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.
VERORDNUNG (EU) Nr. 543/2013 DER KOMMISSION
vom 14. Juni 2013
über die Übermittlung und die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten und zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates
(Text von Bedeutung für den EWR)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (1), insbesondere auf Artikel 18 Absatz 5,
in Erwägung nachstehender Gründe:
(1)
Nach der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, insbesondere nach Artikel 15 und Anhang I Punkt 5 der Leitlinien für das Management und die Vergabe verfügbarer Übertragungskapazitäten auf Verbindungsleitungen zwischen nationalen Netzen, müssen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Daten veröffentlichen, die die Verfügbarkeit von Netzen, die Kapazitäten grenzüberschreitender Verbindungsleitungen, Erzeugung, Last und Netzausfälle betreffen.
(2)
Gemäß Artikel 4 Absatz 4 der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (2) gilt die Veröffentlichung von Insider-Informationen, die im Einklang mit der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder den nach ihr verabschiedeten Leitlinien erfolgt, als eine zeitgleiche, vollständige und tatsächliche Bekanntgabe.
(3)
Die Verfügbarkeit solcher Daten ist unerlässlich, damit die Marktteilnehmer effiziente Erzeugungs-, Verbrauchs- und Handelsentscheidungen treffen können. Eine vertiefte Marktintegration und der rasche Ausbau der schwankenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen wie der Wind- und Solarenergie erfordern die Offenlegung vollständiger, rechtzeitig verfügbarer, qualitativ hochwertiger und leicht verwertbarer Fundamentaldaten zu Angebot und Nachfrage.
(4)
Die rechtzeitige Verfügbarkeit vollständiger Fundamentaldatensätze sollte auch die Energieversorgungssicherheit verbessern. Sie sollte es den Marktteilnehmern ermöglichen, Angebot und Nachfrage genau aufeinander abzustimmen und so das Risiko von Stromausfällen zu verringern. Dies hätte zur Folge, dass die ÜNB ihre Netze besser regeln und unter besser vorhersehbaren und sichereren Bedingungen betreiben könnten.
(5)
Die derzeitigen Transparenzmaßnahmen werden diesen Kriterien nicht in vollem Umfang gerecht. Außerdem sind die relevanten Marktinformationen unter den Marktteilnehmern ungleich verteilt, wobei große etablierte Marktteilnehmer in Bezug auf ihre eigenen Anlagen über einen exklusiven Zugang zu Informationen verfügen, wodurch neue Marktteilnehmer oder Marktteilnehmer ohne eigene Anlagen benachteiligt sind.
(6)
Den Marktteilnehmern sollten Informationen über den voraussichtlichen Verbrauch rechtzeitig zur Verfügung gestellt werden. Diese Informationen sollten regelmäßig aktualisiert und für verschiedene Zeitraster bereitgestellt werden. Ferner sollten Informationen über die tatsächliche Entwicklung des erwarteten Verbrauchs kurz nach Echtzeit zur Verfügung gestellt werden.
(7)
Zu den für die Marktteilnehmer wichtigsten angebots- und nachfragerelevanten Informationen gehören Informationen über die geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeit von Stromerzeugungseinheiten und Verbraucheinheiten. Den Marktteilnehmern und ÜNB müssen detaillierte Informationen darüber bereitgestellt werden, wo, wann und weshalb Einheiten für die Erzeugung bzw. den Verbrauch nicht zur Verfügung stehen bzw. stehen werden und wann sie voraussichtlich den Betrieb wieder aufnehmen. Dies sollte auch zu einer besseren Neuvergabe der Reserven durch die ÜNB beitragen und dadurch die Wahrscheinlichkeit von Stromausfällen verringern.
(8)
Die Marktteilnehmer und ÜNB sollten außerdem detaillierte Informationen über die installierte Gesamterzeugungskapazität, Schätzungen der gesamten fahrplanmäßigen Erzeugung, einschließlich getrennter Schätzungen für die variable Erzeugung, und Daten auf Ebene der Einheiten über die tatsächliche Erzeugung größerer Produktionsanlagen erhalten.
(9)
Um den Strom vom Ort, an dem er verfügbar ist, dorthin zu bringen, wo er am meisten benötigt wird, und um die Portfolios entsprechend anzupassen, sollte der Markt Informationen über die geplante und ungeplante Verfügbarkeit der vorhandenen grenzüberschreitenden Übertragungsinfrastruktur und über Pläne für den Ausbau der Infrastruktur erhalten. Ferner sollten die ÜNB Daten über geplante und angebotene grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten für verschiedene Zeithorizonte sowie Informationen, die die Kapazitätsvergabe und -nutzung betreffen, bereitstellen und regelmäßig aktualisieren.
(10)
Aufgrund des schnellen Ausbaus variabler Erzeugungsquellen fernab der Verbrauchszentren sind in weiten Teilen Europas vermehrt Engpässe in der Übertragungsinfrastruktur aufgetreten. Zur Minderung von Engpässen haben die ÜNB immer häufiger in den Marktbetrieb eingegriffen und Marktteilnehmer angewiesen, ihre Erzeugungs- oder Handelsfahrpläne zu ändern. Damit der Markt verstehen kann, wo und weshalb Engpassmanagementmaßnahmen notwendig sind, müssen die ÜNB rechtzeitig verfügbare, detaillierte und fundierte Informationen über ihr Handeln bereitstellen.
(11)
Selbst nach sorgfältiger Planung kann es sein, dass zwischen Erzeugern, Versorgern und Händlern keine ausgeglichene Situation besteht und sie den Regelungen der ÜNB für die Regel- und Ausgleichsenergie und deren Abrechnung unterliegen. Um das Risiko von Ungleichgewichten optimal begrenzen zu können, benötigen die Marktteilnehmer genaue, klare und rechtzeitig verfügbare Informationen über die Regelenergiemärkte. Die ÜNB sollten Informationen dieser Art in einem über die Grenzen hinweg vergleichbaren Format zur Verfügung stellen, darunter Einzelheiten zu den von ihnen kontrahierten Reserven, den gezahlten Preisen und den für Ausgleichszwecke abgerufenen Mengen.
(12)
Vielfach sind die ÜNB die primäre Quelle wichtiger grundlegender Informationen. Zudem sind sie es gewöhnt, große Mengen an Informationen für den Netzbetrieb zu erheben und zu prüfen. Damit ein Gesamtüberblick über die relevanten Informationen unionsweit gegeben ist, sollten die ÜNB die Erhebung, Überprüfung und Verarbeitung der Daten erleichtern, und sollte der Europäische Verbund der Übertragungsnetzbetreiber („ENTSO-Strom“) die Daten über eine zentrale Informationstransparenzplattform der Öffentlichkeit zur Verfügung stellen. Im Interesse einer möglichst optimalen Nutzung vorhandener Transparenzquellen sollte der ENTSO-Strom bestimmte Informationen von Dritten, z. B. von Strombörsen und Transparenzplattformen, zwecks Veröffentlichung erhalten können.
(13)
Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sollte daher entsprechend geändert werden.
(14)
Diese Verordnung wurde auf der Grundlage der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erlassen, die sie ergänzt und dessen Bestandteil sie ist. Verweise auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in anderen Rechtsakten gelten als Verweise auch auf diese Verordnung.
(15)
Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen stehen in Einklang mit der Stellungnahme des gemäß Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 eingesetzten Ausschusses -
HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:
Artikel 1
Gegenstand
In dieser Verordnung wird der Mindestsatz an gemeinsamen Daten festgelegt, die die Erzeugung, den Transport und den Verbrauch von Strom betreffen und den Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellen sind. Ferner sind in ihr Bestimmungen über eine zentrale Erhebung und Veröffentlichung der Daten enthalten.
Artikel 2
Begriffsbestimmungen
Im Rahmen dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen von Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009. Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:
1.
„Regelreserven“ sind alle ex ante oder in Echtzeit oder aufgrund von rechtlichen Verpflichtungen beschaffte Ressourcen, die dem ÜNB für Ausgleichszwecke zur Verfügung stehen;
2.
„Ausgleichsenergiezeiteinheit“ ist der Zeitraum, für den der Preis für die Inanspruchnahme von Regelreserven bestimmt wird;
3.
„Gebotszone“ ist das größte geografische Gebiet, in dem Marktteilnehmer ohne Kapazitätsvergabe Energie austauschen können;
4.
„Kapazitätsvergabe“ bezeichnet die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität;
5.
„Verbrauchseinheit“ ist eine Ressource, die elektrische Energie zur eigenen Nutzung erhält, wobei ÜNB und Verteilernetzbetreiber (VNB) nicht eingeschlossen sind;
6.
„Regelzone“ ist ein von einem einzigen Übertragungsnetzbetreiber betriebener zusammenhängender Teil des Verbundnetzes und umfasst angeschlossene physikalische Lasten und/oder gegebenenfalls Erzeugungseinheiten;
7.
„koordinierte Nettoübertragungskapazität (NTC)“ ist eine Kapazitätsberechnungsmethode, die auf dem Grundsatz beruht, dass ein maximaler Austausch von Energie zwischen angrenzenden Gebotszonen ex ante geprüft und festgelegt wird;
8.
„kritisches Netzelement“ ist ein Netzelement entweder innerhalb einer Gebotszone oder zwischen Gebotszonen, das bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt wird und die Strommenge, die ausgetauscht werden kann, begrenzt;
9.
„regelzonenübergreifender Regelenergieaustausch“ bezeichnet ein Ausgleichssystem, bei dem ein ÜNB Gebote für eine Aktivierung aus den Gebieten anderer ÜNB erhalten kann; der Begriff schließt das Redispatching oder die Lieferung von Energie im Notfall nicht ein;
10.
„zonenübergreifende Kapazität“ bezeichnet die Fähigkeit des Verbundnetzes, einen Energietransfer zwischen den Gebotszonen zu ermöglichen;
11.
„Währung“ ist der Euro, wenn mindestens ein Teil der betroffenen Gebotszone(n) zu einem Land gehört, in dem der Euro gesetzliches Zahlungsmittel ist. In allen anderen Fällen ist sie die lokale Währung;
12.
„Zeitpunkt für Fahrplanbestätigungen“ („Cut off Time“) ist der Zeitpunkt, zu dem die ÜNB dem Markt alle abgeglichenen Nominierungen bestätigen müssen; Dieser Zeitpunkt bezieht sich nicht nur auf tägliche oder untertägliche Märkte, sondern auch auf die verschiedenen Märkte für den Ausgleich von Ungleichgewichten und für die Vergabe von Reserven;
13.
„Countertrading“ bezeichnet einen zonenübergreifenden Austausch zwischen zwei Gebotszonen, der von den Netzbetreibern zur Minderung physikalischer Engpässe initiiert wird;
14.
„Datenlieferant“ ist die Stelle, die die Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform sendet;
15.
„explizite Vergabe“ bedeutet die Vergabe lediglich der zonenübergreifenden Kapazität ohne die Übertragung von Energie;
16.
„lastflussbasierte Parameter“ sind die bei kritischen Netzelementen verfügbaren Margen mit den dazugehörigen Energieflussverteilungsfaktoren (PTDF-Faktoren);
17.
„Erzeugungseinheit“ ist eine einzelne Stromerzeugungseinheit, die zu einer Produktionseinheit gehört;
18.
„implizite Vergabe“ bezeichnet eine Methode des Engpassmanagements, bei der die Energie zur gleichen Zeit wie die zonenübergreifende Kapazität erhalten wird;
19.
„Marktzeiteinheit“ ist der Zeitraum, für den der Marktpreis bestimmt wird, oder der für die beiden Gebotszonen kürzest mögliche gemeinsame Zeitraum, falls deren Marktzeiteinheiten voneinander abweichen;
20.
„angebotene Kapazität“ ist die zonenübergreifende Kapazität, die von der die Übertragungskapazität vergebenden Stelle angeboten wird;
21.
„geplant“ bezeichnet ein Ereignis, das dem Primäreigentümer der Daten ex ante bekannt ist;
22.
„Energieflussverteilungsfaktor“ (power transfer distribution factor, PTDF) ist eine Darstellung des physikalischen Lastflusses auf einem kritischen Netzelement, der durch die Veränderung der Nettoposition einer Gebotszone hervorgerufen wird;
23.
„Primäreigentümer der Daten“ ist die Stelle, die die Daten generiert;
24.
„Produktionseinheit“ ist eine Anlage zur Stromerzeugung, die aus einer einzelnen Erzeugungseinheit oder aus einer Zusammenfassung mehrerer Erzeugungseinheiten besteht;
25.
„Profil“ bezeichnet eine geografische Grenze zwischen einer Gebotszone und mehreren benachbarten Gebotszonen;
26.
„Redispatching“ bezeichnet eine Maßnahme, die von einem oder mehreren Netzbetreibern durch die Veränderung des Erzeugungs- und/oder des Lastmusters aktiviert wird, um die physikalischen Lastflüsse im Übertragungsnetz zu ändern und physikalische Engpässe zu mindern;
27.
„Gesamtlast“, einschließlich Verluste ohne den für die Speicherung von Energie genutzten Strom, ist eine Last, die gleich der Erzeugung und aller Importe abzüglich aller Exporte und des für die Speicherung von Energie verwendeten Stroms ist;
28.
„Übertragungskapazitätsvergabestelle“ ist die Stelle, die von den ÜNB mit der Vergabe der zonenübergreifenden Kapazitäten beauftragt wird;
29.
„vertikale Last“ ist die Gesamtstrommenge, die aus dem Übertragungsnetz in die Verteilernetze an direkt angeschlossene Endkunden oder als Verbrauch an die Erzeugung abfließt;
30.
„prognostizierte Marge für das Folgejahr“ bezeichnet die Differenz zwischen der jährlichen Prognose über die verfügbare Erzeugungskapazität und der jährlichen Prognose über die maximale Gesamtlast unter Berücksichtigung der Prognose über die Gesamterzeugungskapazität, der Prognose über die Verfügbarkeit der Erzeugung und der Prognose über die für Systemdienstleistungen kontrahierten Reserven;
31.
„Zeit“ ist die Brüsseler Ortszeit.
Artikel 3
Einrichtung einer zentralen Informationstransparenzplattform
(1) Innerhalb des Europäischen Verbunds der Übertragungsnetzbetreiber („ENTSO-Strom“) wird eine zentrale Informationstransparenzplattform eingerichtet und auf effiziente und kosteneffektive Weise betrieben. Der ENTSO-Strom veröffentlicht auf der zentralen Informationstransparenzplattform alle Daten, die die ÜNB dem ENTSO-Strom gemäß dieser Verordnung übermitteln müssen.
Die zentrale Informationstransparenzplattform steht der Öffentlichkeit unentgeltlich über das Internet und zumindest in englischer Sprache Verfügung.
Die Daten müssen aktuell, leicht zugänglich, herunterladbar und mindestens fünf Jahre lang verfügbar sein. Datenaktualisierungen müssen mit einem Zeitstempel versehen, archiviert und der Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt werden.
(2) Der ENTSO-Strom legt der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden („Agentur“) vier Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen Vorschlag für den Betrieb der zentralen Informationstransparenzplattform und für die damit verbundenen Kosten vor. Die Agentur nimmt innerhalb von drei Monaten nach der Übermittlung des Vorschlags dazu Stellung.
(3) Der ENTSO-Strom sorgt dafür, dass die zentrale Informationstransparenzplattform 18 Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung in Betrieb ist.
Artikel 4
Übermittlung und Veröffentlichung von Daten
(1) Die Primäreigentümer der Daten übermitteln den ÜNB die Daten gemäß den Artikeln 6 bis 17. Sie sorgen dafür, dass die Daten, die sie an die ÜNB oder in Fällen, in denen dies gemäß Absatz 2 vorgesehen ist, an Datenlieferanten übermitteln, vollständig sind, der geforderten Qualität entsprechen und so bereitgestellt werden, dass die ÜNB oder die Datenlieferanten die Daten bearbeiten und sie dem ENTSO-Strom mit ausreichendem zeitlichen Vorlauf übermitteln können, damit der ENTSO-Strom seinen Verpflichtungen aufgrund dieser Verordnung in Bezug auf den Zeitpunkt der Veröffentlichung der Informationen nachkommen kann.
Die ÜNB und gegebenenfalls die Datenlieferanten verarbeiten die Daten, die sie erhalten, und stellen sie dem ENTSO-Strom rechtzeitig für die Veröffentlichung zur Verfügung.
(2) Primäreigentümer der Daten können ihrer Verpflichtung gemäß Absatz 1 durch die direkte Übermittlung der Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform nachkommen, sofern sie einen Dritten einschalten, der als Datenlieferant in ihrem Namen auftritt. Diese Art der Datenübermittlung unterliegt der vorherigen Zustimmung des ÜNB, in dessen Regelzone sich der Primäreigentümer befindet. Bei der Erteilung der Zustimmung hat der ÜNB zu prüfen, ob der Datenlieferant die Anforderungen in Artikel 5 erster Unterabsatz Buchstaben b und c erfüllt.
(3) Soweit nicht anders festgelegt, gelten für die Zwecke der Artikel 6 bis 17 die ÜNB als Primäreigentümer der Daten.
(4) Falls eine Gebotszone aus mehreren Regelzonen in verschiedenen Mitgliedstaaten besteht, veröffentlicht der ENTSO-Strom die in Absatz 1 genannten Daten für die betreffenden Mitgliedstaaten getrennt.
(5) Unbeschadet der in Absatz 1 und in Artikel 3 festgelegten Verpflichtungen der ÜNB und des ENTSO-Strom können die Daten auch auf den Internetseiten der ÜNB oder anderer Parteien veröffentlicht werden.
(6) Die nationalen Regulierungsbehörden sorgen dafür, dass die Primäreigentümer der Daten, die ÜNB und die Datenlieferanten ihren aus dieser Verordnung erwachsenden Verpflichtungen nachkommen.
Artikel 5
Verfahrenshandbuch
Der ENTSO-Strom erstellt ein Handbuch mit den folgenden Angaben:
a)
Einzelheiten und Format der Datenübermittlung gemäß Artikel 4 Absatz 1;
b)
standardisierte Vorgehensweisen und Formate für die Übertragung und den Austausch von Daten zwischen den Primäreigentümern der Daten, den Datenlieferanten und dem ENTSO-Strom;
c)
technische und operative Kriterien, die die Datenlieferanten bei der Übermittlung von Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform erfüllen müssten;
d)
geeignete Klassifizierung der in Artikel 14 Absatz 1, Artikel 15 Absatz 1 und Artikel 16 Absatz 1 genannten Produktionstypen.
Der ENTSO-Strom erstellt das Handbuch nach einer offenen und transparenten Konsultation der beteiligten Interessenvertreter.
Der ENTSO-Strom stellt das Handbuch der Öffentlichkeit zur Verfügung.
Das Handbuch wird vom ENTSO-Strom im Bedarfsfall aktualisiert. Vor der Veröffentlichung oder der Aktualisierung des Handbuchs legt der ENTSO-Strom der Agentur einen Entwurf zur Stellungnahme vor, die die Agentur innerhalb von zwei Monaten abgibt. Der Entwurf der ersten Fassung wird der Agentur innerhalb von vier Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung vorgelegt.
Artikel 6
Informationen über die Gesamtlast
(1) Für ihre Regelzonen berechnen die ÜNB die folgenden Daten und übermitteln sie dem ENTSO-Strom für jede Gebotszone:
a)
die Gesamtlast pro Marktzeiteinheit;
b)
eine Prognose für den Folgetag über die Gesamtlast pro Marktzeiteinheit;
c)
eine Prognose für die Folgewoche über die Gesamtlast für jeden Tag der folgenden Woche, die für jeden Tag einen Höchst- und Mindestlastwert enthält;
d)
eine Prognose für den Folgemonat über die Gesamtlast für jede Woche des folgenden Monats, die für jede Woche einen Höchst- und Mindestlastwert enthält;
e)
eine Prognose für das Folgejahr über die Gesamtlast für jede Woche des folgenden Jahres, die für jede Woche einen Höchst- und Mindestlastwert enthält.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe a werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens zwei Stunden vor dem Gebotsannahmeschluss des vortäglichen Markts in der Gebotszone veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;
c)
Absatz 1 Buchstabe c werden jeden Freitag spätestens zwei Stunden vor dem Gebotsannahmeschluss des vortäglichen Markts in der Gebotszone veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;
d)
Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens eine Woche vor dem Liefermonat veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;
e)
Absatz 1 Buchstabe e werden spätestens am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Daten beziehen, veröffentlicht.
(3) Erzeugungseinheiten mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 Buchstabe a genannten Daten erforderlich sind.
Erzeugungseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
(4) Verteilernetzbetreiber (VNB) mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 Buchstaben b bis e genannten Daten erforderlich sind.
VNB gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
Artikel 7
Informationen über die Nichtverfügbarkeit von Verbrauchseinheiten
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
die geplante Nichtverfügbarkeit einer Verbrauchseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit von Verbrauchseinheiten in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die mindestens eine Marktzeiteinheit dauert, mit folgenden Angaben:
-
Gebotszone,
-
verfügbare Kapazität pro Marktzeiteinheit während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
voraussichtliches Anfangs- und Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
b)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Verbrauchseinheit mit einer Abnahmeleistung von mindestens 100 MW mit folgenden Angaben:
-
Gebotszone,
-
verfügbare Kapazität pro Marktzeiteinheit während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Informationen werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde, nachdem die Entscheidung über die geplante Nichtverfügbarkeit getroffen wurde, in aggregierter Form pro Gebotszone veröffentlicht mit Angabe der Summe der pro Marktzeiteinheit während eines bestimmten Zeitraums nicht verfügbaren Verbrauchskapazitäten.
Die in Absatz 1 Buchstabe b genannten Informationen werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Änderung der tatsächlichen Verfügbarkeit, in aggregierter Form pro Gebotszone veröffentlicht mit Angabe der Summe der pro Marktzeiteinheit während eines bestimmten Zeitraums nicht verfügbaren Verbrauchskapazitäten.
(3) Verbrauchseinheiten mit Standort in einer Regelzone des ÜNB berechnen die in Absatz 1 genannten Daten und übermitteln sie diesem ÜNB.
Verbrauchseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen übermittelten Daten.
Artikel 8
Prognostizierte Marge für das Folgejahr
(1) Für ihre Regelzonen berechnen die ÜNB die prognostizierte Marge für das Folgejahr, ermittelt für die lokale Marktzeiteinheit, und stellen sie dem ENTSO-Strom für jede Gebotszone zur Verfügung.
Die Informationen werden ein Jahr vor der jährlichen Kapazitätsvergabe veröffentlicht, jedoch nicht später als am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Daten beziehen.
(2) Erzeugungseinheiten und VNB mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 genannten Daten erforderlich sind.
Erzeugungseinheiten und VNB gelten als Primäreigentümer der von ihnen übermittelten Daten.
Artikel 9
Übertragungsinfrastruktur
Die ÜNB erstellen Informationen über künftige Änderungen der Netzelemente und über Projekte für Verbindungsleitungen, einschließlich des Ausbaus oder Rückbaus ihrer Übertragungsnetze in den nächsten drei Jahren, und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung. Diese Informationen sind nur für Maßnahmen anzugeben, bei denen zu erwarten ist, dass sie sich während mindestens einer Marktzeiteinheit mit mindestens 100 MW auf die zonenübergreifende Kapazität zwischen den Gebotszonen oder auf die Profile auswirken. Die Informationen umfassen Folgendes:
a)
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
b)
Standort,
c)
Art der Anlage,
d)
Auswirkung auf die Verbindungskapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,
e)
voraussichtliches Datum der Fertigstellung.
Die Informationen werden eine Woche vor der jährlichen Kapazitätsvergabe veröffentlicht, jedoch nicht später als am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Vergabe bezieht. Die Informationen werden mit den relevanten Änderungen vor Ende März, Ende Juni und Ende September des Jahres, auf das sich die Vergabe bezieht, aktualisiert.
Artikel 10
Informationen über die Nichtverfügbarkeit von Übertragungsinfrastruktur
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die geplante Nichtverfügbarkeit, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit von Verbindungsleitungen und Änderungen im Übertragungsnetz, die die zonenübergreifende Kapazitäten zwischen den Gebotszonen während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringert, mit folgenden Angaben:
-
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
-
Standort,
-
Art der Anlage,
-
voraussichtliche Auswirkungen auf die zonenübergreifende Kapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,
-
Gründe für die Nichtverfügbarkeit,
-
voraussichtliches Anfangs- und Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
b)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit von Verbindungsleitungen und Änderungen im Übertragungsnetz, die die zonenübergreifenden Kapazitäten zwischen den Gebotszonen während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringern, mit folgenden Angaben:
-
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
-
Standort,
-
Art der Anlage,
-
voraussichtliche Auswirkungen auf die zonenübergreifende Kapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,
-
Gründe für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
c)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit von Offshore-Netzinfrastruktur, die die Einspeisung von Windenergie während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringern, mit folgenden Angaben:
-
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
-
Standort,
-
Art der Anlage,
-
an die Anlage angeschlossene installierte Windstromerzeugungskapazität (MW),
-
zum Zeitpunkt der Änderung der Verfügbarkeit eingespeister Windstrom (MW),
-
Gründe für die Nichtverfügbarkeit,
-
das Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde, nachdem die Entscheidung über die geplante Nichtverfügbarkeit getroffen wird.
(3) Die in Absatz 1 Buchstaben b und c genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Änderung der tatsächlichen Verfügbarkeit.
(4) Hinsichtlich der in Absatz 1 Buchstaben a und b genannten Informationen können die ÜNB sich dafür entscheiden, die betroffene Anlage und ihren Standort nicht anzugeben, wenn die Informationen darüber in dem jeweiligen Mitgliedstaat gemäß Artikel 2 Buchstabe d der Richtlinie 2008/114/EG des Rates (3) als vertrauliche Informationen über den Schutz kritischer Infrastrukturen eingestuft sind. Hiervon sind ihre sonstigen in Absatz 1 genannten Verpflichtungen unberührt.
Artikel 11
Informationen über die Schätzung und das Angebot zonenübergreifender Kapazitäten
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen mit ausreichendem Vorlauf vor dem Vergabeverfahren die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die prognostizierte und die angebotene Kapazität (MW) pro Richtung zwischen den Gebotszonen im Fall der Kapazitätsvergabe auf Basis der koordinierten Nettoübertragungskapazität oder
b)
die relevanten lastflussbasierten Parameter im Fall der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe.
Die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen gelten als Primäreigentümer der von ihnen ermittelten und bereitgestellten Informationen.
(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Informationen werden wie im Anhang beschrieben veröffentlicht.
(3) Für Gleichstromverbindungsleitungen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom spätestens eine Stunde, nachdem die Informationen vorliegen, aktualisierte Informationen über etwaige Einschränkungen der Nutzung der verfügbaren grenzüberschreitenden Kapazität bereit, die auch durch Rampungsbeschränkungen oder Begrenzungen der untertäglichen Übertragungskapazitäten verursacht werden.
Betreiber von Gleichspannungsverbindungsleitungen gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten aktualisierten Informationen.
(4) Die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen übermitteln dem ENTSO-Strom einen jährlichen Bericht mit folgenden Angaben:
a)
wichtigste kritische Netzelemente, die die angebotene Kapazität begrenzen;
b)
Regelzone(n), zu denen die kritischen Netzelemente gehören;
c)
Umfang, in dem eine Entlastung auf den kritischen Netzelementen die angebotene Kapazität erhöhen würde;
d)
alle möglichen Maßnahmen, die zur Steigerung der angebotenen Kapazität umgesetzt werden könnten, zusammen mit deren geschätzten Kosten.
Die ÜNB können sich dafür entscheiden, die betroffene Anlage und ihren Standort nicht anzugeben, wenn die Informationen darüber in dem jeweiligen Mitgliedstaat gemäß Artikel 2 Buchstabe d der Richtlinie 2008/114/EG als vertrauliche Informationen über den Schutz kritischer Infrastrukturen eingestuft sind.
Die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen gelten als Primäreigentümer des von ihnen bereitgestellten Berichts.
Artikel 12
Informationen über die Nutzung zonenübergreifender Kapazitäten
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
im Fall von expliziten Vergaben für jede Markzeiteinheit und pro Richtung zwischen den Gebotszonen
-
die vom Markt nachgefragte Kapazität (MW),
-
die an den Markt vergebene Kapazität (MW),
-
den Preis der Kapazität (Währung/MW),
-
die Auktionserlöse (Währung) pro Grenze zwischen den Gebotszonen;
b)
für jede Marktzeiteinheit und pro Richtung zwischen den Gebotszonen die nominierte Gesamtkapazität;
c)
vor jeder Kapazitätsvergabe die durch frühere Vergabeverfahren bereits vergebene Gesamtkapazität pro Marktzeiteinheit und pro Richtung;
d)
für jede Marktzeiteinheit die Preise für den Folgetag in jeder Gebotszone (Währung/MWh);
e)
im Fall von impliziten Vergaben für jede Marktzeiteinheit die Nettopositionen jeder Gebotszone (MW) und die Engpasserlöse (Währung) pro Grenze zwischen den Gebotszonen;
f)
die fahrplanmäßigen kommerziellen Austausche für den Folgetag in aggregierter Form zwischen den Gebotszonen pro Richtung und Marktzeiteinheit;
g)
die physikalischen Lastflüsse zwischen den Gebotszonen pro Marktzeiteinheit;
h)
die zwischen den Gebotszonen in den Mitgliedstaaten und Drittländern vergebenen zonenübergreifenden Kapazitäten pro Richtung, pro vergebenes Produkt und Zeitraum.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstaben a und e werden spätestens eine Stunde nach jeder Kapazitätsvergabe veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens eine Stunde nach jeder Nominierungsrunde veröffentlicht;
c)
Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens dann veröffentlicht, wenn die Veröffentlichung der Daten über die angebotene Kapazität gemäß Anhang ansteht;
d)
Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens eine Stunde nach dem Gebotsannahmeschluss veröffentlicht;
e)
Absatz 1 Buchstabe f werden jeden Tag spätestens eine Stunde nach dem letzten Zeitpunkt für Fahrplanbestätigungen („Cut Off Time“) veröffentlicht und im Bedarfsfall spätestens zwei Stunden nach jedem untertäglichen Nominierungsverfahren aktualisiert;
f)
Absatz 1 Buchstabe g werden für jede Marktzeiteinheit möglichst echtzeitnah, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
g)
Absatz 1 Buchstabe h werden spätestens eine Stunde nach der Vergabe veröffentlicht.
(3) Die Übertragungskapazitätsvergabestellen oder gegebenenfalls die Strombörsen stellen den ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 genannten Daten erforderlich sind.
Übertragungskapazitätsvergabestellen gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Informationen.
Strombörsen gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Informationen.
Artikel 13
Informationen über Maßnahmen des Engpassmanagements
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
Informationen zum Redispatching pro Marktzeiteinheit mit folgenden Angaben:
-
getroffene Maßnahmen (d. h. Erhöhung oder Verringerung der Produktion, Erhöhung oder Verringerung der Last),
-
genaue Angabe der von den Maßnahmen betroffenen Netzelemente, Standort und Art der Netzelemente,
-
Gründe für die Maßnahmen,
-
Kapazität, die durch die getroffenen Maßnahmen beeinflusst wird (MW).
b)
Informationen zum Countertrading pro Marktzeiteinheit mit folgenden Angaben:
-
getroffene Maßnahmen (d. h. der Erhöhung oder der Verringerung des zonenübergreifenden Austauschs),
-
betroffene Gebotszonen,
-
Gründe für die Maßnahme,
-
Veränderung beim zonenübergreifenden Austausch (MW).
c)
die Kosten, die in einem bestimmtem Monat infolge von Maßnahmen gemäß Buchstaben a und b sowie infolge sonstiger Abhilfemaßnahmen entstanden sind.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstaben a und b werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach dem Betriebszeitraum, mit Ausnahme der Gründe, die so bald wie möglich, jedoch nicht später als einen Tag nach dem Betriebszeitraum veröffentlicht werden;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens einen Monat nach dem Ende des jeweiligen Monats veröffentlicht.
Artikel 14
Prognose über die Erzeugung
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die Summe der installierten Erzeugungskapazität (MW) für alle vorhandenen Produktionseinheiten mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 1 MW, pro Produktionstyp;
b)
Daten zu den (vorhandenen und geplanten) Produktionseinheiten mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 100 MW. Diese Daten umfassen Folgendes:
-
Namen der Einheit,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Standort,
-
Anschlussspannungsebene,
-
Gebotszone,
-
Produktionstyp;
c)
eine Schätzung der gesamten fahrplanmäßigen Erzeugung (MW) pro Gebotszone pro Marktzeiteinheit des Folgetages;
d)
eine Prognose über die Wind- und Solarstromerzeugung (MW) pro Gebotszone pro Marktzeiteinheit des Folgetages.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe a werden jährlich spätestens eine Woche vor Jahresende veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden jährlich für die drei Folgejahre spätestens eine Woche vor dem Beginn des ersten Jahres, auf das sich die Daten beziehen, veröffentlicht;
c)
Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens um 18.00 Brüsseler Ortszeit einen Tag vor der tatsächlichen Lieferung veröffentlicht;
d)
Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens um 18.00 Uhr Brüsseler Ortszeit einen Tag vor der tatsächlichen Lieferung veröffentlicht. Die Informationen werden regelmäßig aktualisiert und während des untertäglichen Handels veröffentlicht, wobei mindestens eine Aktualisierung um 8.00 Uhr Brüsseler Ortszeit am Tag der tatsächlichen Lieferung zu veröffentlichen ist. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 1 % pro Jahr oder für Gebotszonen mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 5 % pro Jahr bereitgestellt.
(3) Produktionseinheiten mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz genannten Daten erforderlich sind.
Produktionseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
Artikel 15
Informationen über die Nichtverfügbarkeit von Erzeugungs- und Produktionseinheiten
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
die geplante Nichtverfügbarkeit einer Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit dieser Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauert, bis zu drei Jahre im Voraus mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Name der Erzeugungseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
b)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Name der Erzeugungseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit und
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
c)
die geplante Nichtverfügbarkeit einer Produktionseinheit in einer Größenordnung von mindestens 200 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit dieser Produktionseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die jedoch nicht gemäß Buchstabe a veröffentlicht wurden und die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, bis zu drei Jahre im Voraus mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
d)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Produktionseinheit mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 200 MW in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die jedoch nicht gemäß Buchstabe b veröffentlicht wurden und die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit und
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
(2) Die in Absatz 1 Buchstaben a und c genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde, nachdem die Entscheidung über die geplante Nichtverfügbarkeit getroffen wird.
Die in Absatz 1 Buchstaben b und d genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Änderung der tatsächlichen Verfügbarkeit.
(3) Die Verbrauchseinheiten mit Standort in einer Regelzone des ÜNB stellen diesem ÜNB die in Absatz 1 genannten Daten zur Verfügung.
Erzeugungseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Daten.
Artikel 16
Tatsächliche Erzeugung
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die tatsächliche Erzeugung (MW) pro Marktzeiteinheit und pro Erzeugungseinheit mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 100 MW;
b)
die aggregierte Erzeugung pro Marktzeiteinheit und pro Produktionstyp;
c)
die tatsächliche oder geschätzte Wind- und Solarstromerzeugung (MW) in jeder Gebotszone pro Marktzeiteinheit;
d)
die aggregierte durchschnittliche wöchentliche Befüllungsrate aller Wasserspeicher und Wasserspeicherkraftwerke (MWh) pro Gebotszone, einschließlich der Zahl für dieselbe Woche des Vorjahres.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe a werden fünf Tage nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
c)
gemäß Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht und auf der Grundlage von Messwerten aktualisiert, sobald diese vorliegen. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 1 % pro Jahr oder für Gebotszonen mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 5 % pro Jahr bereitgestellt;
d)
gemäß Absatz 1 Buchstabe d werden am dritten Arbeitstag nach der Woche, auf die sich die Informationen beziehen, veröffentlicht. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Einspeisequote von mehr als 10 % pro Jahr für diese Art der Erzeugung oder für Gebotszonen mit einer Einspeisequote von mehr als 30 % pro Jahr für diese Art der Erzeugung bereitgestellt.
(3) Erzeugungs- und Produktionseinheiten mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 genannten Daten erforderlich sind.
Erzeugungs- und Produktionseinheiten gelten jeweils als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
Artikel 17
Regel- und Ausgleichsenergie
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB oder gegebenenfalls die Betreiber von Regelenergiemärkten, sofern solche Märkte existieren, dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
Regeln für Regel- und Ausgleichsenergie, die Folgendes einschließen:
-
die Verfahren für die Beschaffung verschiedener Arten von Regelreserven und von Regelenergie,
-
die Methode für die Vergütung sowohl der Bereitstellung von Reserven als auch der für den Ausgleich abgerufenen Energie,
-
die Methode für die Berechnung der Ausgleichsenergieentgelte,
-
gegebenenfalls eine Beschreibung, wie der grenzüberschreitende Ausgleich von Regelleistung und -energie zwischen zwei oder mehr Regelzonen durchgeführt wird, und die Bedingungen für die Teilnahme von Erzeugern und Verbrauchern;
b)
die Höhe der vom ÜNB kontrahierten Regelreserven (MW) mit folgenden Angaben:
-
Reservequelle (Erzeugung oder Last),
-
Art der Reserve (z. B. Primärreserve, Sekundärreserve, Minutenreserve),
-
Zeitraum, für den die Reserven kontrahiert werden (z. B. Stunde, Tag, Woche, Monat, Jahr usw.);
c)
von dem ÜNB pro Art der beschafften Regelreserve und pro Beschaffungszeitraum gezahlte Preise (Währung/MW/Zeitraum);
d)
akzeptierte aggregierte Angebote pro Ausgleichsenergiezeiteinheit, getrennt für jede Art der Regelreserve;
e)
die Menge der abgerufenen Regelleistung (MW) pro Ausgleichsenergiezeiteinheit und pro Reserveart;
f)
von dem ÜNB für die abgerufene Regelenergie pro Ausgleichsenergiezeiteinheit und pro Reserveart gezahlte Preise; die Preisinformationen sind für die positive und negative Regelrichtung getrennt mitzuteilen;
g)
Ausgleichsenergiepreise pro Ausgleichsenergiezeiteinheit;
h)
Gesamtausgleichsvolumen pro Ausgleichsenergiezeiteinheit;
i)
monatlicher finanzieller Saldo der Regelzone mit folgenden Angaben:
-
Aufwendungen, die dem ÜNB für die Beschaffung der Reserven und für den Abruf der Regelenergie entstanden sind,
-
Nettoerlöse des ÜNB nach der Abrechnung der Ausgleichsenergiekonten mit den Bilanzkreisverantwortlichen;
j)
gegebenenfalls Informationen über den regelzonenübergreifenden Ausgleich pro Ausgleichsenergiezeiteinheit mit folgenden Angaben:
-
Volumen der ausgetauschten Gebote und Angebote pro Beschaffungszeiteinheit,
-
Höchst- und Mindestpreise der ausgetauschten Gebote und Angebote pro Beschaffungszeiteinheit,
-
Volumen der in den betroffenen Regelzonen abgerufenen Regelenergie.
Betreiber von Regelenergiemärkten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Informationen.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe b werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als zwei Stunden vor dem nächsten Beschaffungsverfahren veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe c werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach dem Ende des Beschaffungsverfahrens veröffentlicht;
c)
Absatz 1 Buchstabe d werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
d)
Absatz 1 Buchstabe e werden so bald wie möglich, jedoch spätestens 30 Minuten nach der Betriebsperiode veröffentlicht. Falls die Daten vorläufig sind, werden die Zahlen aktualisiert, sobald die Daten vorliegen;
e)
Absatz 1 Buchstabe f werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
f)
Absatz 1 Buchstabe g werden so bald wie möglich veröffentlicht;
g)
Absatz 1 Buchstabe h werden so bald wie möglich, jedoch spätestens 30 Minuten nach der Betriebsperiode veröffentlicht. Falls die Daten vorläufig sind, werden die Zahlen aktualisiert, sobald die Daten vorliegen;
h)
Absatz 1 Buchstabe i werden spätestens drei Monate nach dem Betriebsmonat veröffentlicht. Falls die Abrechnung vorläufig ist, werden die Zahlen nach der endgültigen Abrechnung aktualisiert;
i)
Absatz 1 Buchstabe j werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht.
Artikel 18
Haftung
Die Haftung des Primäreigentümers der Daten, des Datenlieferanten und des ENTSO-Strom im Rahmen dieser Verordnung wird auf Fälle von grober Fahrlässigkeit und/oder Vorsatz begrenzt. In keinem Fall sind sie verpflichtet, einer Person, die die Daten verwendet, einen etwaigen Gewinnausfall, entgangene Geschäftsmöglichkeiten oder sonstige indirekte zufällige Schäden, besondere Schäden oder Folgeschäden jedweder Art, die aus einem Verstoß gegen ihre Verpflichtungen aus dieser Verordnung entstehen, zu ersetzen.
Artikel 19
Änderung der Verordnung (EG) Nr. 714/2009
In Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 werden die Punkte 5.5 bis 5.9 mit Wirkung vom 5. Januar 2015 gestrichen.
Artikel 20
Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Artikel 4 Absatz 1 wird 18 Monate nach Inkrafttreten dieser Verordnung wirksam.
Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.
Brüssel, den 14. Juni 2013