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.
COMMISSION REGULATION (EU) No 543/2013
of 14 June 2013
on submission and publication of data in electricity markets and amending Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN COMMISSION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union,
Having regard to Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 (1), and in particular Article 18(5) thereof,
Whereas:
(1)
Regulation (EC) No 714/2009, and in particular Article 15 thereof and point 5 of the Guidelines on the management and allocation of available transfer capacity of interconnections between national systems, set out in Annex I to that Regulation, lays down requirements for Transmission System Operators (TSOs) to publish data on the availability of networks, capacities of cross-border interconnectors and generation, load and network outages.
(2)
Article 4(4) of Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency (2) recognises that publication of inside information in accordance with Regulation (EC) No 714/2009 or guidelines adopted pursuant to it constitute simultaneous, complete and effective public disclosure.
(3)
The availability of such data is indispensable for market participants’ ability to take efficient production, consumption and trading decisions. Deeper market integration and the rapid development of intermittent renewable energy generation sources such as wind and solar require the disclosure of complete, timely available, high quality and easily digestible information relating to supply and demand fundamentals.
(4)
The timely availability of complete sets of data on fundamentals should also increase the security of energy supplies. It should allow market parties to precisely match supply and demand reducing the risk for black-outs. As a result TSOs should be able to better control their networks and operate them under more predictable and secure conditions.
(5)
Current transparency measures do not fully satisfy these criteria. In addition, relevant market information is unevenly distributed among market participants with large incumbent players having exclusive access to information in relation to their own assets putting new market participants or participants without own assets at a disadvantage.
(6)
Market participants should be provided with timely information on the expected consumption. This information should be regularly updated and be provided for different timeframes. The actual outturn of the expected consumption should also be made available shortly after real time.
(7)
The planned and unplanned unavailability of power generation and consumption units is one of the most important supply-demand relevant information for market participants. Market participants and TSOs need to be provided with detailed information on where, when and why units are not or will not be available to generate or consume and when they are expected to return in operation. This should also help TSOs to better reallocate reserves reducing the probability for black-outs.
(8)
Market participants and TSOs should also receive detailed information about the overall installed generation capacity, estimations about total scheduled generation, including separately for intermittent generation, and unit level data about actual generation of larger production facilities.
(9)
In order to be able to move power from where it is available to where it is most needed and adjust portfolios accordingly, the market should be provided with information about planned and unplanned unavailability of existing cross-border transmission infrastructure and plans about infrastructure developments. TSOs should also provide and regularly update data on planned and offered cross-border transfer capacities for different time horizons as well as information related to the allocation and use of capacities.
(10)
Through the rapid deployment of intermittent generation sources away from consumption centres, transmission infrastructure has increasingly got congested in large parts of Europe. To relieve congestions TSOs have increasingly intervened in market operations instructing market participants to change their generation or trading commitments. In order to enable the market to understand where and why congestion management measures have become necessary, TSOs need to provide timely, detailed and reasoned information about their actions.
(11)
Even after careful planning producers, suppliers and traders may find themselves out of balance and be exposed to TSOs balancing and settlement regime. In order to optimally mitigate imbalance risk market participants need accurate, clear and timely information about balancing markets. TSOs should provide such information in a comparable format across borders including details about the reserves they have contracted, prices paid and volumes activated for balancing purposes.
(12)
TSOs are often the primary source of relevant fundamental information. They are also used to collect and assess large amounts of information for system operation purposes. In order to provide an overall view of relevant information across the Union, TSOs should facilitate the collection, verification and processing of data and the European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ENTSO for Electricity) should make the data available to the public through a central information transparency platform. In order to make best use of existing sources of transparency, the ENTSO for Electricity should be able to receive information for publication through third parties such as power exchanges and transparency platforms.
(13)
Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 should therefore be amended accordingly.
(14)
This Regulation has been adopted on the basis of Regulation (EC) No 714/2009 which it supplements and of which it forms an integral part. References to Regulation (EC) No 714/2009 in other legal acts shall be understood as also referring to this Regulation.
(15)
The measures provided for in this Regulation are in accordance with the opinion of the Committee referred to in Article 23(1) of Regulation (EC) No 714/2009,
HAS ADOPTED THIS REGULATION:
Article 1
Subject matter
This Regulation lays down the minimum common set of data relating to generation, transportation and consumption of electricity to be made available to market participants. It also provides for a central collection and publication of the data.
Article 2
Definitions
For the purposes of this Regulation, the definitions in Article 2 of Regulation (EC) No 714/2009 shall apply. In addition, the following definitions shall apply:
(1)
‘balancing reserves’ mean all resources, if procured ex ante or in real time, or according to legal obligations, which are available to the TSO for balancing purposes;
(2)
‘balancing time unit’ means the time period for which the price for balancing reserves is established;
(3)
‘bidding zone’ means the largest geographical area within which market participants are able to exchange energy without capacity allocation;
(4)
‘capacity allocation’ means the attribution of cross zonal capacity;
(5)
‘consumption unit’ means a resource which receives electrical energy for its own use, excluding TSOs and Distribution Systems Operators (DSOs);
(6)
‘control area’ means a coherent part of the interconnected system, operated by a single system operator and shall include connected physical loads and/or generation units if any;
(7)
‘coordinated net transmission capacity’ means a capacity calculation method based on the principle of assessing and defining ex ante a maximum energy exchange between adjacent bidding zones;
(8)
‘critical network element’ means a network element either within a bidding zone or between bidding zones taken into account in the capacity calculation process, limiting the amount of power that can be exchanged;
(9)
‘cross-control area balancing’ means a balancing scheme where a TSO can receive bids for activation coming from other TSOs’ areas. It does not include re-dispatching or the delivery of emergency energy;
(10)
‘cross zonal capacity’ means the capability of the interconnected system to accommodate energy transfer between bidding zones;
(11)
‘currency’ is euro if at least one part of the bidding zone(s) concerned is part of a country in which euro is a legal tender. In any other case it is the local currency;
(12)
‘cut-off time’ means the point in time where TSOs have to confirm all matched nominations to the market. The cut-off time refers not only to daily or intra daily markets but also to the different markets that cover imbalance adjustments and reserve allocation;
(13)
‘countertrading’ means a cross zonal exchange initiated by system operators between two bidding zones to relieve physical congestion;
(14)
‘data provider’ means the entity that is sending the data to the central information transparency platform;
(15)
‘explicit allocation’ means the allocation of cross zonal capacity only, without the energy transfer;
(16)
‘flow based parameters’ mean the available margins on critical network elements with associated power transfer distribution factors;
(17)
‘generation unit’ means a single electricity generator belonging to a production unit;
(18)
‘implicit allocation’ means a congestion management method in which energy is obtained at the same time as cross zonal capacity;
(19)
‘market time unit’ means the period for which the market price is established or the shortest possible common time period for the two bidding zones, if their market time units are different;
(20)
‘offered capacity’ means the cross zonal capacity offered by the transmission capacity allocator to the market;
(21)
‘planned’ means an event known ex ante by the primary owner of the data;
(22)
‘power transfer distribution factor’ means a representation of the physical flow on a critical network element induced by the variation of the net position of a bidding zone;
(23)
‘primary owner of the data’ means the entity which creates the data;
(24)
‘production unit’ means a facility for generation of electricity made up of a single generation unit or of an aggregation of generation units;
(25)
‘profile’ means a geographical boundary between one bidding zone and several neighbouring bidding zones;
(26)
‘redispatching’ means a measure activated by one or several system operators by altering the generation and/or load pattern in order to change physical flows in the transmission system and relieve a physical congestion;
(27)
‘total load’, including losses without power used for energy storage, means a load equal to generation and any imports deducting any exports and power used for energy storage;
(28)
‘transmission capacity allocator’ means the entity empowered by TSOs to manage the allocation of cross zonal capacities;
(29)
‘vertical load’ means the total amount of power flowing out of the transmission network to the distribution networks, to directly connected final customers or to the consuming part of generation;
(30)
‘year-ahead forecast margin’ means the difference between the yearly forecast of available generation capacity and the yearly forecast of maximum total load taking into account the forecast of total generation capacity, the forecast of availability of generation and the forecast of reserves contracted for system services;
(31)
‘time’ means the local time in Brussels.
Article 3
Establishment of a central information transparency platform
1. A central information transparency platform shall be established and operated in an efficient and cost effective manner within the European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ‘ENTSO for Electricity’). The ENTSO for Electricity shall publish on the central information transparency platform all data which TSOs are required to submit to the ENTSO for Electricity in accordance with this Regulation.
The central information transparency platform shall be available to the public free of charge through the internet and shall be available at least in English.
The data shall be up to date, easily accessible, downloadable and available for at least five years. Data updates shall be time-stamped, archived and made available to the public.
2. The ENTSO for Electricity shall submit a proposal concerning the operation of the central information transparency platform and the associated costs to the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (the Agency) four months after entry into force of this Regulation. The Agency shall provide its opinion within three months from the date of submission of the proposal.
3. The ENTSO for Electricity shall ensure that the central information transparency platform is operational 18 months after the entry into force of this Regulation.
Article 4
Submission and publication of data
1. Primary owners of data shall submit data to TSOs in accordance with Articles 6 to 17. They shall ensure that the data they provide to TSOs, or where provided for in accordance with paragraph 2 to data providers, are complete, of the required quality and provided in a manner that allows TSOs or data providers to process and deliver the data to the ENTSO for Electricity in sufficient time to allow the ENTSO for Electricity to meet its obligations under this Regulation in relation to the timing of the publication of information.
TSOs, and where relevant data providers, shall process the data they receive and provide them to the ENTSO for Electricity in due time for publication.
2. Primary owners of data may fulfil their obligation laid down in paragraph 1 by submitting data directly to the central information transparency platform provided they use a third party acting as data provider on their behalf. This way of submitting data shall be subject to the prior agreement of the TSO in whose control area the primary owner is located. When providing its agreement the TSO shall assess whether the data provider fulfils the requirements referred to in points (b) and (c) of Article 5, first subparagraph.
3. TSOs shall be considered as primary owners of data for the purposes of Articles 6 to 17, except when stated otherwise.
4. In case a bidding zone consists of several control areas in different Member States, the ENTSO for Electricity shall publish the data referred to in paragraph 1 separately for the concerned Member States.
5. Without prejudice to the obligations of the TSOs and of the ENTSO for Electricity laid down in paragraph 1 and Article 3, data can also be published on TSOs’ or other parties’ websites.
6. National regulatory authorities shall ensure that the primary owners of the data, TSOs and data providers comply with their obligations under this Regulation.
Article 5
Manual of procedures
The ENTSO for Electricity shall develop a manual specifying:
(a)
details and format of the submission of data laid down in Article 4(1);
(b)
standardised ways and formats of data communication and exchange between primary owners of data, TSOs, data providers and the ENTSO for Electricity;
(c)
technical and operational criteria which data providers would need to fulfil when providing data to the central information transparency platform;
(d)
appropriate classification of production types referred to in Articles 14(1), 15(1) and 16(1).
The ENTSO for Electricity shall develop the manual following open and transparent consultation with stakeholders.
The ENTSO for Electricity shall make the manual available to the public.
The ENTSO for Electricity shall update the manual when necessary. Before publishing or updating the manual, the ENTSO for Electricity shall submit a draft to the Agency for its opinion, which the Agency shall provide within two months. The draft of the first release shall be submitted to the Agency within four month after the entry into force of this Regulation.
Article 6
Information on total load
1. For their control areas, TSOs shall calculate and submit the following data to the ENTSO for Electricity for each bidding zone:
(a)
the total load per market time unit;
(b)
a day-ahead forecast of the total load per market time unit;
(c)
a week-ahead forecast of the total load for every day of the following week, which shall for each day include a maximum and a minimum load value;
(d)
a month-ahead forecast of the total load for every week of the following month, which shall include, for a given week, a maximum and a minimum load value;
(e)
a year-ahead forecast of the total load for every week of the following year, which shall for a given week include a maximum and a minimum load value.
2. The information referred to:
(a)
in point (a) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after the operating period;
(b)
in point (b) of paragraph 1 shall be published no later than two hours before the gate closure of the day-ahead market in the bidding zone and be updated when significant changes occur;
(c)
in point (c) of paragraph 1 shall be published each Friday no later than two hours before the gate closure of the day-ahead market in the bidding zone and be updated when significant changes occur;
(d)
in point (d) of paragraph 1 shall be published no later than one week before the delivery month and be updated when significant changes occur;
(e)
in point (e) of paragraph 1 shall be published no later than the 15th calendar day of the month before the year to which the data relates.
3. Generation units located within a TSO’s control area shall provide that TSO with all the relevant information required to calculate the data referred to in point (a) of paragraph 1.
Generation units shall be considered as primary owners of the relevant information they provide.
4. Distribution system operators (DSO), located within a TSO’s control area shall provide that TSO with all the relevant information required to calculate the data referred to in points (b) to (e) of paragraph 1.
DSOs shall be considered as primary owners of the relevant information they provide.
Article 7
Information relating to the unavailability of consumption units
1. For their control areas, TSOs shall provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
the planned unavailability of 100 MW or more of a consumption unit, including changes of 100 MW or more in the planned unavailability of consumption units, lasting at least one market time unit, specifying:
-
bidding zone,
-
available capacity per market time unit during the event,
-
reason for the unavailability,
-
the estimated start and end date (day, hour) of the change in availability;
(b)
changes in actual availability of a consumption unit with a power rating of 100 MW or more, specifying:
-
bidding zone,
-
available capacity per market time unit during the event,
-
reason for the unavailability,
-
the start date and the estimated end date (day, hour) of the change in availability.
2. The information laid down in point (a) of paragraph 1 shall be published in aggregated form per bidding zone indicating the sum of unavailable consumption capacity per market time unit during a given period as soon as possible but no later than one hour after the decision regarding the planned unavailability is made.
The information laid down point (b) of paragraph 1 shall be published in aggregated form per bidding zone indicating the sum of unavailable consumption capacity per market time unit during a given period as soon as possible but no later than one hour after the change in actual availability.
3. Consumption units located in a TSO’s control area shall calculate and submit the data laid down in paragraph 1 to that TSO.
The consumption units shall be considered as primary owner of the data they submit.
Article 8
Year-ahead forecast margin
1. For their control areas, TSOs shall calculate and provide for each bidding zone the year-ahead forecast margin evaluated at the local market time unit to the ENTSO for Electricity.
The information shall be published one week before the yearly capacity allocation but no later than the 15th calendar day of the month before the year to which the data relates.
2. Generation units and DSOs, located within a TSO’s control area shall provide that TSO with any relevant information required to calculate the data referred to in paragraph 1.
Generation units and DSOs shall be considered as primary owners of the data they submit.
Article 9
Transmission infrastructure
TSOs shall establish and provide information on future changes to network elements and interconnector projects including expansion or dismantling in their transmission grids within the next three years, to the ENTSO for Electricity. This information shall only be given for measures expected to have an impact of at least 100 MW on cross zonal capacity between bidding zones or on profiles at least during one market time unit. The information shall include:
(a)
the identification of the assets concerned;
(b)
the location;
(c)
type of asset;
(d)
the impact on interconnection capacity per direction between the bidding zones;
(e)
the estimated date of completion.
The information shall be published one week before the yearly capacity allocation but no later than the 15th calendar day of the month before the year to which the allocation relates. The information shall be updated with relevant changes before the end of March, the end of June and the end of September of the year to which the allocation relates.
Article 10
Information relating to the unavailability of transmission infrastructure
1. For their control areas TSOs shall calculate and provide to the ENTSO for Electricity:
(a)
the planned unavailability, including changes in the planned unavailability of interconnections and in the transmission grid that reduce cross zonal capacities between bidding zones by 100 MW or more during at least one market time unit, specifying:
-
the identification of the assets concerned,
-
the location,
-
the type of asset,
-
the estimated impact on cross zonal capacity per direction between bidding zones,
-
reasons for the unavailability,
-
the estimated start and end date (day, hour) of the change in availability;
(b)
changes in the actual availability of interconnections and in the transmission grid that reduce cross zonal capacities between bidding zones by 100 MW or more during at least one market time unit, specifying:
-
the identification of the assets concerned,
-
the location,
-
the type of asset,
-
the estimated impact on cross zonal capacity per direction between bidding zones,
-
reasons for the unavailability,
-
the start and estimated end date (day, hour) of the change in availability;
(c)
changes in the actual availability of off-shore grid infrastructure that reduce wind power feed-in by 100 MW or more during at least one market time unit, specifying:
-
the identification of the assets concerned,
-
the location,
-
the type of asset,
-
the installed wind power generation capacity (MW) connected to the asset,
-
wind power fed in (MW) at the time of the change in the availability,
-
reasons for the unavailability,
-
the start and estimated end date (day, hour) of the change in availability.
2. The information laid down in point (a) of paragraph 1 shall be published as soon as possible, but no later than one hour after the decision regarding the planned unavailability is made.
3. The information laid down in points (b) and (c) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than one hour after the change in actual availability.
4. For the information laid down in points (a) and (b) of paragraph 1 TSOs may choose not to identify the asset concerned and specify its location if it is classified as sensitive critical infrastructure protection related information in their Member States as provided for in point (d) of Article 2 of Council Directive 2008/114/EC (3). This is without prejudice to their other obligations laid down in paragraph 1 of this Article.
Article 11
Information relating to the estimation and offer of cross zonal capacities
1. For their control areas TSOs or, if applicable, transmission capacity allocators, shall calculate and provide the following information to the ENTSO for Electricity sufficiently in advance of the allocation process:
(a)
the forecasted and offered capacity (MW) per direction between bidding zones in case of coordinated net transmission capacity based capacity allocation; or
(b)
the relevant flow based parameters in case of flow based capacity allocation.
TSOs or, if applicable, transmission capacity allocators shall be considered as the primary owners of the information they calculate and provide.
2. The information laid down in paragraph 1(a) shall be published as set out in the Annex.
3. In relation to direct current links, TSOs shall provide updated information on any restrictions placed on the use of available cross-border capacity including through the application of ramping restrictions or intraday transfer limits not later than one hour after the information is known to the ENTSO for Electricity.
Operators of direct current links shall be considered as primary owners of the updated information they provide.
4. TSOs or, if applicable, transmission capacity allocators, shall provide a yearly report to the ENTSO for Electricity indicating:
(a)
the main critical network elements limiting the offered capacity;
(b)
the control area(s) which the critical network elements belong to;
(c)
the extent to which relieving the critical network elements would increase the offered capacity;
(d)
all possible measures that could be implemented to increase the offered capacity, together with their estimated costs.
When preparing the report TSOs may choose not to identify the asset concerned and specify its location if it is classified as sensitive critical infrastructure protection related information in their Member States as provided for in point (d) of Article 2 of Directive 2008/114/EC.
TSOs or, if applicable, transmission capacity allocators shall be considered as primary owners of the report they provide.
Article 12
Information relating to the use of cross zonal capacities
1. For their control areas TSOs shall calculate and provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
in case of explicit allocations, for every market time unit and per direction between bidding zones:
-
the capacity (MW) requested by the market,
-
capacity (MW) allocated to the market,
-
the price of the capacity (Currency/MW),
-
the auction revenue (in Currency) per border between bidding zones;
(b)
for every market time unit and per direction between bidding zones the total capacity nominated;
(c)
prior to each capacity allocation the total capacity already allocated through previous allocation procedures per market time unit and per direction;
(d)
for every market time unit the day-ahead prices in each bidding zone (Currency/MWh);
(e)
in case of implicit allocations, for every market time unit the net positions of each bidding zone (MW) and the congestion income (in Currency) per border between bidding zones;
(f)
scheduled day-ahead commercial exchanges in aggregated form between bidding zones per direction and market time unit;
(g)
physical flows between bidding zones per market time unit;
(h)
cross zonal capacities allocated between bidding zones in Member States and third countries per direction, per allocated product and period.
2. The information laid down:
(a)
in points (a) and (e) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after each capacity allocation;
(b)
in point (b) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after each round of nomination;
(c)
in point (c) of paragraph 1 shall be published at the latest when publication of offered capacity figures become due as set out in the Annex;
(d)
in point (d) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after gate closure;
(e)
in point (f) of paragraph 1 shall be published every day no later than one hour after the last cut-off time and, if applicable, shall be updated no later than two hours after each intra-day nomination process;
(f)
in point (g) of paragraph 1 shall be published for each market time unit as closely as possible to real time but no later than one hour after the operational period;
(g)
in point (h) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after the allocation.
3. Transmission capacity allocators, or where applicable power exchanges, shall provide the TSOs with all the relevant information required to calculate the data laid down in paragraph 1.
Transmission capacity allocators shall be considered as primary owners of the information they provide.
Power exchanges shall be considered primary owners of the information they provide.
Article 13
Information relating to congestion management measures
1. For their control areas TSOs shall provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
information relating to redispatching per market time unit, specifying:
-
the action taken (that is to say production increase or decrease, load increase or decrease),
-
the identification, location and type of network elements concerned by the action,
-
the reason for the action,
-
capacity affected by the action taken (MW);
(b)
information relating to countertrading per market time unit, specifying:
-
the action taken (that is to say cross-zonal exchange increase or decrease),
-
the bidding zones concerned,
-
the reason for the action,
-
change in cross-zonal exchange (MW);
(c)
the costs incurred in a given month from actions referred to in points (a) and (b) and from any other remedial action.
2. The information laid down:
(a)
in points (a) and (b) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than one hour after the operating period, except for the reasons which shall be published as soon as possible but not later than one day after the operating period;
(b)
in point (c) of paragraph 1 shall be published no later than one month after the end of the referred month.
Article 14
Forecast generation
1. For their control areas, TSOs shall calculate and provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
the sum of generation capacity (MW) installed for all existing production units equalling to or exceeding 1 MW installed generation capacity, per production type;
(b)
information about production units (existing and planned) with an installed generation capacity equalling to or exceeding 100 MW. The information shall contain:
-
the unit name,
-
the installed generation capacity (MW),
-
the location,
-
the voltage connection level,
-
the bidding zone,
-
the production type;
(c)
an estimate of the total scheduled generation (MW) per bidding zone, per each market time unit of the following day;
(d)
a forecast of wind and solar power generation (MW) per bidding zone, per each market time unit of the following day.
2. The information laid down:
(a)
in point (a) of paragraph 1 shall be published annually no later than one week before the end of the year;
(b)
in point (b) of paragraph 1 shall be published annually for the three following years no later than one week before the beginning of the first year to which the data relates;
(c)
in point (c) of paragraph 1 shall be published no later than 18.00 Brussels time, one day before actual delivery takes place;
(d)
in point (d) of paragraph 1 shall be published no later than 18.00 Brussels time, one day before actual delivery takes place. The information shall be regularly updated and published during intra-day trading with at least one update to be published at 8.00 Brussels time on the day of actual delivery. The information shall be provided for all bidding zones only in Member States with more than 1 % feed-in of wind or solar power generation per year or for bidding zones with more than 5 % feed-in of wind or solar power generation per year.
3. Production units located in a TSO’s control area shall provide that TSO with all the relevant information required to calculate the data laid down in paragraph 1.
Production units shall be considered as primary owners of the relevant information they provide.
Article 15
Information relating to the unavailability of generation and production units
1. For their control areas, TSOs shall provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
the planned unavailability of 100 MW or more of a generation unit including changes of 100 MW or more in the planned unavailability of that generation unit, expected to last for at least one market time unit up to three years ahead, specifying:
-
the name of the production unit,
-
the name of the generation unit,
-
location,
-
bidding zone,
-
installed generation capacity (MW),
-
the production type,
-
available capacity during the event,
-
reason for the unavailability,
-
start date and estimated end date (day, hour) of the change in availability;
(b)
changes of 100 MW or more in actual availability of a generation unit, expected to last for at least one market time unit, specifying:
-
the name of the production unit,
-
the name of the generation unit,
-
location,
-
bidding zone,
-
installed generation capacity (MW),
-
the production type,
-
available capacity during the event,
-
reason for the unavailability, and
-
start date and estimated end date (day, hour) of the change in availability;
(c)
the planned unavailability of a production unit of 200 MW or more including changes of 100 MW or more in the planned unavailability of that production unit, but not published in accordance with subparagraph (a), expected to last for at least one market time unit up to three years ahead, specifying:
-
the name of the production unit,
-
location,
-
bidding zone,
-
installed generation capacity (MW),
-
the production type,
-
available capacity during the event,
-
reason for the unavailability,
-
start date and estimated end date (day, hour) of the change in availability;
(d)
changes of 100 MW or more in actual availability of a production unit with an installed generation capacity of 200 MW or more, but not published in accordance with subparagraph (b), expected to last for at least one market time unit, specifying:
-
the name of the production unit,
-
location,
-
bidding zone,
-
installed generation capacity (MW),
-
the production type,
-
available capacity during the event,
-
reason for the unavailability, and
-
start date and estimated end date (day, hour) of the change in availability.
2. The information laid down in points (a) and (c) of paragraph 1 shall be published as soon as possible, but no later than one hour after the decision regarding the planned unavailability is made.
The information laid down in points (b) and (d) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than one hour after the change in actual availability.
3. Generation units located in a TSO’s control area shall provide that TSO with the data laid down in paragraph 1.
Generation units shall be considered as primary owners of the data they provide.
Article 16
Actual generation
1. For their control areas, TSOs shall calculate and provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
actual generation output (MW) per market time unit and per generation unit of 100 MW or more installed generation capacity;
(b)
aggregated generation output per market time unit and per production type;
(c)
actual or estimated wind and solar power generation (MW) in each bidding zone per market time unit;
(d)
aggregated weekly average filling rate of all water reservoir and hydro storage plants (MWh) per bidding zone including the figure for the same week of the previous year.
2. The information laid down:
(a)
in point (a) of paragraph 1 shall be published five days after the operational period;
(b)
in point (b) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after the operational period;
(c)
in point (c) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after the operational period and be updated on the basis of measured values as soon as they become available. The information shall be provided for all bidding zones only in Member States with more than 1 % feed-in of wind or solar power generation per year or for bidding zones with more than 5 % feed-in of wind or solar power generation per year;
(d)
in point (d) of paragraph 1 shall be published on the third working day following the week to which the information relates. The information shall be provided for all bidding zones only in Member States with more than 10 % feed-in of this type of generation per year or for bidding zones with more than 30 % feed-in of this type of generation per year.
3. Generation units and production units located within a TSOs’ control area shall provide that TSO with all the relevant information to calculate the data laid down in paragraph 1.
Generation units and production units respectively shall be considered as primary owners of the relevant information they provide.
Article 17
Balancing
1. For their control areas, TSOs or where applicable operators of balancing markets, where such markets exist shall provide the following information to the ENTSO for Electricity:
(a)
rules on balancing including:
-
processes for the procurement of different types of balancing reserves and of balancing energy,
-
the methodology of remuneration for both the provision of reserves and activated energy for balancing,
-
the methodology for calculating imbalance charges,
-
if applicable, a description on how cross-border balancing between two or more control areas is carried out and the conditions for generators and load to participate;
(b)
the amount of balancing reserves under contract (MW) by the TSO, specifying:
-
the source of reserve (generation or load),
-
the type of reserve (e.g. Frequency Containment Reserve, Frequency Restoration Reserve, Replacement Reserve),
-
the time period for which the reserves are contracted (e.g. hour, day, week, month, year, etc.);
(c)
prices paid by the TSO per type of procured balancing reserve and per procurement period (Currency/MW/period);
(d)
accepted aggregated offers per balancing time unit, separately for each type of balancing reserve;
(e)
the amount of activated balancing energy (MW) per balancing time unit and per type of reserve;
(f)
prices paid by the TSO for activated balancing energy per balancing time unit and per type of reserve; price information shall be provided separately for up and down regulation;
(g)
imbalance prices per balancing time unit;
(h)
total imbalance volume per balancing time unit;
(i)
monthly financial balance of the control area, specifying:
-
the expenses incurred to the TSO for procuring reserves and activating balancing energy,
-
the net income to the TSO after settling the imbalance accounts with balance responsible parties;
(j)
if applicable, information regarding Cross Control Area Balancing per balancing time unit, specifying:
-
the volumes of exchanged bids and offers per procurement time unit,
-
maximum and minimum prices of exchanged bids and offers per procurement time unit,
-
volume of balancing energy activated in the control areas concerned.
Operators of balancing markets shall be considered as primary owners of the information they provide.
2. The information laid down:
(a)
in point (b) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than two hours before the next procurement process takes place;
(b)
in point (c) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than one hour after the procurement process ends;
(c)
in point (d) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than one hour after the operating period;
(d)
in point (e) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than 30 minutes after the operating period. In case the data are preliminary, the figures shall be updated when the data become available;
(e)
in point (f) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than one hour after the operating period;
(f)
in point (g) of paragraph 1 shall be published as soon as possible;
(g)
in point (h) of paragraph 1 shall be published as soon as possible but no later than 30 minutes after the operating period. In case the data are preliminary, the figures shall be updated when the data become available;
(h)
in point (i) of paragraph 1 shall be published no later than three months after the operational month. In case the settlement is preliminary, the figures shall be updated after the final settlement;
(i)
in point (j) of paragraph 1 shall be published no later than one hour after the operating period.
Article 18
Liability
The liability of the primary owner of the data, the data provider and the ENTSO for Electricity under this Regulation shall be limited to cases of gross negligence and/or wilful misconduct. In any event they shall not be liable to compensate the person who uses the data for any loss of profit, loss of business, or any other indirect incidental, special or consequential damages of any kind arising from a breach of their obligations under this Regulation.
Article 19
Amendment to Regulation (EC) No 714/2009
Points 5.5 to 5.9 of Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 are deleted with effect from 5 January 2015.
Article 20
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.
Article 4(1) shall apply 18 months after the entry into force of this Regulation.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 14 June 2013.