametre i forbindelse med strømbaseret kapacitetsfordeling.
TSO'erne eller, hvis relevant, transmissionskapacitetstildelerne anses for de primære ejere af de oplysninger, som de beregner og leverer.
2. Oplysningerne i stk. 1, litra a), offentliggøres som angivet i bilaget.
3. Hvad angår jævnstrømsforbindelser, indsender TSO'erne ajourførte oplysninger om eventuelle begrænsninger for brugen af ledig grænseoverskridende kapacitet, herunder restriktioner som følge af anvendelse af ramping eller begrænsninger i intradagoverførslen, til ENTSO for elektricitet senest en time efter, at oplysningerne er blevet kendt.
Jævnstrømsforbindelsesoperatørerne anses for at være de primære ejere af de ajourførte oplysninger, som de leverer.
4. TSO'erne eller, hvis relevant, transmissionskapacitetstildelerne indsender en årsrapport til ENTSO for elektricitet med angivelse af følgende:
a)
de vigtigste kritiske netelementer, der begrænser den udbudte kapacitet
b)
det eller de systemområder, som de kritiske netelementer tilhører
c)
i hvor høj grad en afhjælpning af de kritiske netelementer vil øge den udbudte kapacitet
d)
alle mulige foranstaltninger, der kan implementeres for at øge den udbudte kapacitet samt de skønnede omkostninger i forbindelse hermed.
Når rapporten udarbejdes, kan TSO'erne vælge ikke at identificere det pågældende aktiv og dets beliggenhed, hvis dette er klassificeret som følsomme oplysninger vedrørende beskyttelse af kritisk infrastruktur i deres medlemsstater i henhold til artikel 2, litra d), i direktiv 2008/114/EF.
TSO'erne eller, hvis relevant, transmissionskapacitetstildelerne anses for de primære ejere af den rapport, som de indsender.
Artikel 12
Oplysninger vedrørende brug af overførselskapaciteter
1. TSO'erne beregner for deres systemområder følgende oplysninger og indsender dem til ENTSO for elektricitet:
a)
for så vidt angår eksplicitte fordelinger, for hver tidsenhed for markedet og pr. retning mellem budområder
-
den krævede kapacitet (MW) på markedet
-
kapacitet (MW) fordelt til markedet
-
kapacitetens pris (valuta/MW)
-
auktionsindtægter (i valuta) pr. grænse mellem budområder
b)
for hver tidsenhed for markedet og pr. retning mellem budområder, den samlede nominerede kapacitet
c)
før hver kapacitetsfordeling, den samlede kapacitet, der allerede er fordelt ved tidligere fordelingsprocedurer, for hver tidsenhed for markedet og pr. retning
d)
for hver tidsenhed for markedet, day-ahead-prisen i hvert budområde (valuta/MWh)
e)
for så vidt angår implicitte fordelinger, for hver tidsenhed for markedet nettopositionerne for hvert budområde (MW) og indtægterne fra kapacitetsbegrænsninger (i valuta) pr. grænse mellem budområder
f)
planlagte kommercielle udvekslinger for den kommende dag i aggregeret form mellem budområder pr. retning og tidsenhed for markedet
g)
fysiske strømme mellem budområder pr. tidsenhed for markedet
h)
overførselskapaciteter fordelt mellem budområder i medlemsstaterne og tredjelande pr. retning, pr. fordelt produkt og periode.
2. Oplysningerne i stk. 1,
a)
litra a) og e), offentliggøres senest en time efter hver kapacitetsfordeling
b)
litra b), offentliggøres senest en time efter hver nomineringsrunde
c)
litra c), offentliggøres senest, når fristen for offentliggørelsen af tallene for udbudt kapacitet udløber, jf. bilaget
d)
litra d), offentliggøres senest en time efter, at markedet er lukket for bud
e)
litra f), offentliggøres hver dag senest en time efter det sidste skæringstidspunkt og ajourføres, hvis relevant, senest to timer efter hver nomineringsproces på intradagmarkedet
f)
litra g), offentliggøres for hver tidsenhed for markedet så nær realtid som muligt, dog senest en time efter driftsperioden
g)
litra h), offentliggøres senest en time efter fordelingen.
3. Transmissionskapacitetstildelerne eller, hvis relevant, elektricitetsbørserne leverer alle relevante oplysninger, som er nødvendige for beregning af dataene i stk. 1, til TSO'erne.
Transmissionskapacitetstildelerne anses for de primære ejere af de oplysninger, som de leverer.
Elektricitetsbørserne anses for de primære ejere af de oplysninger, som de leverer.
Artikel 13
Oplysninger vedrørende foranstaltninger til håndtering af kapacitetsbegrænsninger
1. TSO'erne leverer for deres systemområder følgende oplysninger til ENTSO for elektricitet:
a)
oplysninger vedrørende belastningsomfordeling pr. tidsenhed for markedet med angivelse af følgende:
-
den gennemførte foranstaltning (dvs. produktionsøgning eller -reduktion, belastningsøgning eller -reduktion)
-
identifikation, beliggenhed og type af de netelementer, der berøres af denne foranstaltning
-
årsagen til foranstaltningen
-
kapacitetsvirkningen af den trufne foranstaltning (MW)
b)
oplysninger vedrørende modkøb pr. tidsenhed for markedet med angivelse af følgende:
-
trufne foranstaltninger (dvs. stigning eller fald i udveksling mellem områder)
-
de berørte budområder
-
årsagen til foranstaltningen
-
ændringer i udveksling mellem områder (MW)
c)
de månedlige omkostninger i forbindelse med foranstaltningerne i litra a) og b) samt andre afhjælpende foranstaltninger.
2. Oplysningerne i stk. 1,
a)
litra a) og b), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter driftsperioden, undtagen årsagerne, som offentliggøres så hurtigt som muligt, dog senest dagen efter driftsperioden
b)
litra c), offentliggøres senest en måned efter slutningen af den pågældende måned.
Artikel 14
Udarbejdelse af prognoser
1. TSO'erne beregner for deres systemområder følgende oplysninger og indsender dem til ENTSO for elektricitet:
a)
den samlede mængde installeret produktionskapacitet (MW) for alle eksisterende produktionsanlæg på mindst 1 MW installeret produktionskapacitet, opdelt på produktionstype
b)
oplysninger om produktionsanlæg (eksisterende og planlagte) med en installeret produktionskapacitet på mindst 100 MW. Oplysningerne skal indeholde:
-
anlæggets navn
-
den installerede produktionskapacitet (MW)
-
beliggenhed
-
tilslutningsspænding
-
budområde
-
produktionstype
c)
et skøn over den samlede planlagte produktion (MW) pr. budområde, for hver tidsenhed for markedet for den følgende dag
d)
en prognose over den planlagte produktion af sol- og vindeenergi (MW) pr. budområde, for hver tidsenhed for markedet for den følgende dag.
2. Oplysningerne i stk. 1,
a)
litra a), offentliggøres årligt senest en uge før årets afslutning
b)
litra b), offentliggøres årligt for de tre følgende år, senest en uge før begyndelsen på det år, som de pågældende data omhandler
c)
litra c), offentliggøres senest kl. 18.00, Bruxelles-tid, dagen før, den faktiske levering finder sted
d)
litra d), offentliggøres senest kl. 18.00, Bruxelles-tid, dagen før, den faktiske levering finder sted. Oplysningerne ajourføres løbende og offentliggøres, mens intradaghandelen foregår, idet mindst en ajourføring offentliggøres kl. 8.00, Bruxelles-tid, på dagen for den faktiske levering. Oplysningerne gøres kun tilgængelige for alle budområder i medlemsstater med en årlig vind- og solenergiproduktion på mere end 1 % eller for budområder med en årlig vind- og solenergiproduktion på mere end 5 %.
3. Produktionsanlæg inden for en TSO's systemområde leverer alle relevante oplysninger, som er nødvendige for beregning af dataene i stk. 1, til den pågældende TSO.
Produktionsanlæggene anses for de primære ejere af de relevante oplysninger, som de leverer.
Artikel 15
Oplysninger vedrørende manglende tilgængelighed af produktionsenheder og -anlæg
1. TSO'erne leverer for deres systemområder følgende oplysninger til ENTSO for elektricitet:
a)
planlagt manglende tilgængelighed på 100 MW eller mere for en produktionsenhed, herunder ændringer på 100 MW eller mere heraf, når den forventes at have en varighed af mindst en tidsenhed for markedet, op til tre år i forvejen med angivelse af følgende:
-
navnet på produktionsanlægget
-
navnet på produktionsenheden
-
beliggenhed
-
budområde
-
installeret produktionskapacitet (MW)
-
produktionstype
-
ledig kapacitet under hændelsen
-
årsag til den manglende tilgængelighed
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængeligheden
b)
ændringer på 100 MW eller mere af den faktiske tilgængelighed for en produktionsenhed, når den forventes at have en varighed af mindst en tidsenhed for markedet, med angivelse af følgende:
-
navnet på produktionsanlægget
-
navnet på produktionsenheden
-
beliggenhed
-
budområde
-
installeret produktionskapacitet (MW)
-
produktionstype
-
ledig kapacitet under hændelsen
-
årsag til den manglende tilgængelighed samt
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængelighed
c)
planlagt manglende tilgængelighed på 200 MW eller mere for et produktionsanlæg, herunder ændringer på 100 MW eller mere af samme produktionsanlægs planlagte manglende tilgængelighed, når den ikke er annonceret ifølge litra a) og forventes at have en varighed af mindst en tidsenhed for markedet, op til tre år i forvejen med angivelse af følgende:
-
navnet på produktionsanlægget
-
beliggenhed
-
budområde
-
installeret produktionskapacitet (MW)
-
produktionstype
-
ledig kapacitet under hændelsen
-
årsag til den manglende tilgængelighed
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængeligheden
d)
ændringer på 100 MW eller mere af den faktiske tilgængelighed for et produktionsanlæg med en installeret produktionskapacitet på 200 MW eller mere, når den ikke er annonceret ifølge litra b) og forventes at have en varighed af mindst en tidsenhed for markedet, med angivelse af følgende:
-
navnet på produktionsanlægget
-
beliggenhed
-
budområde
-
installeret produktionskapacitet (MW)
-
produktionstype
-
ledig kapacitet under hændelsen
-
årsag til den manglende tilgængelighed samt
-
startdato og forventet slutdato (dag, klokkeslæt) for ændringen i tilgængelighed.
2. Oplysningerne i stk. 1, litra a) og c), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter, at beslutningen om den planlagte manglende tilgængelighed er truffet.
Oplysningerne i stk. 1, litra b) og d), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter ændringen i den faktiske tilgængelighed.
3. Produktionsenhederne inden for en TSO's systemområde leverer dataene i stk. 1 til den pågældende TSO.
Produktionsenhederne anses for de primære ejere af de data, som de leverer.
Artikel 16
Faktisk produktion
1. TSO'erne beregner for deres systemområder følgende oplysninger og indsender dem til ENTSO for elektricitet:
a)
faktisk produceret effekt (MW) pr. tidsenhed for markedet og pr. produktionsenhed på 100 MW installeret produktionskapacitet eller mere
b)
aggregeret produceret effekt pr. tidsenhed for markedet og pr. produktionstype
c)
faktisk eller skønnet vind- og solenergiproduktion (MW) i hvert budområde pr. tidsenhed for markedet
d)
aggregeret ugentlig gennemsnitlig påfyldningshastighed for alle vandreservoirer og vandlagringsanlæg (MWh) pr. budområde, herunder tallet for samme uge året før.
2. Oplysningerne i stk. 1,
a)
litra a), offentliggøres fem dage efter driftsperioden
b)
litra b), offentliggøres senest en time efter driftsperioden
c)
litra c), offentliggøres senest en time efter driftsperioden og ajourføres på baggrund af målte værdier, så snart disse er tilgængelige. Oplysningerne gøres kun tilgængelige for alle budområder i medlemsstater med en årlig vind- og solenergiproduktion på mere end 1 % eller for budområder med en årlig vind- og solenergiproduktion på mere end 5 %
d)
litra d), offentliggøres på den tredje arbejdsdag efter den uge, som de pågældende oplysninger omhandler. Oplysningerne gøres kun tilgængelige for alle budområder i medlemsstater med en årlig produktion af denne type på mere end 10 % eller for budområder med en årlig produktion af denne type på mere end 30 %.
3. Produktionsenheder og -anlæg inden for en TSO's systemområde leverer alle relevante oplysninger, der er nødvendige for beregning af dataene i stk. 1, til den pågældende TSO.
Produktionsenhederne og -anlæggene anses for de primære ejere af de oplysninger, som de hver især leverer.
Artikel 17
Balancering
1. TSO'erne eller, hvis relevant, balanceringsmarkedsoperatørerne beregner for deres systemområder følgende oplysninger og indsender dem til ENTSO for elektricitet:
a)
regler for balancering, herunder:
-
processer for indkøb af forskellige typer af balanceringsreserver og balanceringsenergi
-
metode for betaling for både tilvejebringelse af reserver og aktiveret energi til balancering
-
metode for beregning af gebyrer for ubalancer
-
hvis relevant, en beskrivelse af, hvordan grænseoverskridende balancering mellem to eller flere systemområder udføres, samt krav til producenter og forbrugsenheder for at deltage
b)
mængden af balanceringsreserver i henhold til kontrakt (MW) med TSO med angivelse af følgende:
-
kilden til reserven (produktion eller forbrug)
-
typen af reserve (f.eks. frekvensbegrænsningsreserver, frekvensgendannelsesreserver, udskiftningsreserver)
-
tidsperioden, hvor reserverne er bestilt til (f.eks. time, dag, uge, måned, år mv.)
c)
priser betalt af TSO pr. type af indkøbt balanceringsreserve og pr. indkøbsperiode (valuta/MW/periode)
d)
accepterede aggregerede tilbud pr. tidsenhed for balancering, separat for hver type balanceringsreserve
e)
mængden af aktiveret balanceringsenergi (MW) pr. tidsenhed for balancering og pr. type reserve
f)
priser betalt af TSO'en for aktiveret balanceringsenergi pr. tidsenhed for balancering og pr. type reserve; der indsendes separate prisoplysninger for op- og nedregulering
g)
priser for ubalance pr. tidsenhed for balancering
h)
samlet ubalancemængde pr. tidsenhed for balancering
i)
månedlig finansiel balance for systemområdet med angivelse af følgende:
-
omkostninger for TSO'en til erhvervelse af reserver og aktivering af balanceenergi
-
nettoindtægter for TSO'en fra afregning af ubalancekonti med de for balancering ansvarlige parter
j)
hvis relevant, oplysninger vedrørende balancering på tværs af systemområder pr. tidsenhed for balancering med angivelse af følgende:
-
mængder af udvekslede bud og tilbud pr. tidsenhed for indkøb
-
maksimums- og minimumspriser for udvekslede bud og tilbud pr. tidsenhed for indkøb
-
mængde af balanceringsenergi aktiveret i de pågældende systemområder.
Balanceringsmarkedsoperatørerne anses for de primære ejere af de oplysninger, som de leverer.
2. Oplysningerne i stk. 1,
a)
litra b), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest to timer før, den næste indkøbsproces finder sted
b)
litra c), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter, at indkøbsprocessen afsluttes
c)
litra d), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter driftsperioden
d)
litra e), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest 30 minutter efter driftsperioden. Hvis der offentliggøres foreløbige data, skal tallene ajourføres, når dataene foreligger
e)
litra f), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest en time efter driftsperioden
f)
litra g), offentliggøres så hurtigt som muligt
g)
litra h), offentliggøres så hurtigt som muligt og senest 30 minutter efter driftsperioden. Hvis der offentliggøres foreløbige data, skal tallene ajourføres, når dataene foreligger
h)
litra i), offentliggøres senest tre måneder efter driftsmåneden. Hvis der er tale om foreløbig afregning, ajourføres tallene efter den endelig afregning
i)
litra j), offentliggøres senest en time efter driftsperioden.
Artikel 18
Erstatningsansvar
Erstatningsansvaret for den primære dataejer, dataudbyderen og ENTSO for elektricitet i henhold til denne forordning er begrænset til tilfælde af grov uagtsomhed og/eller forsætlighed. Under ingen omstændigheder er de erstatningspligtige over for personer, der anvender disse data, for tab af profit, tab af omsætning eller andre indirekte ulykkeshændelser, særlige hændelser eller eventuelle skader som følge af vedkommendes manglende overholdelse af forpligtelserne i henhold til denne forordning.
Artikel 19
Ændring af forordning (EF) nr. 714/2009
Punkt 5.5-5.9 i bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009 udgår med virkning fra den 5. januar 2015.
Artikel 20
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i Den Europæiske Unions Tidende.
Artikel 4, stk. 1, finder anvendelse 18 måneder efter, at denne forordning er trådt i kraft.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. juni 2013.
REGOLAMENTO (UE) N. 543/2013 DELLA COMMISSIONE
del 14 giugno 2013
sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell’energia elettrica e recante modifica dell’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio
(Testo rilevante ai fini del SEE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,
visto il regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (1), in particolare l’articolo 18, paragrafo 5,
considerando quanto segue
(1)
Il regolamento (CE) n. 714/2009, in particolare l’articolo 15 e il punto 5 degli orientamenti in materia di gestione e assegnazione della capacità disponibile di trasmissione sulle linee di interconnessione tra sistemi nazionali, di cui all’allegato I dello stesso regolamento, impone ai gestori dei sistemi di trasmissione l’obbligo di pubblicare dati sulla disponibilità delle reti, le capacità di interconnessione e di generazione transfrontaliere, il carico e le interruzioni di rete.
(2)
L’articolo 4, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (2), riconosce che la pubblicazione di informazioni privilegiate conformemente al regolamento (CE) n. 714/2009 o agli orientamenti adottati ai sensi dello stesso regolamento ottempera all’obbligo di comunicazione simultanea, completa ed efficace al pubblico.
(3)
La disponibilità di tali dati è indispensabile per consentire ai partecipanti al mercato di prendere decisioni efficienti in materia di produzione, consumo e scambio. La più profonda integrazione del mercato e il rapido sviluppo delle fonti di energia rinnovabili intermittenti, quali l’eolico e il solare, richiedono la diffusione di informazioni complete, tempestivamente disponibili, di elevata qualità e facilmente assimilabili sui fondamentali dell’offerta e della domanda.
(4)
La tempestiva disponibilità di serie complete di dati sui predetti fondamentali dovrebbe inoltre accrescere la sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Essa dovrebbe consentire ai partecipanti al mercato di far coincidere esattamente offerta e domanda, riducendo i rischi di black-out. In tal modo i gestori dei sistemi di trasmissione potrebbero controllare meglio le loro reti e gestirle in condizioni di maggiore sicurezza e prevedibilità.
(5)
Le misure in materia di trasparenza attualmente in vigore non rispondono completamente ai predetti criteri. Inoltre, le pertinenti informazioni di mercato sono distribuite in modo diseguale tra i partecipanti al mercato, per cui i grandi operatori storici hanno accesso esclusivo alle informazioni relative alle loro infrastrutture, il che pone in situazione di svantaggio i nuovi operatori e gli operatori che non dispongono di infrastrutture proprie.
(6)
Occorre che i partecipanti al mercato dispongano di informazioni tempestive sul consumo atteso. È opportuno che tali informazioni siano regolarmente aggiornate e fornite per periodi di tempo diversi. È necessario che i dati sul consumo reale rispetto al consumo atteso siano messi a disposizione quasi in tempo reale.
(7)
I dati sulle indisponibilità programmate e impreviste delle unità di generazione e delle unità di consumo di energia rientrano tra le informazioni relative all’offerta e alla domanda che rivestono maggiore importanza per i partecipanti al mercato. Occorre che i partecipanti al mercato e i gestori dei sistemi di trasmissione dispongano di informazioni dettagliate in merito a dove, quando e perché le unità di generazione e di consumo non sono o non saranno disponibili e sui tempi previsti di ripristino dell’operatività. Questo tipo di informazioni consentirebbe tra l’altro ai gestori dei sistemi di trasmissione di riallocare meglio le riserve, riducendo in tal modo la probabilità di black-out.
(8)
È opportuno inoltre che i partecipanti al mercato e i gestori dei sistemi di trasmissione dispongano di informazioni dettagliate sulla capacità di generazione installata complessiva, stime sulla generazione programmata complessiva, compresi dati separati sulla generazione intermittente, e dati sulla generazione effettiva dei grandi impianti di produzione a livello delle singole unità.
(9)
Perché sia possibile trasportare l’energia elettrica dai luoghi in cui è disponibile verso i luoghi in cui è maggiormente necessaria e adeguare di conseguenza i portafogli, occorre che i partecipanti al mercato dispongano di informazioni sulle indisponibilità programmate e impreviste dell’attuale infrastruttura di trasmissione transfrontaliera e sui piani di sviluppo infrastrutturale. Occorre inoltre che i gestori dei sistemi di trasmissione forniscano e aggiornino regolarmente i dati sulle capacità di trasmissione transfrontaliera programmate e offerte per diversi periodi di tempo, nonché informazioni sull’allocazione e sull’utilizzo delle capacità.
(10)
A causa della rapida diffusione delle fonti di generazione intermittenti lontano dai centri di consumo, le infrastrutture di trasmissione risultano sempre più congestionate in ampie zone d’Europa. Per ridurre le congestioni i gestori dei sistemi di trasmissione intervengono sempre più spesso nelle operazioni di mercato, chiedendo ai partecipanti al mercato di modificare i loro impegni di generazione o di scambio. Per consentire ai partecipanti al mercato di capire dove e perché si sono rese necessarie misure di gestione delle congestioni, i gestori dei sistemi di trasmissione devono fornire tempestivamente informazioni dettagliate e motivate sulle loro azioni.
(11)
Anche dopo una pianificazione attenta i produttori, i fornitori e i grossisti possono trovarsi in situazione di squilibrio ed essere esposti ai regimi di bilanciamento e di regolamento dei gestori dei sistemi di trasmissione. Per limitare al minimo i rischi di sbilanciamento, i partecipanti al mercato devono disporre tempestivamente di informazioni chiare e accurate sui mercati di bilanciamento. Occorre che i gestori dei sistemi di trasmissione forniscano queste informazioni in un formato comparabile in tutti i paesi, ivi compresi dati sulle riserve oggetto di contratto, sui prezzi pagati e sui volumi attivati a fini di bilanciamento.
(12)
I gestori dei sistemi di trasmissione sono spesso la fonte primaria di informazioni fondamentali pertinenti. Sono essi inoltre che raccolgono e valutano grandi quantità di informazioni per la gestione del sistema. Per fornire un quadro generale delle informazioni pertinenti in tutta l’Unione, occorre che i gestori dei sistemi di trasmissione facilitino la raccolta, la verifica e l’elaborazione dei dati, e che la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E) renda pubblici tali dati mediante una piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni. Per utilizzare al meglio le fonti di trasparenza esistenti, occorre che la ENTSO-E possa ricevere le informazioni destinate alla pubblicazione da terze parti, quali le borse dell’energia elettrica e le piattaforme di trasparenza.
(13)
Occorre pertanto modificare di conseguenza l’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009.
(14)
Il presente regolamento, adottato sulla base del regolamento (CE) n. 714/2009, integra il regolamento stesso e ne costituisce parte integrante. I riferimenti al regolamento (CE) n. 714/2009 devono essere intesi anche come riferimenti al presente regolamento.
(15)
Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all’articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,
HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:
Articolo 1
Oggetto
Il presente regolamento stabilisce la serie minima comune di dati sulla generazione, il trasporto e il consumo di energia elettrica da mettere a disposizione dei partecipanti al mercato. Esso contiene anche disposizioni sulla raccolta e la pubblicazione centralizzate dei dati.
Articolo 2
Definizioni
Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009. Si applicano, inoltre, le seguenti definizioni:
1) «riserve per il bilanciamento»: tutte le risorse, acquisite ex ante o in tempo reale o in ottemperanza a obblighi di legge, di cui il gestore del sistema di trasmissione dispone a fini di bilanciamento;
2) «periodo rilevante di bilanciamento»: il periodo di tempo per il quale è fissato il prezzo delle riserve per il bilanciamento;
3) «zona di offerta»: la più grande area geografica nella quale i partecipanti al mercato sono in grado di scambiare energia senza allocazione di capacità;
4) «allocazione di capacità»: l’attribuzione di capacità interzonale;
5) «unità di consumo»: unità ricevente energia elettrica per proprio uso, esclusi i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione;
6) «area di controllo»: parte coerente del sistema interconnesso, gestita da un gestore unico del sistema e che include carichi fisici collegati e/o unità di generazione, se esistenti;
7) «capacità netta di trasmissione coordinata»: metodo di calcolo della capacità basato sul principio della valutazione e della definizione ex ante dello scambio massimo di energia tra zone di offerta limitrofe;
8) «elemento critico di rete»: elemento di rete, all’interno di una zona di offerta o tra zone di offerta, preso in considerazione nel calcolo della capacità, che limita la quantità di energia elettrica che può essere scambiata;
9) «bilanciamento tra aree di controllo»: sistema di bilanciamento in cui il gestore del sistema di trasmissione può ricevere offerte di attivazione provenienti dalle aree di controllo di altri gestori dei sistemi di trasmissione. Non comprende il ridispacciamento o la fornitura energetica di emergenza;
10) «capacità interzonale»: la capacità del sistema interconnesso di consentire il trasferimento di energia tra zone di offerta;
11) «moneta»: l’euro, se almeno una parte della/e zona/e di offerta in questione è/sono situate in un paese in cui l’euro ha corso legale. In tutti gli altri casi, la moneta locale;
12) «tempo di chiusura»: il momento in cui i gestori dei sistemi di trasmissione devono confermare tutti gli scambi validati in esito sul mercato. Il tempo di chiusura non riguarda unicamente i mercati giornalieri o infragiornalieri ma anche i diversi mercati che coprono gli aggiustamenti dello sbilanciamento e l’allocazione di riserve;
13) «scambio di controflusso»: scambio interzonale avviato dai gestori di sistema tra due zone di offerta per ridurre la congestione fisica;
14) «fornitore dei dati»: il soggetto che invia i dati alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni;
15) «allocazione esplicita»: unicamente l’allocazione di capacità interzonale, senza il trasferimento dell’energia;
16) «parametri basati sul flusso»: i margini disponibili sugli elementi critici di rete ai quali sono associati fattori di distribuzione del trasferimento di energia (PTDF);
17) «unità di generazione»: il singolo generatore di energia elettrica appartenente ad un’unità di produzione;
18) «allocazione implicita»: metodo di gestione della congestione che prevede allo stesso tempo l’ottenimento dell’energia e la capacità interzonale;
19) «periodo rilevante di mercato»: il periodo per il quale è stabilito il prezzo di mercato o il periodo di tempo comune più breve possibile per le due zone di offerta, se i loro periodi rilevanti di mercato sono diversi;
20) «capacità offerta»: la capacità interzonale offerta al mercato dall’allocatore della capacità di trasmissione;
21) «programmato»: evento noto ex ante al proprietario primario dei dati;
22) «fattore di distribuzione del trasferimento di energia (PTDF)»: rappresentazione del flusso fisico su un elemento critico di rete indotta dalla variazione della posizione netta di una zona di offerta;
23) «proprietario primario dei dati»: il soggetto che crea i dati;
24) «unità di produzione»: impianto di produzione di energia elettrica costituito di un’unica unità di generazione o di un insieme di unità di generazione;
25) «profilo»: confine geografico tra una zona di offerta e più zone di offerta limitrofe;
26) «ridispacciamento»: misura attivata da uno o più gestori di sistema, consistente nella modifica del profilo di generazione e/o di carico, al fine di modificare i flussi fisici sul sistema di trasmissione e ridurre la congestione fisica;
27) «carico totale», comprese le perdite al netto dell’energia elettrica utilizzata per lo stoccaggio dell’energia: carico pari alla generazione e alle importazioni, detratte le esportazioni e l’energia elettrica utilizzata per lo stoccaggio dell’energia;
28) «allocatore della capacità di trasmissione»: il soggetto abilitato dai gestori dei sistemi di trasmissione a gestire l’allocazione della capacità interzonale;
29) «carico verticale»: la quantità totale di energia elettrica in uscita dalla rete di trasmissione verso le reti di distribuzione, verso i consumatori finali direttamente collegati o verso la parte consumatrice della generazione;
30) «margine di previsione ad un anno»: differenza tra la previsione annua della capacità di generazione disponibile e la previsione annua del carico totale massimo, tenendo conto delle previsioni della capacità di generazione complessiva, delle previsioni sulla disponibilità della generazione e delle previsioni sulle riserve oggetto di contratto per i servizi di sistema;
31) «ora»: ora locale di Bruxelles.
Articolo 3
Creazione di una piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni
1. La piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni è istituita e gestita in maniera efficace ed efficiente sotto il profilo dei costi nel quadro della rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (di seguito «la ENTSO-E»). La ENTSO-E pubblica sulla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni tutti i dati che i gestori dei sistemi di trasmissione sono tenuti a presentare alla ENTSO-E a norma del presente regolamento.
La piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni è messa gratuitamente a disposizione del pubblico tramite Internet almeno in inglese.
I dati sono aggiornati, facilmente accessibili, scaricabili e disponibili per un periodo di almeno 5 anni. Gli aggiornamenti dei dati sono orodatati, archiviati e messi a disposizione del pubblico.
2. Quattro mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento la ENTSO-E presenta all’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (di seguito «l’Agenzia») una proposta relativa al funzionamento della piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni e ai relativi costi. L’Agenzia formula il suo parere entro tre mesi dalla data di presentazione della proposta.
3. La ENTSO-E assicura che la piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni sia operativa diciotto mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento.
Articolo 4
Presentazione e pubblicazione dei dati
1. I proprietari primari dei dati presentano i dati ai gestori dei sistemi di trasmissione conformemente agli articoli da 6 a 17. Essi assicurano che i dati da essi forniti ai gestori dei sistemi di trasmissione, o ai fornitori di dati nei casi previsti al paragrafo 2, siano completi, della qualità richiesta e forniti in modo da consentire ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai fornitori di dati di elaborare e di fornire i dati alla ENTSO-E in tempo utile per consentire a quest’ultima di rispettare gli obblighi imposti dal presente regolamento in relazione ai termini di pubblicazione delle informazioni.
I gestori dei sistemi di trasmissione, e se del caso i fornitori di dati, elaborano i dati ricevuti e li forniscono alla ENTSO-E in tempo utile per la pubblicazione.
2. I proprietari primari dei dati possono rispettare l’obbligo loro imposto dal paragrafo 1 trasmettendo i dati direttamente alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni, purché facciano ricorso ad un terzo che agisca per loro conto in quanto fornitore di dati. Questa modalità di presentazione dei dati è subordinata all’accordo preliminare del gestore del sistema di trasmissione nella cui area di controllo è ubicato il proprietario primario. Per dare il proprio accordo, il gestore del sistema di trasmissione valuta se il fornitore di dati soddisfa i requisiti di cui al primo comma dell’articolo 5, lettere b) e c).
3. Salvo disposizione contraria, i gestori dei sistemi di trasmissione sono considerati proprietari primari dei dati ai fini degli articoli da 6 a 17.
4. Se una zona di offerta è composta da varie aree di controllo situate in diversi Stati membri, la ENTSO-E pubblica i dati di cui al paragrafo 1 separatamente per gli Stati membri interessati.
5. Fatti salvi gli obblighi a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e della ENTSO-E di cui al paragrafo 1 e all’articolo 3, i dati possono essere pubblicati anche sul sito web dei gestori dei sistemi di trasmissione o di altre parti.
6. Le autorità di regolamentazione nazionali assicurano che i proprietari primari dei dati, i gestori dei sistemi di trasmissione e i fornitori di dati rispettino gli obblighi loro imposti dal presente regolamento.
Articolo 5
Manuale di procedure
1. La ENTSO-E elabora un manuale che specifica:
a)
i dati dettagliati e il formato per la presentazione dei dati di cui all’articolo 4, paragrafo 1;
b)
le modalità e i formati standardizzati per la comunicazione e lo scambio dei dati tra i proprietari primari dei dati, i gestori dei sistemi di trasmissione, i fornitori di dati e la ENTSO-E;
c)
i criteri tecnici e operativi che i fornitori di dati devono rispettare quando forniscono i dati alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni;
d)
la classificazione opportuna dei tipi di produzione di cui all’articolo 14, paragrafo 1, all’articolo 15, paragrafo 1, e all’articolo 16, paragrafo 1.
La ENTSO-E elabora il manuale dopo aver effettuato una consultazione aperta e trasparente dei portatori di interesse.
La ENTSO-E mette il manuale a disposizione del pubblico.
La ENTSO-E provvede, se necessario, all’aggiornamento del manuale. Prima di pubblicare o aggiornare il manuale, la ENTSO-E trasmette per parere il progetto all’Agenzia, la quale formula il suo parere entro due mesi. Il progetto della prima versione è presentato all’Agenzia entro quattro mesi dall’entrata in vigore del presente regolamento.
Articolo 6
Informazioni sul carico totale
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e presentano alla ENTSO-E i seguenti dati per ogni zona di offerta:
a)
il carico totale per periodo rilevante di mercato;
b)
la previsione ad un giorno del carico totale per periodo rilevante di mercato;
c)
la previsione ad una settimana del carico totale per ogni giorno della settimana successiva, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni giorno;
d)
la previsione ad un mese del carico totale per ogni settimana del mese successivo, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni data settimana;
e)
la previsione ad un anno del carico totale per tutte le settimane dell’anno successivo, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni data settimana.
2. Le informazioni di cui
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro due ore prima della chiusura del mercato ad un giorno nella zona di offerta e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate ogni venerdì, entro due ore prima della chiusura del mercato ad un giorno nella zona di offerta e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro una settimana prima del mese di consegna e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
e)
al paragrafo 1, lettera e), sono pubblicate entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono.
3. Le unità di generazione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1, lettera a).
Le unità di generazione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da esse fornite.
4. I gestori dei sistemi di distribuzione ubicati nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1, lettere da b) a e).
I gestori dei sistemi di distribuzione sono considerati proprietari primari delle pertinenti informazioni da essi fornite.
Articolo 7
Informazioni sull’indisponibilità delle unità di consumo
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
l’indisponibilità programmata pari o superiore a 100 MW di un’unità di consumo, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW dell’indisponibilità programmata dell’unità di consumo, che duri almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la zona di offerta,
-
la capacità disponibile per periodo rilevante di mercato nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data prevista di inizio e di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità,
b)
le variazioni della disponibilità effettiva dell’unità di consumo di potenza nominale pari o superiore a 100 MW, specificando:
-
la zona di offerta,
-
la capacità disponibile per periodo rilevante di mercato nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate in forma aggregata per zona di offerta, indicando la somma delle capacità di consumo non disponibili per periodo rilevante di mercato per un dato periodo di tempo, appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione riguardante l’indisponibilità programmata.
Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate in forma aggregata per zona di offerta, indicando la somma delle capacità di consumo non disponibili per periodo rilevante di mercato per un dato periodo di tempo, appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
3. Le unità di consumo ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione calcolano e presentano a quest’ultimo i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di consumo sono considerate proprietario primario dei dati da esse presentati.
Articolo 8
Margine di previsione ad un anno
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E per ogni zona di offerta il margine di previsione ad un anno valutato al periodo rilevante di mercato locale.
Le informazioni sono pubblicate una settimana prima dell’allocazione annua di capacità e comunque entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono.
2. Le unità di generazione e i gestori dei sistemi di distribuzione ubicati nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione e i gestori dei sistemi di distribuzione sono considerati proprietari primari dei dati da esse presentati.
Articolo 9
Infrastrutture di trasmissione
1. I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono e forniscono alla ENTSO-E informazioni sulle modifiche future degli elementi di rete e dei progetti relativi agli interconnettori, tra cui le espansioni o gli smantellamenti nelle loro reti di trasmissione entro i successivi tre anni. Queste informazioni sono fornite solo relativamente a misure ritenute tali da avere un impatto pari ad almeno 100 MW di capacità interzonale tra zone di offerta o sui profili almeno durante un periodo rilevante di mercato. Le informazioni comprendono:
a)
l’indicazione delle infrastrutture in questione;
b)
l’ubicazione;
c)
il tipo di infrastrutture;
d)
l’impatto sulla capacità di interconnessione per direzione tra zone di offerta;
e)
la data prevista di completamento.
Le informazioni sono pubblicate una settimana prima dell’allocazione annua di capacità e comunque entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono. Le informazioni sono aggiornate in caso di variazioni significative prima della fine di marzo, la fine di giugno e la fine di settembre dell’anno a cui l’allocazione si riferisce.
Articolo 10
Informazioni sull’indisponibilità dell’infrastruttura di trasmissione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E le seguenti informazioni:
a)
l’indisponibilità programmata, incluse le variazioni dell’indisponibilità programmata delle interconnessioni e della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone di offerta in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
l’impatto stimato sulla capacità interzonale per direzione tra zone di offerta,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data prevista di inizio e di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
b)
le variazioni della disponibilità effettiva delle interconnessioni e della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone di offerta in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
l’impatto stimato sulla capacità interzonale per direzione tra zone di offerta,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
c)
le variazioni della disponibilità effettiva di infrastrutture di rete off-shore che riducono l’immissione in rete di energia eolica in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
la capacità installata di generazione di energia eolica (MW) collegata all’infrastruttura,
-
l’energia eolica immessa (MW) in rete al momento della variazione della disponibilità,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione sull’indisponibilità programmata.
3. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere b) e c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
4. Per le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere a) e b), i gestori dei sistemi di trasmissione possono scegliere di non indicare l’infrastruttura in questione né di precisarne l’ubicazione, se dette informazioni sono classificate come informazioni sensibili relative alla protezione delle infrastrutture critiche nei rispettivi Stati membri, ai sensi dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2008/114/CE del Consiglio (3). Sono fatti salvi gli obblighi loro imposti dal paragrafo 1 del presente articolo.
Articolo 11
Informazioni relative alla stima e all’offerta di capacità di trasmissione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E le informazioni seguenti, con sufficiente anticipo rispetto alla procedura di allocazione:
a)
la capacità prevista e offerta (MW) per direzione tra zone di offerta, in caso di allocazione coordinata di capacità sulla base della capacità netta di trasmissione; oppure
b)
i pertinenti parametri basati sul flusso, in caso di allocazione di capacità sulla base del flusso.
I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi calcolate e fornite.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate come indicato nell’allegato.
3. In relazione ai collegamenti in corrente continua, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono alla ENTSO-E entro un’ora dopo che le informazioni sono note informazioni aggiornate su eventuali restrizioni all’uso delle capacità transfrontaliere disponibili, anche mediante l’applicazione di limiti di rampa e di limiti agli scambi infragiornalieri.
I gestori di collegamenti in corrente continua sono considerati proprietari primari delle informazioni aggiornate da essi fornite.
4. I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione presentano una relazione annuale alla ENTSO-E, indicando:
a)
i principali elementi critici di rete che limitano la capacità offerta;
b)
le aree di controllo a cui appartengono i principali elementi critici di rete;
c)
in che misura l’alleggerimento degli elementi critici di rete consentirebbe di aumentare la capacità offerta;
d)
tutte le misure possibili che potrebbero essere adottate per aumentare la capacità offerta, assieme alla relativa stima dei costi.
Nel preparare la relazione i gestori dei sistemi di trasmissione possono scegliere di non indicare le infrastrutture in questione né di precisarne l’ubicazione, se dette informazioni sono classificate come informazioni sensibili relative alla protezione delle infrastrutture critiche nei rispettivi Stati membri, ai sensi dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2008/114/CE.
I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari della relazione da essi trasmessa.
Articolo 12
Informazioni relative all’uso della capacità interzonale
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
in caso di allocazione esplicita, per ciascun periodo rilevante di mercato e per ogni direzione tra zone di offerta:
-
la capacità (MW) richiesta dal mercato,
-
la capacità (MW) allocata al mercato,
-
il prezzo della capacità (moneta/MW),
-
i proventi dell’asta (in moneta) per confine tra zone di offerta;
b)
per ogni periodo rilevante di mercato e per direzione tra zone di offerta, la capacità totale oggetto di scambi validati;
c)
prima di ogni allocazione di capacità la capacità totale già allocata nel quadro di precedenti procedure di allocazione per periodo rilevante di mercato e per direzione;
d)
per ogni periodo rilevante di mercato il prezzo ad un giorno in ogni zona di offerta (moneta/MWh);
e)
in caso di allocazione implicita, per ogni periodo rilevante di mercato le posizioni nette di ciascuna zona di offerta (MW) e i proventi delle congestioni (in moneta) per confine tra zone di offerta;
f)
gli scambi commerciali programmati ad un giorno in forma aggregata tra zone di offerta per direzione e periodo rilevante di mercato;
g)
i flussi fisici tra zone di offerta per periodo rilevante di mercato;
h)
la capacità interzonale allocata tra zone di offerta degli Stati membri e di paesi terzi per direzione, per prodotto allocato e per periodo.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettere a) ed e), sono pubblicate entro un’ora dopo ogni allocazione di capacità;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro un’ora dopo ogni procedura di validazione degli scambi;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro la data obbligatoria di pubblicazione dei dati sulla capacità offerta come previsto nell’allegato;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro un’ora dopo la chiusura del mercato;
e)
al paragrafo 1, lettera f), sono pubblicate ogni giorno entro un’ora dopo l’ultimo tempo di chiusura e, laddove applicabile, aggiornate entro due ore dopo ogni procedura infragiornaliera di validazione degli scambi;
f)
al paragrafo 1, lettera g), sono pubblicate per ogni periodo rilevante di mercato quanto più vicino possibile al tempo reale e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
g)
al paragrafo 1, lettera h), sono pubblicate entro un’ora dopo l’allocazione.
3. Gli allocatori della capacità di trasmissione, o laddove applicabile le borse dell’energia elettrica, forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione tutte le informazioni necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi fornite.
Le borse dell’energia elettrica sono considerate proprietari primari delle informazioni da esse fornite.
Articolo 13
Informazioni sulle misure di gestione della congestione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
informazioni riguardanti il ridispacciamento per periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’azione adottata (ossia aumento o diminuzione della produzione; aumento o diminuzione del carico),
-
l’indicazione, l’ubicazione e il tipo degli elementi di rete oggetto dell’azione,
-
il motivo dell’azione,
-
la capacità oggetto dell’azione adottata (MW);
b)
informazioni riguardanti gli scambi di controflusso per periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’azione adottata (ossia aumento o diminuzione dello scambio interzonale),
-
le zone di offerta interessate,
-
il motivo dell’azione,
-
la variazione dello scambio interzonale (MW);
c)
costi sostenuti in un dato mese per le azioni di cui alle lettere a) e b), e ogni altra azione correttiva.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettere a) e b), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni, tranne per le ragioni da pubblicarsi appena possibile e comunque entro un giorno dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro un mese dopo la fine del mese di riferimento.
Articolo 14
Generazione prevista
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
la somma delle capacità di generazione installate (MW) per tutte le unità di produzione esistenti di capacità di generazione installata pari o superiore a 1 MW, per tipo di produzione;
b)
informazioni sulle unità di produzione (esistenti e programmate) con una capacità di generazione installata pari o superiore a 100 MW. Le informazioni comprendono:
-
la denominazione dell’unità,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
l’ubicazione,
-
il livello di tensione della connessione,
-
la zona di offerta,
-
il tipo di produzione;
c)
la stima del totale della generazione programmata (MW) per zona di offerta, per ogni periodo rilevante di mercato del giorno successivo;
d)
la previsione sulla generazione di energia eolica e solare (MW) per zona di offerta, per ogni periodo rilevante di mercato del giorno successivo.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate annualmente entro una settimana prima della fine dell’anno;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate annualmente per i tre anni successivi entro una settimana prima dell’inizio del primo anno al quale i dati si riferiscono;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro le ore 18:00 (ora di Bruxelles) del giorno precedente la consegna effettiva;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro le ore 18:00 (ora di Bruxelles) del giorno precedente la consegna effettiva. Le informazioni sono aggiornate regolarmente e pubblicate nel corso dello scambio infragiornaliero; almeno un aggiornamento deve essere pubblicato alle ore 08:00 (ora di Bruxelles) del giorno della consegna effettiva. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore all’1 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore al 5 %.
3. Le unità di produzione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di produzione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da essi fornite.
Articolo 15
Informazioni sull’indisponibilità delle unità di generazione e di produzione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
l’indisponibilità programmata pari o superiore a 100 MW di un’unità di generazione fino a tre anni prima, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW della indisponibilità programmata dell’unità di generazione, la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione;
-
la denominazione dell’unità di generazione;
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta;
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
b)
le variazioni pari o superiori a 100 MW della disponibilità effettiva dell’unità di generazione la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
la denominazione dell’unità di generazione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
c)
l’indisponibilità programmata fino a tre anni prima di un’unità di produzione di capacità pari o superiore a 200 MW, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW dell’indisponibilità programmata dell’unità di produzione, non pubblicata ai sensi della lettera a), la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
d)
le variazioni pari o superiori a 100 MW della disponibilità effettiva di un’unità di produzione con una capacità di generazione installata pari o superiore a 200 MW, ma non pubblicata ai sensi della lettera a), la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere a) e c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione sull’indisponibilità programmata.
Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere b) e d), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
3. Le unità di generazione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione sono considerate proprietari primari dei dati da esse forniti.
Articolo 16
Generazione effettiva
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
la generazione effettiva (MW) per periodo rilevante di mercato e per unità di generazione con capacità di generazione installata pari o superiore a 100 MW;
b)
la generazione aggregata per periodo rilevante di mercato e per tipo di produzione;
c)
la generazione effettiva o stimata di energia eolica e solare (MW) in ogni zona di offerta per periodo rilevante di mercato;
d)
il tasso medio settimanale aggregato di riempimento di tutti gli impianti a serbatoio idrico e a stoccaggio idrico (MWh) per zona di offerta, compresi i dati relativi alla stessa settimana dell’anno precedente.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate cinque giorni dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni e sono aggiornate sulla base di valori misurati appena si rendono disponibili. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore all’1 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore al 5 %;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate il terzo giorno lavorativo successivo alla settimana alla quale le informazioni si riferiscono. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di questo tipo di generazione superiore al 10 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di questo tipo di generazione superiore al 30 %.
3. Le unità di generazione e le unità di produzione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione e le unità di produzione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da esse fornite.
Articolo 17
Bilanciamento
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, i gestori del mercato di bilanciamento, nei casi in cui tale mercato esista, forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
le regole di bilanciamento, tra cui:
-
le procedure per l’acquisizione di tipi diversi di riserve per il bilanciamento e di energia di bilanciamento,
-
la metodologia di remunerazione sia della fornitura delle riserve che dell’energia attivata per il bilanciamento,
-
il metodo di calcolo dei costi di sbilanciamento,
-
laddove applicabile, la descrizione delle modalità di effettuazione del bilanciamento transfrontaliero tra due o più aree di controllo e le condizioni di partecipazione dei generatori e del carico;
b)
l’importo delle riserve per il bilanciamento (MW) che il gestore del sistema di trasmissione ha sotto contratto, specificando:
-
la fonte della riserva (generazione o carico),
-
il tipo di riserva (ad esempio riserva di contenimento della frequenza, riserva di ripristino della frequenza, riserva di sostituzione),
-
il periodo di tempo delle riserve oggetto di contratto (ad esempio, ora, giorno, settimana, mese, anno ecc.);
c)
i prezzi pagati dal gestore del sistema di trasmissione per tipo di riserva per il bilanciamento acquisita e per periodo di acquisizione (moneta/MW/periodo);
d)
le offerte accettate aggregate per periodo rilevante di bilanciamento, separatamente per ogni tipo di riserva per il bilanciamento;
e)
la quantità di energia di bilanciamento attivata (MW) per periodo rilevante di bilanciamento e per tipo di riserva;
f)
i prezzi pagati dal gestore del sistema di trasmissione per l’energia di bilanciamento attivata per periodo rilevante di bilanciamento e per tipo di riserva. Le informazioni sui prezzi sono fornite separatamente per il regolamento ascendente e discendente;
g)
i prezzi di sbilanciamento per periodo rilevante di bilanciamento;
h)
il volume totale di sbilanciamento per periodo rilevante di bilanciamento;
i)
il saldo finanziario mensile dell’area di controllo, specificando:
-
le spese sostenute dal gestore del sistema di trasmissione per l’acquisizione di riserve e per l’attivazione dell’energia di bilanciamento,
-
i proventi netti del gestore del sistema di trasmissione dopo il regolamento dei conti di sbilanciamento con i soggetti responsabili del bilanciamento;
j)
laddove applicabile, informazioni sul bilanciamento tra aree di controllo per periodo rilevante di bilanciamento, specificando:
-
i volumi delle offerte di acquisto e di vendita scambiate per unità di tempo di acquisizione,
-
i prezzi minimi e massimi delle offerte di acquisto e di vendita scambiate per unità di tempo di acquisizione,
-
il volume dell’energia di bilanciamento nelle aree di controllo interessate.
I gestori del mercato di bilanciamento sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi fornite.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate appena possibile e comunque entro due ore prima dell’esecuzione della successiva procedura di acquisizione;
b)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la fine della procedura di acquisizione;
c)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
d)
al paragrafo 1, lettera e), sono pubblicate appena possibile e comunque entro trenta minuti dopo il periodo delle operazioni; In caso di dati preliminari, le cifre sono aggiornate dopo che i dati diventano disponibili;
e)
al paragrafo 1, lettera f), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
f)
al paragrafo 1, lettera g), sono pubblicate appena possibile;
g)
al paragrafo 1, lettera h), sono pubblicate appena possibile e comunque entro trenta minuti dopo il periodo delle operazioni; In caso di dati preliminari, le cifre sono aggiornate dopo che i dati diventano disponibili;
h)
al paragrafo 1, lettera i), sono pubblicate entro tre mesi dopo il mese delle operazioni. In caso di regolamento preliminare, i dati sono aggiornati dopo il regolamento definitivo;
i)
al paragrafo 1, lettera j), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni.
Articolo 18
Responsabilità
La responsabilità del proprietario dei dati, del fornitore dei dati e della ENTSO-E ai sensi dal presente regolamento è limitata ai soli casi di dolo e/o colpa grave. In ogni caso i predetti soggetti non sono tenuti a risarcire l’utilizzatore dei dati per mancato guadagno, perdita di attività o ogni altro danno indiretto, incidentale, speciale o consequenziale di qualsiasi tipo derivante dalla violazione dei loro obblighi ai sensi del presente regolamento.
Articolo 19
Modifica del regolamento (CE) n. 714/2009
I punti da 5.5 a 5.9 dell’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 sono abrogati a decorrere dal 5 gennaio 2015.
Articolo 20
Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea.
L’articolo 4, paragrafo 1, si applica diciotto mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
Fatto a Bruxelles, il 14 giugno 2013