РЕГЛАМЕНТ (ЕС) № 543/2013 НА КОМИСИЯТА
от 14 юни 2013 година
за представяне и публикуване на данни на пазарите за електроенергия и за изменение на приложение I към Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета
(текст от значение за ЕИП)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно условията за достъп до мрежата за трансграничен обмен на електроенергия и за отмяна на Регламент (ЕО) № 1228/2003 (1), и по-специално член 18, параграф 5 от него,
като има предвид, че:
(1)
Регламент (ЕО) № 714/2009, и по-специално член 15 от него, и точка 5 от Насоките за управление и разпределяне на наличния преносен капацитет на междусистемните електропроводи между националните системи, посочени в приложение I към същия регламент, определят изисквания за операторите на преносни системи (ОПС) да публикуват данни за разполагаемостта на мрежите, капацитета на трансграничните междусистемни електропроводи, производството, товара и мрежовите ремонти.
(2)
В член 4, параграф 4 от Регламент (ЕС) № 1227/2011 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2011 г. относно интегритета и прозрачността на пазара за търговия на едро с енергия (2) се признава, че публикуването на вътрешна информация в съответствие с Регламент (ЕО) № 714/2009 и/или насоките, приети съгласно него, представлява едновременно, пълно и действително публично оповестяване.
(3)
Наличието на такива данни е абсолютно необходимо, за да могат участниците на пазара да вземат ефективни решения относно производството, потреблението и търговията. По-дълбоката пазарна интеграция и бързото развитие на производството на електроенергия от непостоянни възобновяеми източници на енергия, като например вятърната и слънчевата, налагат оповестяването на пълна, своевременно достъпна, висококачествена и лесно разбираема основна информация във връзка с търсенето и предлагането.
(4)
Своевременното осигуряване на пълни набори от основни данни следва също така да повиши сигурността на енергийните доставки. То следва да дава възможност на участниците на пазара да постигнат точно съответствие между предлагането и търсенето, така че да се намали рискът от прекъсвания на електроснабдяването. В резултат ОПС следва да са в състояние по-добре да контролират своите мрежи и да ги експлоатират при по-предвидими и сигурни условия.
(5)
Сегашните мерки за прозрачност не отговарят напълно на тези критерии. Освен това значимата информация за пазара е неравномерно разпределена между участниците на пазара, като големите традиционни участници разполагат с изключителен достъп до информация във връзка със своите собствени активи, което поставя в неизгодно положение новите участници на пазара или участниците без собствени активи.
(6)
На участниците на пазара следва да се предоставя навременна информация за очакваното потребление. Тази информация следва редовно да се актуализира и да се предоставя за различни времеви периоди. Информацията относно действителното развитие на очакваното потребление също следва да бъде на разположение с малко закъснение.
(7)
Планираната и непланираната неразполагаемост на произвеждащи и потребяващи електроенергия единици спада към най-важната информация за участниците на пазара във връзка с предлагането и търсенето. Участниците на пазара и ОПС се нуждаят от подробна информация за това къде, кога и защо конкретни единици не са или няма да бъдат на разположение за производство или потребление и кога се очаква те да се върнат в действие. Това следва също така да помогне на ОПС по-добре да преразпределят резервите си, така че да се намали вероятността за прекъсвания в електроснабдяването.
(8)
Участниците на пазара и ОПС следва също да получават подробна информация за общата инсталирана генерираща мощност, оценки за общото планирано електропроизводство, в това число отделно за непостоянното електропроизводство, и данни на равнище отделна голяма производствена единица за действителното електропроизводство.
(9)
С оглед да бъде в състояние да осъществи пренос на електроенергия от мястото, където е налична тя, до друго място, където има най-голяма нужда от нея, и съответно да адаптира портфейлите, пазарът следва да получава информация относно планираната и непланираната неразполагаемост на съществуващата трансгранична преносна инфраструктура и относно плановете за развитие на инфраструктурата. ОПС следва да предоставят и редовно актуализирани данни относно планирания и предлагания трансграничен преносен капацитет за различни времеви хоризонти, както и информация във връзка с разпределянето и използването на капацитета.
(10)
Бързото изграждане на мощности за производството на електроенергия от непостоянни източници далеч от центровете на потребление доведе до растящо претоварване на преносната инфраструктура в големи части от Европа. За облекчаване на претоварването ОПС все по-често се намесват в пазарните операции, като дават указания на участниците на пазара да променят своите производствени или търговски ангажименти. С цел участниците на пазара да разберат къде и защо са станали необходими мерки за управление на претоварването, ОПС трябва да предоставят своевременна, подробна и обоснована информация за своите действия.
(11)
Дори след внимателно планиране може да няма баланс между производители, доставчици и търговци, вследствие на което да бъдат подложени на режима на ОПС за балансиране и сетълмент (уреждане на взаимоотношенията). С цел оптимално да се намали рискът от дисбаланс, участниците на пазара се нуждаят от точна, ясна и навременна информация за пазарите на балансираща електроенергия. Операторите на преносни системи следва да предоставят такава информация в сходен формат за трансгранично ползване, включително подробности за договорените от тях резерви, платените цени и активираните обеми с цел балансиране.
(12)
ОПС често са основният източник на съответната основна информация. Те също така традиционно събират и оценяват големи количества информация във връзка с експлоатацията на своите системи. С оглед да се осигури общ поглед върху значимата информация в целия Съюз, ОПС следва да улесняват събирането, проверката и обработката на данни, а Европейската мрежа на операторите на преносни системи (ЕМОПС) за електроенергия следва да предоставя тези данни на обществеността чрез централна информационна платформа за прозрачност. С оглед на възможно най-доброто използване на съществуващите източници с цел прозрачност, ЕМОПС за електроенергия следва да има възможност да получава за публикуване информация от трети страни, като например енергийни борси и платформи за прозрачност.
(13)
Поради това приложение I към Регламент (ЕО) № 714/2009 следва да бъде съответно изменено.
(14)
Настоящият регламент е приет въз основа на Регламент (ЕО) № 714/2009, който допълва и от който е неразделна част. Позоваванията на Регламент (ЕО) № 714/2009 в други правни актове се разбират и като позовавания на настоящия регламент.
(15)
Мерките, предвидени в настоящия регламент, са в съответствие със становището на комитета, посочен в член 23, параграф 1 от Регламент (ЕО) № 714/2009,
ПРИЕ НАСТОЯЩИЯ РЕГЛАМЕНТ:
Член 1
Предмет
Настоящият регламент определя минималния общ набор от данни, отнасящи се до производството, преноса и потреблението на електроенергия, които трябва да се предоставят на всички участници на пазара. Той предвижда също така централно събиране и публикуване на данните.
Член 2
Определения
За целите на настоящия регламент се прилагат определенията в член 2 от Регламент (ЕО) № 714/2009. В допълнение се прилагат следните определения:
1.
„балансиращи резерви“ означава всички ресурси, доставени предварително или в реално време, или съгласно правни задължения, които са на разположение на ОПС с цел балансиране;
2.
„единичен период за балансиране“ означава периодът, за който е определена цената за балансиращите резерви;
3.
„пазарна зона“ означава най-голямата географска зона, в която участниците на пазара могат да обменят енергия без разпределяне на капацитета;
4.
„разпределяне на капацитета“ означава определянето на междузоновия капацитет;
5.
„потребяваща единица“ означава ресурс, който получава електроенергия за собствена употреба, с изключение на ОПС и на операторите на разпределителни системи (ОРС);
6.
„контролна зона“ означава обособена част от взаимосвързаната система, която се управлява само от един системен оператор и включва свързани физически товари и/или генераторни единици, ако има такива;
7.
„координиран нетен преносен капацитет“ означава метод за изчисляване на капацитета въз основа на принципа на оценка и предварително определяне на максималния енергиен обмен между съседни пазарни зони;
8.
„критичен мрежови елемент“ означава даден мрежови елемент или в рамките на пазарна зона, или между пазарни зони, който е взет предвид в процеса на изчисляване на капацитета, като ограничава количеството на енергията, която може да бъде обменяна;
9.
„балансиране между контролни зони“ означава схема на балансиране, при която един ОПС може да получи от зони на други ОПС оферти за активиране. То не включва повторното диспечиране или подаване на енергия в извънредни ситуации;
10.
„междузонов капацитет“ означава способността на взаимосвързаната система да осъществява пренос на енергия между пазарни зони;
11.
„валута“ е евро, ако поне една част от съответната(ите) пазарна(и) зона(и) е част от държава, в която еврото е законно платежно средство. Във всички други случаи тя е местната валута;
12.
„краен срок“ означава моментът във времето, до който ОПС трябва да потвърдят всички съгласувани заявки на пазара. Крайният срок се отнася не само за пазарите в рамките на ден или на част от ден, а и за различните пазари за коригиране на дисбаланс и за разпределяне на резерви;
13.
„насрещна търговия“ означава междузонов обмен, започнат от системни оператори между две пазарни зони за облекчаване на физическо претоварване;
14.
„доставчик на данни“ означава предприятие, което изпраща данните до централната информационна платформа за прозрачност;
15.
„явно разпределяне“ означава само разпределението на междузоновия капацитет, без преноса на енергия;
16.
„основани на потока параметри“ означава наличните маржове за критични мрежови елементи със съответните фактори за разпределение на преноса на електроенергия;
17.
„генераторна единица“ означава самостоятелен генератор на електроенергия, принадлежащ към електропроизводствена единица;
18.
„неявно разпределяне“ означава метод за управление на претоварването, при който енергията се получава едновременно с междузоновия капацитет;
19.
„единичен пазарен период“ означава периодът, за който е установена пазарната цена, или най-краткият възможен общ период от време за двете пазарни зони, ако техните единични пазарни периоди са различни;
20.
„предлаган капацитет“ означава междузоновия капацитет, предлаган на пазара от разпределителя на преносен капацитет;
21.
„планиран“ означава събитие, което е известно предварително на първоначалния собственик на съответните данни;
22.
„фактор за разпределение на преноса на електроенергия“ означава представяне на физическия поток върху даден критичен мрежови елемент, породен от промяната на нетната позиция на пазарна зона;
23.
„първоначален собственик на данни“ означава субектът, който генерира данните;
24.
„електропроизводствена единица“ означава съоръжение за производство на електроенергия, състоящо се от една генераторна единица или от съвкупност от генераторни единици;
25.
„профил“ означава географска граница между една пазарна зона и няколко съседни пазарни зони;
26.
„повторно диспечиране“ означава мярка, задействана от един или няколко системни оператори за промяна на графика за производство и/или товаровия график, за да се променят физическите потоци в преносната система и да се облекчи физическо претоварване;
27.
„сумарен товар“, включително загубите, но без количеството, използвано за акумулиране на енергия, означава товарът, който се получава, като от произведеното количество плюс вноса се приспаднат износът и количеството, използвано за акумулиране на енергия;
28.
„разпределител на преносен капацитет“ означава субекта, който е упълномощен от ОПС да управлява разпределянето на междузоновия капацитет;
29.
„вертикален товар“ означава общото количество енергия, подавано от преносната мрежа към разпределителните мрежи, към пряко свързани крайни клиенти и към потребяващата енергия част от електропроизвеждащите мощности;
30.
„марж в прогнозите за година напред“ означава разликата между прогнозирания годишен наличен производствен капацитет за електроенергия и прогнозирания годишен максимален сумарен товар, като се вземат предвид прогнозата за общия производствен капацитет, прогнозата за разполагаемостта на производствените мощности и прогнозата за резервите, договорени за системни услуги;
31.
„време“ означава местното време в Брюксел.
Член 3
Създаване на централна информационна платформа за прозрачност
1. В рамките на Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ЕМОПС за електроенергия) се създава централна информационна платформа за прозрачност, която се експлоатира по ефикасен и икономически ефективен начин. ЕМОПС за електроенергия публикува чрез централната информационна платформа за прозрачност всички данни, които операторите на преносни системи са длъжни да ѝ представят в съответствие с настоящия регламент.
Централната информационна платформа за прозрачност е на безплатно разположение на обществеността чрез интернет поне на английски език.
Данните трябва да са актуални, лесно достъпни, изтеглими от интернет и на разположение най-малко 5 години. Актуализациите на данните трябва да са с времеви печат, архивирани и предоставени на разположение на обществеността.
2. ЕМОПС за електроенергия представя в Агенцията за сътрудничество между регулаторите на енергия (Агенцията) предложение относно функционирането на централната информационна платформа за прозрачност и свързаните с нея разходи четири месеца след влизането в сила на настоящия регламент. Агенцията дава становището си в срок от три месеца от датата на представяне на предложението.
3. ЕМОПС за електроенергия гарантира, че централната информационна платформа за прозрачност е в действие 18 месеца след датата на влизане в сила на настоящия регламент.
Член 4
Представяне и публикуване на данни
1. Първоначалните собственици на данни представят данни на ОПС в съответствие с членове 6-17. Те гарантират, че данните, предоставяни от тях на ОПС или на доставчиците на данни, когато това е предвидено съгласно параграф 2, са пълни, с изискваното качество и предоставени по начин, който да позволява на ОПС или на доставчиците на данни да обработят и предадат данните на ЕМОПС за електроенергия в достатъчен срок, за да може ЕМОПС за електроенергия да изпълни задълженията си по настоящия регламент за своевременно публикуване на информация.
ОПС и съответно доставчиците на данни обработват получените от тях данни и ги предоставят своевременно за публикуване на ЕМОПС за електроенергия.
2. Първоначалните собственици на данни могат да изпълнят задълженията си, предвидени в параграф 1, като представят данни пряко на централната информационна платформа за прозрачност, при условие че използват трета страна, която действа като доставчик на данни от тяхно име. За този начин на представяне на данни се изисква предварителното съгласие на ОПС, в чиято контролна зона е установен първоначалният собственик. При предоставянето на съгласието си ОПС преценява дали доставчикът на данни отговаря на изискванията, посочени в член 5, първа алинея, букви б) и в).
3. ОПС се считат за първоначални собственици на данни за целите на членове 6-17, с изключение на случаите, в които е предвидено друго.
4. В случай че една пазарна зона се състои от няколко контролни зони в различни държави членки, ЕМОПС за електроенергия публикува посочените в параграф 1 данни поотделно за съответните държави членки.
5. Без да се засягат задълженията на операторите на преносни системи и на ЕМОПС за електроенергия, посочени в параграф 1 и член 3, данни могат да бъдат публикувани и на уебсайтове на ОПС или на други страни.
6. Националните регулаторни органи гарантират, че първоначалните собственици на данните, операторите на преносни системи и доставчиците на данни изпълняват задълженията си по силата на настоящия регламент.
Член 5
Наръчник за процедурите
ЕМОПС за електроенергия изготвя наръчник, в който се определят точно:
а)
подробностите и форматът за представяне на данните, предвидени в член 4, параграф 1;
б)
стандартизирани методи и формати за предаване и обмен на данни между първоначалните собственици на данни, ОПС, доставчиците на данни и ЕМОПС за електроенергия;
в)
техническите и оперативните критерии, на които трябва да отговарят доставчиците на данни при предоставянето на данни на централната информационна платформа за прозрачност;
г)
подходяща класификация на видовете производство, посочени в член 14, параграф 1, член 15, параграф 1 и член 16, параграф 1.
ЕМОПС за електроенергия изготвя наръчника след открити и прозрачни консултации със заинтересованите страни.
ЕМОПС за електроенергия предоставя ръководството на разположение на обществеността.
Когато е необходимо, ЕМОПС за електроенергия актуализира наръчника. Преди да публикува или актуализира наръчника, ЕМОПС за електроенергия представя съответния проект на Агенцията за становище, което Агенцията дава в срок от два месеца. Проектът за първото издание се представя на Агенцията в срок от четири месеца след влизането в сила на настоящия регламент.
Член 6
Информация относно общия товар
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и представят следните данни на ЕМОПС за електроенергия за всяка пазарна зона:
а)
сумарният товар за единичен пазарен период;
б)
прогноза за един ден напред за сумарния товар за единичен пазарен период;
в)
прогноза за една седмица напред за сумарния товар за всеки ден от следващата седмица, която за всеки ден включва максимална и минимална стойност на товара;
г)
прогноза за един месец напред за общия товар за всяка седмица от следващия месец, която за дадена седмица включва максимална и минимална стойност на товара;
д)
прогноза за една година напред за сумарния товар за всяка седмица от следващата година, която за дадена седмица включва максимална и минимална стойност на товара.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква а), се публикува не по-късно от един час след оперативния период;
б)
в параграф 1, буква б), се публикува не по-късно от два часа преди затварянето на пазара за сделки за ден напред в пазарната зона и се актуализира, ако настъпят значителни промени;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува всеки петък не по-късно от два часа преди затварянето на пазара за сделки за ден напред в пазарната зона и се актуализира, ако настъпят значителни промени;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува не по-късно от една седмица преди месеца на доставката и се актуализира, ако настъпят значителни промени;
д)
в параграф 1, буква д), се публикува не по-късно от 15-ия календарен ден на месеца, предшестващ годината, за която се отнася информацията.
3. Генераторните единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1, буква а).
Генераторните единици се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях съответна информация.
4. Операторите на разпределителни системи (ОРС), намиращи се в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1, букви от б) до д).
ОРС се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях съответна информация.
Член 7
Информация относно неразполагаемостта на потребяващи единици
1. За своите контролни зони ОПС предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
планираната неразполагаемост на потребяваща единица от 100 MW или повече, включително промени от 100 MW или повече в планираната неразполагаемост на потребяващи единици, продължаваща най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
пазарната зона,
-
наличния капацитет за единичен пазарен период по време на събитието,
-
причината за планираната неразполагаемост,
-
датата на очакваното начало и край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
б)
промените в действителната разполагаемост на потребяваща единица с номинална мощност 100 MW или повече, като посочват:
-
пазарната зона,
-
наличния капацитет за единичен пазарен период по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта.
2. Информацията, определена в параграф 1, буква а), се публикува в агрегирана форма за пазарната зона възможно най-бързо, но не по-късно от един час след вземането на решението относно планираната неразполагаемост, като се посочва сумарният неразполагаем капацитет за потребление за единичен пазарен период през даден период.
Информацията, определена в параграф 1, буква б), се публикува в агрегирана форма за пазарната зона възможно най-бързо, но не по-късно от един час след промяната в действителната разполагаемост, като се посочва сумарният неразполагаем капацитет за потребление за единичен пазарен период през даден период.
3. Потребяващите единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, изчисляват и представят на този ОПС данните, посочени в параграф 1.
Потребяващите единици се считат за първоначален собственик на предоставените от тях данни.
Член 8
Марж в прогнозите за година напред
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят на ЕМОПС за електроенергия за всяка пазарна зона маржа в прогнозите за година напред, оценен за местния единичен пазарен период.
Информацията се публикува една седмица преди годишното разпределяне на капацитета, но не по-късно от 15-ия календарен ден на месеца, предшестващ годината, за която се отнасят данните.
2. Генераторните единици и операторите на разпределителни системи (ОРС), намиращи се в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата значима информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Генераторните единици и ОРС се считат за първоначални собственици на предоставяните от тях данни.
Член 9
Преносна инфраструктура
1. ОПС изготвят и предоставят на ЕМОПС за електроенергия информация относно бъдещи промени в мрежови елементи и проекти за междусистемни електропроводи, включително разширяване или демонтиране в своите преносни системи през следващите три години. Тази информация се дава само за мерки, които се очаква да окажат въздействие от поне 100 MW върху междузоновия капацитет между пазарни зони или върху профили в продължение най-малко на един единичен пазарен период. Информацията включва:
а)
идентификацията на съответните активи;
б)
местонахождението;
в)
вида на актива;
г)
въздействието върху междусистемния преносен капацитет за всяка посока между пазарните зони;
д)
очакваната дата на завършване.
Информацията се публикува една седмица преди годишното разпределяне на капацитета, но не по-късно от 15-ия календарен ден на месеца, предшестващ годината, за която се отнася разпределението. Информацията се актуализира със съответните промени преди края на март, края на юни и края на септември в годината, за която се отнася разпределението.
Член 10
Информация относно неразполагаемостта на преносната инфраструктура
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят на ЕМОПС за електроенергия данни относно:
а)
планираната неразполагаемост, включително промени в планираната неразполагаемост на междусистемни електропроводи и в преносната мрежа, която намалява междузоновия капацитет между пазарни зони със 100 MW или повече в продължение на най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
идентификацията на съответните активи,
-
местонахождението,
-
вида на актива,
-
очакваното въздействие върху междузоновия капацитет за всяка посока между пазарните зони,
-
причини за неразполагаемостта,
-
датата на очакваното начало и край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
б)
промени в действителната разполагаемост на междусистемните електропроводи и в преносната мрежа, които намаляват междузоновия капацитет между пазарни зони със 100 MW или повече през най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
идентификацията на съответните активи,
-
местонахождението,
-
вида на актива,
-
очакваното въздействие върху междузоновия капацитет за всяка посока между пазарните зони,
-
причини за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
в)
промени в действителната разполагаемост на инфраструктурата на морска електропреносна мрежа, които намаляват подаването на електроенергия, произведена от вятърна енергия, със 100 MW или повече по време на най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
идентификацията на съответните активи,
-
местонахождението,
-
вида на актива,
-
свързаната с актива инсталирана производствена мощност за вятърна енергия (MW),
-
подаваната вятърна енергия (MW) в момента на промяната в разполагаемостта,
-
причините за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта.
2. Информацията, посочена в параграф 1, буква а), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след вземането на решението относно планираната неразполагаемост.
3. Информацията, посочена в параграф 1, букви б) и в), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след промяната в действителната разполагаемост.
4. За информацията, определена в параграф 1, букви а) и б), операторите на преносни системи могат да решат да не посочват съответния актив и неговото местонахождение, ако това е класифицирано като чувствителна информация, свързана със защитата на инфраструктури от критично значение в съответните държави членки, както е предвидено в член 2, буква г) от Директива 2008/114/ЕО на Съвета (3). Това не засяга другите техни задължения, определени в параграф 1 от настоящия член.
Член 11
Информация относно оценката и предлагането на междузонов капацитет
1. За своите контролни зони ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет изчисляват и предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия достатъчно време преди началото на процеса на разпределяне:
а)
прогнозният и предлаганият капацитет (MW) за посока между пазарни зони в случай на разпределяне на капацитета въз основа на координирания нетен преносен капацитет; или
б)
съответните основани на потока параметри, в случай че разпределението на преносния капацитет се извършва на база поток.
ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет се считат за първоначални собственици на информацията, която изчисляват и предоставят.
2. Информацията, определена в параграф 1, буква а), се публикува, както е посочено в приложението.
3. По отношение на постояннотоковите връзки ОПС предоставят на ЕМОПС за електроенергия актуализирана информация не по-късно от един час, след като информацията им стане известна, за всякакви поставяни ограничения за използването на наличния трансграничен капацитет, включително чрез прилагането на ограничения за изменението на подаваната мощност (ramping) или ограничения за преноса в рамките на един ден.
Операторите на постояннотокови връзки се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях актуализирана информация.
4. ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет предоставят на ЕМОПС за електроенергия годишен доклад, в който посочват:
а)
основните критични мрежови елементи, ограничаващи предлагания капацитет;
б)
контролната(ите) зона(и), към която(ито) спадат мрежови елементи от критично значение;
в)
степента, в която облекчаването на мрежовите елементи от критично значение би увеличило предлагания капацитет;
г)
всички възможни мерки, които могат да се приложат, за да се увеличи предлаганият капацитет, заедно с предвижданите разходи по тях.
Когато изготвят доклада, ОПС могат да изберат да не посочват съответния актив и неговото местонахождение, ако това е класифицирано като чувствителна информация, свързана със защитата на критичните инфраструктури в съответните държави членки, както е предвидено в член 2, буква г) от Директива 2008/114/ЕО.
ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет се считат за първоначални собственици на доклада, който предоставят.
Член 12
Информация относно използването на междузонов капацитет
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват следната информация и я предоставят на ЕМОПС за електроенергия:
а)
в случай на експлицитно разпределяне - за всеки единичен пазарен период и за всяка посока между пазарни зони:
-
капацитетът (MW), заявен от пазара,
-
капацитетът (MW), разпределен на пазара,
-
цената на капацитета (валута/MW),
-
тръжните приходи (във валута) за граница между пазарни зони;
б)
общият заявен капацитет за всеки единичен пазарен период и за всяка посока между пазарни зони;
в)
преди всяко разпределение на капацитета - общият вече разпределен капацитет посредством предишни процедури за разпределяне по единични пазарни периоди и за всяка посока;
г)
за всеки единичен пазарен период - цените за ден напред във всяка една пазарна зона (валута/MWh);
д)
в случай на неявно разпределяне, за всеки единичен пазарен период - нетните позиции на всяка пазарна зона (MW) и приходите от претоварване (във валута) за граница между пазарни зони;
е)
търговският обмен по график за ден напред в агрегирана форма между пазарни зони за посока и за единичен пазарен период;
ж)
физическите потоци между пазарните зони за единичен пазарен период;
з)
разпределеният междузонов капацитет между пазарни зони в държавите членки и трети държави за посока, разпределен продукт и период.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, букви а) и д), се публикува не по-късно от един час след всяко разпределяне на капацитета;
б)
в параграф 1,буква б), се публикува не по-късно от един час след всеки сеанс на заявяване;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува най-късно тогава, когато трябва да се публикуват предложените стойности за капацитета, както е посочено в приложението;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува не по-късно от един час след затварянето на пазара;
д)
в параграф 1, буква е), се публикува ежедневно не по-късно от един час след последния краен срок и ако е необходимо, се актуализира не по-късно от два часа след всеки процес на заявяване в рамките на деня;
е)
в параграф 1, буква ж), се публикува за всеки единичен пазарен период възможно най-близо до реалното време, но не по-късно от един час след оперативния период;
ж)
в параграф 1, буква з), се публикува не по-късно от един час след разпределянето.
3. Разпределителите на преносен капацитет или, ако е приложимо, енергийните борси предоставят на ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Разпределителите на преносен капацитет се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
Енергийните борси се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
Член 13
Информация относно мерки за управление на претоварването
1. За своите контролни зони ОПС предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
информация, свързана с повторното диспечиране за единичен пазарен период, като се посочват:
-
предприетото действие (т.е. увеличаване или намаляване на електропроизводството, увеличаване или намаляване на товара),
-
идентификацията, местонахождението и видът на мрежовите елементи, засегнати от действието,
-
причината за действието,
-
капацитетът, засегнат от предприетото действие (MW);
б)
информация, свързана с насрещната търговия за единичен пазарен период, като се посочват:
-
предприетото действие (т.е. увеличение или намаление на междузоновия обмен),
-
засегнатите пазарни зони,
-
причината за действието,
-
промяната в междузоновия обмен (MW);
в)
разходите, направени през даден месец по действията, посочени в букви а) и б), както и по всякакви други коригиращи действия.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, букви а) и б), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от 1 час след оперативния период, с изключение на причините, които се оповестяват възможно най-бързо, но не по-късно от един ден след оперативния период;
б)
в параграф 1, буква в), се публикува не по-късно от един месец след края на месеца, за който се отнася.
Член 14
Изготвяне на прогнози
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
сумарната инсталирана производствена мощност (MW) за всички съществуващи електропроизводствени единици с инсталирана генерираща мощност 1 MW или повече, за всеки вид електропроизводство;
б)
информация относно електропроизводствените единици (съществуващи или планирани) с инсталирана генерираща мощност 100 MW или повече. Информацията съдържа:
-
наименованието на единицата,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
местонахождението,
-
напрежението на свързване,
-
пазарната зона,
-
вида производство;
в)
оценка за общата планирана производствена мощност (MW) за пазарна зона и за всеки единичен пазарен период на следващия ден;
г)
прогноза за производствената мощност (MW) от вятърна и слънчева енергия за пазарна зона и за всеки единичен пазарен период на следващия ден.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква а), се публикува ежегодно не по-късно от една седмица преди края на годината;
б)
в параграф 1, буква б), се публикува ежегодно за следващите три години не по-късно от една седмица преди началото на първата година, за която се отнасят данните;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува не по-късно от 18,00 ч. брюкселско време един ден преди действителната доставка;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува не по-късно от 18,00 ч. брюкселско време един ден преди действителното изпълнение на доставката. Информацията се актуализира редовно и се публикува по време на търговията в рамките на деня с поне една актуализация, която трябва да бъде публикувана в 8,00 ч. брюкселско време в деня на действителното изпълнение на доставката. Информацията се предоставя за всички пазарни зони само в държави членки, в които вятърната или слънчевата енергия е с повече от 1 % дял в годишното електропроизводство, или за пазарни зони, за които този дял е повече от 5 %.
3. Електропроизводствените единици, разположени в контролна зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Електропроизводствените единици се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях съответна информация.
Член 15
Информация относно неразполагаемостта на генераторни и електропроизводствени единици
1. За своите контролни зони ОПС предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
планираната неразполагаемост през следващите три години на генераторна единица с мощност 100 MW или повече, включително промени от 100 MW или повече в планираната неразполагаемост на същата генераторна единица, която се очаква да продължи поне един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
наименованието на генераторната единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
б)
промените от 100 MW или повече в действителната разполагаемост на генераторна единица, които се очаква да продължат най-малко един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
наименованието на генераторната единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
в)
планираната, но неоповестена съгласно буква а) неразполагаемост през следващите три години на електропроизводствена единица от 200 MW или повече, включително промени от 100 MW или повече в планираната неразполагаемост на същата производствена единица, която се очаква да продължи поне един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
г)
промените от 100 MW или повече в действителната неразполагаемост на електропроизводствена единица с инсталирана генерираща мощност 200 MW или повече, които не са оповестени в съответствие с буква б) и се очаква да продължат поне един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта.
2. Информацията, посочена в параграф 1, букви а) и в), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след вземането на решението относно планираната неразполагаемост.
Информацията, посочена в параграф 1, букви б) и г), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след промяната в действителната разполагаемост.
3. Генераторните единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС данните, посочени в параграф 1.
Генераторните единици се считат за първоначални собственици на предоставяните от тях данни.
Член 16
Действително електропроизводство
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
действителната производствена мощност (MW) за единичен пазарен период и за генераторна единица с инсталирана генерираща мощност 100 MW или повече;
б)
агрегираната генерираща мощност за единичен пазарен период и за вид електропроизводство;
в)
действителната или очакваната генерираща мощност (MW) от вятърна и слънчева енергия във всяка пазарна зона за единичен пазарен период;
г)
агрегираният седмичен среден процент на запълване на водохранилищата на всички водноелектрически централи и помпено-акумулиращи електроцентрали (изразен в съответна енергия в MWh) за пазарна зона, включително съответната стойност за същата седмица на предходната година.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква а), се публикува пет дни след оперативния период;
б)
в параграф 1, буква б), се публикува не по-късно от един час след оперативния период;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува не по-късно от един час след оперативния период и се актуализира въз основа на измерените стойности, веднага щом те станат известни. Информацията се предоставя за всички пазарни зони само в държавите членки, в които вятърната или слънчевата енергия е с повече от 1 % дял в годишното електропроизводство, или за пазарни зони, за които този дял е повече от 5 %;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува на третия работен ден след седмицата, за която се отнася информацията. Информацията се предоставя за всички пазарни зони само в държавите членки, в които този вид електропроизводство е с повече от 10 % дял в общото годишно електропроизводство, или за пазарни зони, за които този дял е повече от 30 %.
3. Генераторните и електропроизводствените единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, предоставят на същия ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Генераторните и съответно електропроизводствените единици се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
Член 17
Балансиране
1. За своите контролни зони ОПС или, когато е приложимо, операторите на пазарите на балансираща електроенергия, ако съществуват такива пазари, предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
правилата относно балансирането, включително:
-
процедурите за доставка на различни видове балансиращи резерви и балансираща електроенергия,
-
методиката за разплащане както за предоставянето на резерви, така и за активираната енергия с цел балансиране,
-
методиката за изчисляване на такси при дисбаланс,
-
ако е приложимо, описание на това, как се извършва трансграничното балансиране между две или повече контролни зони и какви са условията за участие на производителите и потребителите;
б)
размерът на договорените от ОПС балансиращи резерви (MW), като посочват:
-
източника на резерва (генериране или товар),
-
вида на резерва (напр. за първично регулиране на честотата, за вторично регулиране на честотата, минутен резерв),
-
срока, за който са договорени тези резерви (напр. час, ден, седмица, месец, година и т.н.);
в)
цените, платени от ОПС по вид на доставените балансиращи резерви и по период на доставка (валута/MW/период);
г)
приетите агрегирани оферти за единичен период за балансиране, поотделно за всеки вид балансиращи резерви;
д)
количеството на активираната балансираща енергия (MW) за единичен период за балансиране и по вид на резерва;
е)
цените, платени от ОПС за активираната балансираща енергия за единичен период за балансиране и по вид на резерва; ценовата информация се предоставя поотделно за положителната и отрицателната посока на регулиране;
ж)
цените на дисбаланса за единичен период за балансиране;
з)
общият обем на дисбаланса за единичен период за балансиране;
и)
месечният финансов баланс на контролната зона, като посочват:
-
направените от ОПС разходи за осигуряване на резерви и за активиране на балансираща енергия,
-
нетния доход на ОПС след уравняване на сметките за дисбаланса с отговорните за баланса страни;
й)
ако е приложимо, информация относно балансирането между контролни зони за единичен период за балансиране, като посочват:
-
обемите на обменените оферти и предложения за единичен период за доставка,
-
максималните и минималните цени на обменените оферти и предложения за единичен период за доставка,
-
обема на балансиращата енергия, активирана в съответните контролни зони.
Операторите на пазарите на балансираща електроенергия се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква б), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от два часа преди следващата процедура за доставка;
б)
в параграф 1, буква в), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след приключване на процедурата за доставка;
в)
в параграф 1, буква г), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след оперативния период;
г)
в параграф 1, буква д), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от 30 минути след оперативния период. В случай че данните са предварителни, те се актуализират след получаване на действителните стойности;
д)
в параграф 1, буква е), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след оперативния период;
е)
в параграф 1, буква ж), се публикува възможно най-бързо;
ж)
в параграф 1, буква з), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от 30 минути след оперативния период. В случай че данните са предварителни, те се актуализират след получаване на действителните стойности;
з)
в параграф 1, буква и), се публикува не по-късно от три месеца след приключване на оперативния месец. В случай на предварителен сетълмент числовите стойности се актуализират след окончателния сетълмент;
и)
в параграф 1, буква й), се публикува не по-късно от един час след оперативния период.
Член 18
Отговорност
Отговорността на първоначалния собственик на данните, доставчика на данните и ЕМОПС за електроенергия по настоящия регламент се ограничава до случаите на груба небрежност или умишлено неправомерно поведение. Във всеки случай те не са задължени да обезщетят лицето, което използва данните, за пропуснати ползи, пропуснати бизнес възможности или за каквито и да е други непреки случайни, особени или последващи щети от всякакъв вид, произтичащи от неизпълнение на задълженията им по настоящия регламент.
Член 19
Изменение на Регламент (ЕО) № 714/2009
Точки 5.5-5.9 от приложение I към Регламент (ЕО) № 714/2009 се заличават, считано от 5 януари 2015 г.
Член 20
Настоящият регламент влиза в сила на двадесетия ден след публикуването му в Официален вестник на Европейския съюз.
Член 4, параграф 1 се прилага 18 месеца след влизането в сила на настоящия регламент.
Настоящият регламент е задължителен в своята цялост и се прилага пряко във всички държави членки.
Съставено в Брюксел на 14 юни 2013 година.
REGULAMENTO (UE) N.o 543/2013 DA COMISSÃO
de 14 de junho de 2013
sobre a apresentação e a publicação de dados dos mercados da eletricidade e que altera o anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho
(Texto relevante para efeitos do EEE)
A COMISSÃO EUROPEIA,
Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,
Tendo em conta o Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade e que revoga o Regulamento (CE) n.o 1228/2003 (1), nomeadamente o artigo 18.o, n.o 5,
Considerando o seguinte:
(1)
O Regulamento (CE) n.o 714/2009, nomeadamente no artigo 15.o e no ponto 5 das Orientações sobre a Gestão e a Atribuição da Capacidade de Transporte Disponível nas Linhas de Interligação entre Redes Nacionais constantes do anexo I desse regulamento, estabelece requisitos para os Operadores das Redes de Transporte (ORT) publicarem os dados relevantes sobre a disponibilidade das redes, a capacidade das interligações transfronteiriças e as indisponibilidades de produção, consumo e rede.
(2)
O artigo 4.o, n.o 4, do Regulamento (UE) n.o 1227/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2011, relativo à integridade e à transparência nos mercados grossistas da energia (2), reconhece que a publicação de informações privilegiadas, por força do Regulamento (CE) n.o 714/2009 ou de orientações adotadas nos termos deste regulamento, constitui uma divulgação pública, simultânea, completa e efetiva.
(3)
A disponibilidade desses dados é indispensável para uma tomada de decisão eficiente pelos participantes no mercado em matéria de produção, de consumo e de comercialização. Uma maior integração do mercado e o rápido desenvolvimento de fontes de energia renovável intermitentes, nomeadamente eólica e solar, exigem a divulgação de uma informação completa, disponível em tempo útil, de elevada qualidade e de fácil compreensão, sobre os princípios fundamentais da oferta e da procura.
(4)
A disponibilização em tempo útil de dados completos sobre os princípios fundamentais da oferta e da procura deverá também reforçar a segurança do abastecimento energético. Deverá permitir às partes do mercado ajustar adequadamente a oferta e a procura, reduzindo assim o risco de cortes gerais de eletricidade. Como resultado, os ORT poderão controlar melhor as suas redes e explorá-las em condições mais previsíveis e seguras.
(5)
As medidas de transparência em vigor não satisfazem inteiramente esses critérios. Além disso, existe uma divulgação desigual da informação relevante entre os participantes no mercado, detendo os grandes operadores históricos um acesso exclusivo à informação relacionada com os seus próprios ativos, o que representa uma desvantagem para os novos participantes no mercado ou para os participantes sem ativos próprios.
(6)
Os participantes no mercado devem receber informações em tempo útil sobre o consumo esperado. Essa informação deve ser regularmente atualizada e ser fornecida para diferentes horizontes temporais. Os resultados efetivos do consumo previsto deverão também ser disponibilizados rapidamente após a situação real.
(7)
A indisponibilidade planeada e não planeada das unidades de produção de eletricidade e das unidades de consumo é uma das mais importantes informações em matéria de oferta e procura para os participantes no mercado. Os participantes no mercado e os ORT necessitam de informações detalhadas sobre o local, o momento e as razões da indisponibilidade de produção ou consumo dessas unidades e o momento em que esperam voltar a estar operacionais. Tal ajudará também os ORT a reatribuir mais adequadamente as reservas, de forma a reduzir a probabilidade de cortes gerais de eletricidade.
(8)
Os participantes no mercado e os ORT também devem receber informações detalhadas acerca da capacidade total de produção instalada, estimativas sobre a produção total prevista, incluindo informações separadas para a produção de energia intermitente e dados por unidade sobre a produção efetiva das instalações de maior dimensão.
(9)
A fim de poder transportar energia dos locais onde está mais disponível para onde é mais necessária e ajustar as carteiras em conformidade, o mercado deverá receber informações sobre a indisponibilidade planeada e não planeada das infraestruturas de transporte transfronteiriças existentes e os planos de desenvolvimento dessas infraestruturas. Os ORT devem também fornecer e atualizar regularmente dados sobre as capacidades de transferência transfronteiriça planeadas e disponibilizadas, para diferentes horizontes temporais, bem como informações relativas à atribuição e utilização das capacidades.
(10)
Devido à rápida implantação de fontes de geração intermitente, fora dos centros de consumo, as infraestruturas de transporte ficaram cada vez mais congestionadas em grandes partes da Europa. Para resolver esses congestionamentos, os ORT têm procurado intervir cada vez mais nas operações do mercado, orientando os participantes na alteração dos seus compromissos de produção ou comercialização. Para que o mercado compreenda onde e por que motivo se tornaram necessárias medidas de gestão dos congestionamentos, é preciso que os ORT forneçam uma informação atempada, detalhada e fundamentada acerca das suas ações.
(11)
Mesmo após uma planificação cuidadosa, os produtores e os comercializadores grossistas e retalhistas podem encontrar-se em desvio e ficar expostos aos mecanismos de compensação de desvios e de liquidação dos ORT. A fim de mitigar ao máximo o risco de desvio, os participantes no mercado precisam de informações precisas, claras e atempadas sobre os mercados de compensação de desvios. Os ORT devem fornecer essas informações num formato comparável entre países, incluindo detalhes sobre as reservas que tenham contratualizado, os preços pagos e as quantidades mobilizadas para a compensação de desvios.
(12)
Os ORT são muitas vezes a primeira fonte de informações fundamentais pertinentes. Podem igualmente recolher e avaliar grandes quantidades de informação para efeitos de exploração da rede. No intuito de fornecer uma visão global das informações relevantes de toda a União, os ORT devem facilitar a recolha, a verificação e o tratamento de dados e a Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte para a Eletricidade («REORT para a Eletricidade») deve disponibilizar dados relevantes ao público através de uma plataforma central de transparência da informação. Para fazer o melhor uso possível das atuais fontes de transparência, a REORT para a Eletricidade deve poder obter informações para publicação através de terceiros, como as bolsas de energia elétrica e as plataformas de transparência.
(13)
O anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 deve, portanto, ser alterado em conformidade.
(14)
O presente regulamento foi adotado com base no Regulamento (CE) n.o 714/2009, que complementa e do qual é parte integrante. Por conseguinte, as remissões para o Regulamento (CE) n.o 714/2009 noutros atos jurídicos devem ser entendidas também como remissões para o presente regulamento.
(15)
As medidas previstas no presente regulamento são conformes com o parecer do comité instituído pelo artigo 23.o, n.o 1, do Regulamento (CE) n.o 714/2009,
ADOTOU O PRESENTE REGULAMENTO:
Artigo 1.o
Objeto
O presente regulamento estabelece o conjunto mínimo comum de dados relativos à produção, ao transporte e ao consumo de eletricidade que devem ser disponibilizados aos participantes no mercado. Prevê, igualmente, a recolha e a publicação centralizadas desses dados.
Artigo 2.o
Definições
Para efeitos do presente regulamento, são aplicáveis as definições do artigo 2.o do Regulamento (CE) n.o 714/2009. São igualmente aplicáveis as seguintes definições:
1)
«reservas para compensação de desvios», todos os recursos, se obtidos ex ante ou em tempo real, ou de acordo com obrigações legais, que estejam disponíveis aos ORT para efeitos de compensação de desvios;
2)
«unidade de tempo de compensação de desvios», o período de tempo para o qual é estabelecido o preço das reservas para compensação de desvios;
3)
«zona de ofertas», a mais vasta zona geográfica dentro da qual os participantes no mercado podem trocar energia sem atribuição de capacidade;
4)
«atribuição de capacidade», a atribuição de capacidade interzonal;
5)
«unidade de consumo», recurso que recebe energia elétrica para sua própria utilização, com exceção dos Operadores das Redes de Transporte (ORT) e dos Operadores das Redes de Distribuição (ORD);
6)
«zona de controlo», uma parte coerente do sistema interligado, operada por um único operador de rede, incluindo cargas físicas ligadas e/ou unidades de produção, quando existam;
7)
«capacidade líquida coordenada de transporte», método de cálculo da capacidade baseado no princípio da avaliação e da definição ex ante do intercâmbio máximo de energia entre zonas de ofertas adjacentes;
8)
«elemento crítico da rede», um elemento da rede, situado dentro de uma zona de ofertas ou entre zonas de ofertas, tido em conta no processo de cálculo da capacidade, que limita a quantidade de energia que pode ser trocada;
9)
«compensação de desvios entre zonas de controlo», sistema de compensação em que um ORT pode receber ofertas de mobilização de energia procedentes de zonas de outros ORT. Não inclui o redespacho ou o fornecimento de energia de emergência;
10)
«capacidade intrazonal», a capacidade da rede interligada para suportar a transferência de energia entre zonas de ofertas;
11)
«moeda», o euro, quando pelo menos uma parte da(s) zona(s) de ofertas em causa pertencer a um país em que o euro seja a moeda oficial. Em qualquer outro caso, refere-se à moeda local;
12)
«hora de fecho definitivo», momento em que os ORT têm de confirmar ao mercado todas as nomeações aceites. A hora de fecho respeita não só aos mercados diários ou intradiários, mas também aos diferentes mercados que cobrem o ajustamento dos desvios e a atribuição de reservas;
13)
«trocas compensatórias» significa a troca interzonal realizada pelos operadores das redes entre duas zonas de ofertas, para aliviar os congestionamentos físicos;
14)
«fornecedor de dados» é a entidade que envia os dados à plataforma central de transparência da informação;
15)
«atribuição explícita» refere-se apenas à atribuição de capacidade interzonal, sem transferência de energia;
16)
«parâmetros do método baseado em fluxos» são as margens disponíveis nos elementos críticos da rede associados aos fatores de distribuição da transferência de energia;
17)
«unidade de geração», um único gerador de eletricidade pertencente a uma unidade de produção;
18)
«atribuição implícita», um método de gestão de congestionamentos em que se obtém energia simultaneamente com a capacidade intrazonal;
19)
«unidade de tempo do mercado», o período para o qual se estabeleceu o preço de mercado ou o mais breve período de tempo comum possível para as duas zonas de ofertas, se as suas unidades de tempo do mercado forem diferentes;
20)
«capacidade oferecida», a capacidade intrazonal disponibilizada pela entidade de atribuição da capacidade de transporte ao mercado;
21)
«planeado/a» significa uma ocorrência conhecida ex ante pelo proprietário primário dos dados;
22)
«fator de distribuição da transferência de energia», uma representação do fluxo físico num elemento crítico da rede, induzido pela variação da posição líquida de uma zona de ofertas;
23)
«proprietário primário dos dados», a entidade que cria os dados;
24)
«unidade de produção», uma instalação de produção de eletricidade composta por uma única ou por várias unidades de geração;
25)
«perfil», uma fronteira geográfica entre uma zona de ofertas e várias zonas de ofertas vizinhas;
26)
«redespacho», uma medida ativada por um ou vários operadores da rede, que altera o padrão de produção e/ou de carga, com o objetivo de mudar os fluxos físicos na rede de transporte e aliviar os congestionamentos físicos;
27)
«carga total», incluindo as perdas sem eletricidade utilizada para armazenamento de energia, significa uma carga igual à produção e quaisquer importações, deduzindo quaisquer exportações e eletricidade utilizada para armazenamento de energia;
28)
«entidade de atribuição da capacidade de transporte», a entidade designada pelos ORT para gerir a atribuição das capacidades intrazonais;
29)
«carga vertical», a quantidade total de energia elétrica que flui da rede de transporte para as redes de distribuição, até aos clientes finais ligados diretamente ou até à parte consumidora da instalação de produção;
30)
«margem de previsão a um ano», a diferença entre a previsão anual da capacidade de produção disponível e a previsão anual da carga total máxima, tendo em conta a previsão da capacidade de produção total, a previsão da disponibilidade de produção e a previsão das reservas contratualizadas para os serviços da rede;
31)
«hora» significa a hora local de Bruxelas.
Artigo 3.o
Criação de uma plataforma central de transparência da informação
1. Uma plataforma central de transparência da informação deve ser criada e funcionar com eficiência e com eficácia em matéria de custos, no âmbito da Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte para a Eletricidade («REORT para a Eletricidade»). Compete à REORT para a Eletricidade divulgar na plataforma central de transparência da informação todos os dados que os ORT devem fornecer à REORT para a Eletricidade, em conformidade com o presente regulamento.
A plataforma central de transparência da informação deve ser disponibilizada ao público gratuitamente, via Internet e, no mínimo, em inglês.
Os dados devem estar atualizados, ser facilmente acessíveis e descarregáveis e permanecer disponíveis durante, pelo menos, 5 anos. Todas as atualizações dos dados serão datadas, arquivadas e disponibilizadas ao público.
2. A REORT para a Eletricidade deve apresentar uma proposta sobre o funcionamento da plataforma central de transparência da informação e os respetivos custos à Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia («a Agência»), quatro meses após a entrada em vigor do presente regulamento. A Agência formulará o seu parecer no prazo de três meses a contar da data de apresentação da proposta.
3. A REORT para a Eletricidade deve garantir a operacionalidade da plataforma central de transparência da informação dezoito meses após a entrada em vigor do presente regulamento.
Artigo 4.o
Transmissão e publicação de dados
1. Os proprietários primários dos dados devem transmiti-los aos ORT, nos termos dos artigos 6.o a 17.o. Devem garantir que os dados transmitidos aos ORT, ou em conformidade com o n.o 2 aos fornecedores de dados, estão completos, apresentam a qualidade exigida e são fornecidos com antecedência suficiente para os ORT ou os fornecedores de dados tratarem os dados e poderem enviá-los atempadamente à REORT para a Eletricidade, de modo a poder cumprir as obrigações previstas pelo presente regulamento em matéria de publicação de informação.
Os ORT, e quando relevante os fornecedores de dados, tratarão os dados recebidos e enviá-los-ão à REORT para a Eletricidade, em tempo útil para publicação.
2. Os proprietários primários dos dados podem cumprir as obrigações estabelecidas no n.o 1 apresentando os dados diretamente à plataforma central de transparência da informação, recorrendo a um terceiro que agirá enquanto fornecedor dos dados em seu nome. Esta forma de transmissão dos dados está sujeita a acordo prévio dos ORT em cuja zona de controlo esteja localizado o proprietário primário. Ao conceder o seu acordo, os ORT determinarão se o fornecedor dos dados cumpre os requisitos referidos no artigo 5.o, primeiro parágrafo, alíneas b) e c).
3. Os ORT serão considerados proprietários primários dos dados para efeitos dos artigos 6.o a 17.o, exceto quando indicado em contrário.
4. Caso uma zona de ofertas inclua várias zonas de controlo, em diferentes Estados-Membros, a REORT para a Eletricidade publicará os dados referidos no n.o 1 separadamente para os Estados-Membros em causa.
5. Sem prejuízo das obrigações dos ORT e da REORT para a Eletricidade estabelecidas no n.o 1 e no artigo 3.o, os dados podem também ser publicados nos sítios web dos ORT ou de outras partes.
6. As autoridades nacionais de regulação devem garantir que os proprietários primários dos dados, os ORT e os fornecedores de dados cumprem as obrigações decorrentes do presente regulamento.
Artigo 5.o
Manual de procedimento
A REORT para a Eletricidade deve elaborar um manual, especificando:
a)
As condições específicas e o formato da transmissão dos dados a que se refere o artigo 4.o, n.o 1;
b)
Os procedimentos e formatos uniformes de transmissão e intercâmbio de dados aplicáveis entre os proprietários primários dos dados, os ORT, os fornecedores dos dados e a REORT para a Eletricidade;
c)
Os critérios técnicos e operacionais a cumprir pelos fornecedores dos dados, ao apresentarem os dados à plataforma central de transparência da informação;
d)
Uma classificação adequada dos tipos de produção a que se referem o artigo 14.o, n.o 1, artigo 15.o, n.o 1, e artigo 16.o, n.o 1.
A REORT para a Eletricidade elaborará o manual no âmbito de uma consulta aberta e transparente junto das partes interessadas.
A REORT para a Eletricidade disponibilizará o manual ao público.
A REORT para a Eletricidade atualizará o manual, quando necessário. Antes de publicar ou atualizar o manual, a REORT para a Eletricidade deve apresentar um projeto de manual à Agência para parecer, a emitir pela Agência no prazo de dois meses. O projeto da primeira versão do manual será apresentado à Agência no prazo de quatro meses, a contar da data de entrada em vigor do presente regulamento.
Artigo 6.o
Informação sobre a carga total
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e comunicar os seguintes dados à REORT para a Eletricidade, para cada zona de ofertas:
a)
A carga total por unidade de tempo do mercado;
b)
A previsão a um dia da carga total por unidade de tempo do mercado;
c)
A previsão a uma semana da carga total, para cada dia da semana seguinte, incluindo por cada dia um valor máximo e mínimo de carga;
d)
A previsão a um mês da carga total, para cada semana do mês seguinte, incluindo por semana um valor máximo e mínimo de carga;
e)
A previsão a um ano da carga total, para cada semana do ano seguinte, incluindo por semana um valor máximo e mínimo de carga.
2. A informação a que se faz referência:
a)
No n.o 1, alínea a), deve ser publicada, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
b)
No n.o 1, alínea b), deve ser publicada, o mais tardar, duas horas antes do encerramento do mercado diário na zona de ofertas e ser atualizada quando ocorram alterações significativas;
c)
No n.o 1, alínea c), deve ser publicada todas as sextas-feiras, o mais tardar, duas horas antes do encerramento do mercado diário na zona de ofertas e ser atualizada quando ocorram alterações significativas;
d)
No n.o 1, alínea d), deve ser publicada, o mais tardar, uma semana antes do mês de fornecimento e ser atualizada quando ocorram alterações significativas;
e)
No n.o 1, alínea e), deve ser publicada, o mais tardar, no décimo quinto dia civil do mês anterior ao ano a que se referem os dados.
3. As unidades de geração situadas numa zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados referidos no n.o 1, alínea a).
As unidades de geração serão consideradas proprietárias primárias das informações relevantes que forneçam.
4. Os ORD situados dentro de uma zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados referidos no n.o 1, alíneas b) a e).
Os ORD serão considerados proprietários primários das informações relevantes que forneçam.
Artigo 7.o
Informação sobre a indisponibilidade das unidades de consumo
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A indisponibilidade planeada equivalente ou superior a 100 MW de uma unidade de consumo, incluindo variações equivalentes ou superiores a 100 MW na indisponibilidade planeada das unidades de consumo, com a duração de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade disponível por unidade de tempo do mercado durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
b)
As alterações na disponibilidade efetiva de uma unidade de consumo com uma potência nominal equivalente ou superior a 100 MW, especificando:
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade disponível por unidade de tempo do mercado durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade.
2. As informações previstas no n.o 1, alínea a), serão publicadas de forma agregada, por zona de ofertas, indicando a soma da capacidade de consumo indisponível, por unidade de tempo do mercado, durante um determinado período de tempo, logo que possível e, o mais tardar, uma hora após ser tomada a decisão relativa à indisponibilidade planeada.
As informações previstas no n.o 1, alínea b), serão publicadas de forma agregada, por zona de ofertas, indicando a soma da capacidade do consumo indisponível, por unidade de tempo do mercado, durante um determinado período de tempo, logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a alteração da disponibilidade efetiva.
3. As unidades de consumo localizadas na zona de controlo de um ORT devem calcular e fornecer os dados referidos no n.o 1 a esse ORT.
As unidades de consumo serão consideradas proprietárias primárias dos dados que forneçam.
Artigo 8.o
Margem de previsão a um ano
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer à REORT para a Eletricidade, para cada zona de ofertas, a margem de previsão para o ano seguinte, avaliada com base na unidade de tempo do mercado local.
A informação deve ser publicada uma semana antes da atribuição anual das capacidades e, o mais tardar, no décimo quinto dia civil do mês anterior ao ano a que se referem os dados.
2. As unidades de geração e os ORD situados na zona de controlo de um ORT devem fornecer a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados a que se refere o n.o 1.
As unidades de geração e os ORD serão considerados proprietários primários dos dados que forneçam.
Artigo 9.o
Infraestrutura de transporte
1. Os ORT devem identificar e fornecer informações à REORT para a Eletricidade sobre os futuros projetos de expansão ou de desmantelamento de componentes da rede e de interligação nas suas redes de transporte nos três anos seguintes. Essa informação só será fornecida para medidas com um impacto previsto de, pelo menos, 100 MW na capacidade intrazonal entre zonas de ofertas ou nos perfis, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado. A informação deve incluir:
a)
A identificação dos ativos em causa;
b)
A localização;
c)
O tipo de ativo;
d)
O impacto na capacidade de interligação em cada sentido entre zonas de ofertas;
e)
A data prevista de conclusão.
A informação deve ser publicada uma semana antes da atribuição anual das capacidades e, o mais tardar, no décimo quinto dia civil do mês anterior ao ano a que se refere a atribuição. A informação deve ser atualizada com as alterações relevantes, antes do final de março, do final de junho e do final de setembro do ano a que respeita a atribuição.
Artigo 10.o
Informação sobre a indisponibilidade da infraestrutura de transporte
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer à REORT para a Eletricidade:
a)
A indisponibilidade planeada, incluindo as alterações na indisponibilidade planeada das interligações e na rede de transporte que impliquem uma redução da capacidade intrazonal entre zonas de ofertas equivalente ou superior a 100 MW, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a identificação dos ativos em causa,
-
a localização,
-
o tipo de ativo,
-
o impacto estimado na capacidade intrazonal em cada sentido entre zonas de ofertas,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
b)
As alterações na disponibilidade efetiva das interligações e da rede de transporte que impliquem uma redução das capacidades intrazonais entre zonas de ofertas equivalente ou superior a 100 MW, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a identificação dos ativos em causa,
-
a localização,
-
o tipo de ativo,
-
o impacto estimado na capacidade intrazonal em cada sentido entre zonas de ofertas,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
c)
As alterações na disponibilidade efetiva da infraestrutura da rede marítima que impliquem uma redução da energia eólica injetada na rede equivalente ou superior a 100 MW, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a identificação dos ativos em causa,
-
a localização,
-
o tipo de ativo,
-
a capacidade de produção de energia eólica instalada (MW) ligada ao ativo,
-
a energia eólica injetada (MW) no momento da alteração de disponibilidade,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade.
2. A informação prevista no n.o 1, alínea a), deve ser publicada logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a decisão relativa à indisponibilidade planeada.
3. A informação prevista no n.o 1, alíneas b) e c), deve ser publicada logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a alteração na disponibilidade efetiva.
4. No que se refere às informações estabelecidas no n.o 1, alíneas a) e b), os ORT podem optar por não identificar o ativo em questão e não especificar a sua localização, se essa informação for considerada sensível para a proteção das infraestruturas críticas nos respetivos Estados-Membros, como referido no artigo 2.o, alínea d), da Diretiva 2008/114/CE do Conselho (3). Tal não prejudica as outras obrigações previstas no n.o 1 do presente artigo.
Artigo 11.o
Informações relativas à estimativa e à oferta de capacidades intrazonais
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT ou, se for caso disso, as entidades de atribuição da capacidade de transporte, devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade, com antecedência suficiente em relação ao processo de atribuição:
a)
A capacidade prevista e disponibilizada (MW) em cada sentido, entre zonas de ofertas, no caso de atribuição de capacidade baseada na capacidade líquida coordenada de transporte; ou
b)
Os parâmetros pertinentes do método baseado em fluxos, em caso de atribuição de capacidade com base nos fluxos.
Os ORT, ou, se for caso disso, as entidades de atribuição de capacidade de transporte, serão considerados proprietários primários da informação que calculem e que forneçam.
2. As informações previstas no n.o 1, alínea a), devem ser publicadas como referido no anexo.
3. No que diz respeito às ligações em corrente contínua, e no prazo de uma hora a partir do momento em que as informações sejam conhecidas, os ORT devem fornecer à REORT para a Eletricidade todas as informações atualizadas sobre quaisquer restrições impostas à utilização da capacidade transfronteiriça disponível, incluindo a aplicação de restrições ao gradiente de geração ou limites intradiários da capacidade de transporte.
Os operadores de ligações em corrente contínua serão considerados proprietários primários das informações atualizadas que forneçam.
4. Os ORT, ou, se for caso disso, as entidades de atribuição da capacidade de transporte, devem fornecer um relatório anual à REORT para a Eletricidade, indicando:
a)
Os principais elementos críticos da rede que limitem a capacidade oferecida;
b)
A(s) zona(s) de controlo a que pertencem os elementos críticos da rede;
c)
Em que medida a mitigação dos elementos críticos da rede pode aumentar a capacidade oferecida;
d)
Todas as medidas que seja possível implementar para aumentar a capacidade oferecida e os seus custos estimados.
Ao preparar o relatório, os ORT podem optar por não identificar o ativo em questão e por não especificar a sua localização, se essa informação for considerada sensível para a proteção de infraestruturas críticas nos respetivos Estados-Membros, como referido no artigo 2.o, alínea d), da Diretiva 2008/114/CE.
Os ORT, ou, se for caso disso, as entidades de atribuição da capacidade de transporte, serão considerados proprietários primários do relatório que forneçam.
Artigo 12.o
Informação relativa à utilização das capacidades intrazonais
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
Em caso de atribuições explícitas, para cada unidade de tempo do mercado e em cada sentido entre zonas de ofertas:
-
a capacidade (MW) requerida pelo mercado,
-
a capacidade (MW) atribuída ao mercado,
-
o preço da capacidade (moeda/MW),
-
as receitas do leilão (em moeda), por limite entre zonas de ofertas;
b)
Para cada unidade de tempo do mercado e em cada sentido entre zonas de ofertas, a capacidade total nomeada;
c)
Antes de cada atribuição de capacidade, a capacidade total já atribuída no âmbito de um procedimento de atribuição anterior por unidade de tempo do mercado e em cada sentido;
d)
Para cada unidade de tempo do mercado, os preços do dia seguinte em cada zona de ofertas (moeda/MWh);
e)
No caso de atribuições implícitas, para cada unidade de tempo do mercado, as posições líquidas de cada zona de ofertas (MW) e a receita do congestionamento (na moeda), por fronteira entre zonas de ofertas;
f)
As trocas comerciais programadas para o dia seguinte de forma agregada, entre zonas de ofertas, em cada sentido e por unidade de tempo do mercado;
g)
Os fluxos físicos entre zonas de ofertas, por unidade de tempo do mercado;
h)
As capacidades intrazonais atribuídas entre zonas de ofertas nos Estados-Membros e em países terceiros, em cada sentido, em relação a cada produto atribuído e período.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alíneas a) e e), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após cada atribuição de capacidade;
b)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após cada ronda de nomeação;
c)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, aquando da publicação dos dados relativos à capacidade oferecida, como estabelecido no anexo;
d)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o encerramento;
e)
No n.o 1, alínea f), devem ser publicadas diariamente, o mais tardar, uma hora após a última hora de fecho definitivo e, se for caso disso, devem ser atualizadas, o mais tardar, duas horas após cada processo de nomeação intradiário;
f)
No n.o 1, alínea g), devem ser publicadas, para cada unidade de tempo do mercado, o mais próximo possível do tempo real e, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
g)
No n.o 1, alínea h), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após a atribuição.
3. As entidades de atribuição da capacidade de transporte ou, quando aplicável, as bolsas de energia elétrica, fornecerão aos ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados mencionados no n.o 1.
As entidades de atribuição da capacidade de transporte serão consideradas proprietárias primárias da informação que forneçam.
As bolsas de energia elétrica serão consideradas proprietárias primárias da informação que forneçam.
Artigo 13.o
Informação relativa às medidas de gestão dos congestionamentos
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
Informações relacionadas com o redespacho por unidade de tempo do mercado, especificando:
-
as medidas tomadas (ou seja, o aumento ou diminuição da produção, aumento ou diminuição da carga),
-
a identificação, localização e tipo de elementos da rede abrangidos pelas medidas,
-
o motivo das medidas,
-
a capacidade afetada pelas medidas tomadas (MW);
b)
Informações relacionadas com as trocas compensatórias por unidade de tempo do mercado, especificando:
-
as medidas tomadas (ou seja, aumento ou diminuição das trocas entre zonas),
-
as zonas de ofertas afetadas,
-
o motivo das medidas,
-
a alteração no intercâmbio interzonal (MW);
c)
Os custos incorridos por mês em virtude das medidas referidas nas alíneas a) e b) e de qualquer outra medida com o mesmo fim.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alíneas a) e b), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após o período operacional, exceto pelas razões a publicar o mais rapidamente possível e, o mais tardar, um dia após o período operacional;
b)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, um mês após o final do referido mês.
Artigo 14.o
Previsões de produção
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A soma da capacidade de produção instalada (MW), para todas as unidades de produção existentes com capacidade de produção instalada equivalente ou superior a 1 MW, por tipo de produção;
b)
Informação sobre as unidades de produção (existentes ou planeadas) com capacidade de produção instalada equivalente ou superior a 100 MW. Essa informação deve incluir:
-
o nome da unidade,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
a localização,
-
a voltagem de ligação,
-
a zona de ofertas,
-
o tipo de produção;
c)
Uma estimativa da produção total programada (MW), por zona de ofertas, por unidade de tempo do mercado do dia seguinte;
d)
Uma previsão da produção de energia solar e eólica (MW), por zona de ofertas, por unidade de tempo do mercado do dia seguinte.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alínea a), devem ser publicadas anualmente, o mais tardar, uma semana antes do final do ano;
b)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas anualmente, para os três anos seguintes, o mais tardar, uma semana antes do início do primeiro ano a que se referem os dados;
c)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, às 18h00, hora de Bruxelas, um dia antes da entrega efetiva;
d)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas, o mais tardar, às 18h00, hora de Bruxelas, um dia antes da entrega efetiva. As informações devem ser atualizadas regularmente e publicadas durante a negociação intradiária, assegurando, no mínimo, uma atualização a publicar até às 8h00, hora de Bruxelas, do dia da entrega efetiva. As informações devem ser fornecidas para todas as zonas de ofertas, apenas nos Estados-Membros com mais de 1 % de produção a partir de energia solar ou eólica por ano, ou para as zonas de ofertas com mais de 5 % de injeção de energia eólica ou solar por ano.
3. As unidades de produção localizadas na zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados previstos no n.o 1.
As unidades de produção serão consideradas proprietárias primárias das informações relevantes que forneçam.
Artigo 15.o
Informação sobre a indisponibilidade das unidades de geração e unidades de produção
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A indisponibilidade planeada equivalente ou superior a 100 MW de uma unidade de geração, incluindo alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na indisponibilidade planeada dessa unidade de geração, com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado até três anos, indicando:
-
o nome da unidade de produção,
-
o nome da unidade de geração,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
b)
As alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na disponibilidade efetiva de uma unidade de geração, com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
o nome da unidade de produção,
-
o nome da unidade de geração,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade e
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
c)
A indisponibilidade planeada equivalente ou superior a 200 MW de uma unidade de produção, incluindo alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na indisponibilidade planeada dessa unidade de produção, mas não publicada em conformidade com a alínea a), com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado até três anos, indicando:
-
o nome da unidade de produção,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de geração instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
d)
As alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na disponibilidade efetiva de uma unidade de produção, com uma capacidade de produção instalada equivalente ou superior a 200 MW, mas não publicada em conformidade com a alínea b), com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
o nome da unidade de produção,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade e
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade.
2. As informações previstas no n.o 1, alíneas a) e c), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a decisão relativa à indisponibilidade planeada.
As informações previstas no n.o 1, alíneas b) e d), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a alteração na disponibilidade efetiva.
3. As unidades de geração localizadas na zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT os dados previstos no n.o 1.
As unidades de geração serão consideradas proprietárias primárias dos dados que forneçam.
Artigo 16.o
Produção efetiva
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A energia efetiva (MW) gerada por unidade de tempo do mercado e por unidade de geração equivalente ou superior a 100 MW de capacidade de produção instalada;
b)
A energia agregada gerada e emitida para a rede por unidade de tempo do mercado e por tipo de produção;
c)
A energia solar e eólica (MW) gerada, efetiva ou estimada, em cada zona de ofertas, por unidade de tempo do mercado;
d)
A taxa média semanal agregada de enchimento de todos os reservatórios de água e instalações de armazenamento hídrico (MWh), por zona de ofertas, incluindo os valores relativos à mesma semana do ano precedente.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alínea a), devem ser publicadas cinco dias após o período operacional;
b)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
c)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o período operacional e ser atualizadas com base em valores medidos logo que estejam disponíveis. As informações devem ser fornecidas para todas as zonas de ofertas, apenas nos Estados-Membros com mais de 1 % de produção a partir de energia solar ou eólica por ano ou para as zonas de ofertas com mais de 5 % de injeção de energia eólica ou solar por ano;
d)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas no terceiro dia útil após a semana a que se referem as informações. Essas informações devem ser fornecidas para todas as zonas de ofertas apenas nos Estados-Membros com mais de 10 % de injeções por ano a partir deste tipo de produção, ou para todas as zonas de ofertas com mais de 30 % de injeções na rede a partir deste tipo de produção por ano.
3. As unidades de geração e as unidades de produção localizadas na zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT toda a informação relevante necessária para calcular os dados previstos no n.o 1.
As unidades de geração e as unidades de produção respetivamente serão consideradas proprietárias primárias das informações relevantes que forneçam.
Artigo 17.o
Compensação de desvios
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT ou, se for caso disso, os operadores dos mercados de compensação de desvios, quando esses mercados existam, devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
As regras em matéria de compensação de desvios, incluindo:
-
os processos de contratação dos diferentes tipos de reservas e de energia para compensação de desvios,
-
o método de remuneração tanto para o fornecimento de reservas como para a energia mobilizada para compensar os desvios,
-
o método para calcular os custos unitários dos desvios,
-
quando aplicável, uma descrição da forma como a compensação de desvios transfronteiriça entre duas ou mais zonas de controlo é realizada, bem como das condições de participação da produção e do consumo;
b)
A quantidade de reservas para compensação de desvios contratadas (MW) pelo ORT, especificando:
-
a fonte da reserva (produção ou consumo),
-
o tipo de reserva (p. ex. reserva de para controlo da frequência, reserva para reposição da frequência, reserva de substituição),
-
o período de tempo para o qual as reservas são contratadas (p. ex., hora, dia, semana, mês, ano, etc.);
c)
Os preços pagos pelo ORT por tipo de reserva contratada para a compensação de desvios e por período de contratação (moeda/MW/período);
d)
As ofertas aceites agregadas por unidade de tempo de compensação de desvios, separadamente para cada tipo de reserva para compensação de desvios;
e)
A quantidade de energia mobilizada para a compensação de desvios (MW), por unidade de tempo de compensação de desvios e por tipo de reserva;
f)
Os preços pagos pelo ORT pela energia mobilizada para a compensação de desvios, por unidade de tempo de compensação de desvios e por tipo de reserva. A informação sobre o preço será fornecida separadamente para regulação ex ante e ex post;
g)
Os custos unitários dos desvios por unidade de tempo de compensação de desvios;
h)
O volume total de compensação de desvios por unidade de tempo de compensação de desvios;
i)
O balanço financeiro mensal da zona de controlo, especificando:
-
as despesas incorridas pelo ORT com a contratação de reservas e a mobilização de energia para compensação de desvios,
-
a receita líquida do ORT, após liquidação das contas de compensação de desvios com as partes responsáveis pelo serviço de compensação de desvios;
j)
Quando aplicável, informações relativas à Compensação de Desvios entre Zonas de Controlo, por unidade de tempo de compensação de desvios, especificando:
-
os volumes das ofertas concretizadas e não concretizadas, por unidade de tempo de contratação,
-
os preços máximos e mínimos das ofertas concretizadas e não concretizadas, por unidade de tempo de contratação,
-
o volume da energia para compensação de desvios mobilizada nas zonas de controlo em causa.
Os operadores dos mercados de compensação de desvios serão considerados proprietários primários das informações que forneçam.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, duas horas antes do processo de contratação seguinte;
b)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a conclusão do processo de contratação;
c)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
d)
No n.o 1, alínea e), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, trinta minutos após o período operacional. No caso de dados preliminares, os valores devem ser atualizados logo que os novos dados estejam disponíveis;
e)
No n.o 1, alínea f), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
f)
No n.o 1, alínea g), devem ser publicadas logo que possível;
g)
No n.o 1, alínea h), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, trinta minutos após o período operacional. No caso de dados preliminares, os valores devem ser atualizados logo que os novos dados estejam disponíveis;
h)
No n.o 1, alínea i), devem ser publicadas, o mais tardar, três meses após o mês operacional. No caso de liquidação preliminar, os valores devem ser atualizados após a liquidação final;
i)
No n.o 1, alínea j), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o período operacional.
Artigo 18.o
Responsabilidade
A responsabilidade do proprietário primário dos dados, do fornecedor dos dados e da REORT para a Eletricidade, nos termos do presente regulamento, deve ser limitada aos casos de negligência grave e/ou conduta dolosa. Em qualquer caso, não devem ser obrigados a compensar uma pessoa cuja utilização dos dados resulte numa perda de receitas, numa perda de negócio ou noutro prejuízo indireto, acessório ou específico de qualquer tipo, decorrente do incumprimento das suas obrigações ao abrigo do presente regulamento.
Artigo 19.o
Alteração do Regulamento (CE) n.o 714/2009
Os pontos 5.5 a 5.9 do anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 são suprimidos, com efeitos a partir de 5 de janeiro de 2015.
Artigo 20.o
O presente regulamento entra em vigor no vigésimo dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia.
O artigo 4.o, n.o 1, aplica-se dezoito meses após a entrada em vigor do presente regulamento.
O presente regulamento é obrigatório em todos os seus elementos e diretamente aplicável em todos os Estados-Membros.
Feito em Bruxelas, em 14 de junho de 2013.