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.
REGLAMENTO (UE) No 543/2013 DE LA COMISIÓN
de 14 de junio de 2013
sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo
(Texto pertinente a efectos del EEE)
LA COMISIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,
Visto el Reglamento (CE) no 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) no 1228/2003 (1), y, en particular, su artículo 18, apartado 5,
Considerando lo siguiente:
(1)
El Reglamento (CE) no 714/2009, y, en particular, su artículo 15, así como el punto 5 de las Directrices sobre la gestión y la asignación de la capacidad de transporte disponible de las interconexiones entre las redes nacionales, que figuran en el anexo I de dicho Reglamento, establecen requisitos para que los gestores de redes de transporte (GRT) publiquen datos sobre la disponibilidad de las redes, las capacidades de los interconectores transfronterizos y la generación, la carga y los cortes de suministro de la red.
(2)
El artículo 4, apartado 4, del Reglamento (UE) no 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2011, sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (2), reconoce que la publicación de información privilegiada de conformidad con el Reglamento (CE) no 714/2009 o con directrices adoptadas en virtud del mismo constituye una divulgación pública simultánea, completa y eficaz.
(3)
La disponibilidad de dichos datos es indispensable para que los participantes en el mercado puedan tomar decisiones eficientes en cuanto a la producción, el consumo y las operaciones comerciales. Para lograr una integración más profunda del mercado y el rápido desarrollo de las fuentes renovables de generación de energía intermitentes, como la eólica y la solar, es necesaria la divulgación de información completa, disponible a tiempo, de alta calidad y fácilmente asimilable sobre las variables fundamentales de la oferta y la demanda.
(4)
La disponibilidad a tiempo de series de datos completas sobre dichas variables fundamentales debe aumentar la seguridad del abastecimiento energético. Debe permitir también a las partes del mercado casar con precisión la oferta y la demanda, reduciendo así el riesgo de cortes de suministro. Como resultado de ello, los GRT podrán ejercer un mejor control de sus redes y hacerlas funcionar en condiciones más previsibles y seguras.
(5)
Las medidas de transparencia en vigor no satisfacen plenamente estos criterios. Además, las informaciones pertinentes del mercado se distribuyen de manera desigual entre sus participantes; los grandes agentes históricos tienen acceso exclusivo a la información relativa a sus propios activos, lo que deja en situación desventajosa a los nuevos participantes en el mercado o a los que carecen de activos propios.
(6)
Los participantes en el mercado deben poder disponer en el momento oportuno de información sobre el consumo previsto. Esta información debe actualizarse periódicamente y facilitarse para diferentes horizontes temporales. Los resultados reales del consumo previsto también deben estar disponibles poco después del tiempo real.
(7)
La indisponibilidad programada y no programada de las unidades de generación y consumo de electricidad es uno de los datos pertinentes de la oferta y la demanda que mayor importancia revisten para los participantes en el mercado. Tanto estos como los GRT necesitan disponer de información detallada sobre dónde, cuándo y por qué las unidades no están o no estarán disponibles para generar o consumir y cuándo está previsto que vuelvan a estar en funcionamiento. Esto debe ayudar también a los GRT a reasignar las reservas más adecuadamente, con lo que se reducirá la probabilidad de interrupciones del suministro.
(8)
Los participantes en el mercado y los GRT deben recibir también información detallada sobre la capacidad de generación instalada total, estimaciones sobre la generación prevista total, que incluyan desglosados para la generación intermitente y por cada unidad los datos relativos a la generación real de las grandes instalaciones de producción.
(9)
A fin de poder transportar la electricidad desde el lugar donde está disponible hasta el lugar en que más se necesita y ajustar las carteras en consecuencia, el mercado debe recibir información sobre la indisponibilidad programada y no programada de la infraestructura de transporte transfronteriza existente y sobre los planes de evolución de la infraestructura. Los GRT deben también presentar datos, que actualizarán periódicamente, sobre las capacidades de transferencia transfronterizas programadas y ofertadas para diferentes horizontes temporales, así como información relativa a la asignación y uso de las capacidades.
(10)
Debido a la rápida implantación de fuentes de generación intermitente alejadas de los centros de consumo, la congestión de las infraestructuras de transporte ha ido creciendo cada vez más en amplias zonas de Europa. Para paliar la congestión, los GRT han intervenido cada vez más en las operaciones del mercado, indicando a los participantes en el mercado la conveniencia de modificar sus compromisos de generación o intercambio. Al objeto de que el mercado pueda comprender dónde y por qué resultan necesarias las medidas de gestión de la congestión, es preciso que los GRT faciliten información a tiempo, detallada y razonada sobre sus actuaciones.
(11)
Incluso después de una programación meticulosa, los productores, proveedores y agentes del mercado pueden encontrarse en situación de desequilibrio y verse expuestos al régimen de balance y liquidación de los GRT. Para poder atenuar el riesgo de desequilibrio de forma óptima, los participantes en el mercado necesitan información precisa, clara y oportuna sobre los mercados de balance. Los GRT deberán facilitar esta información en un formato comparable entre países, e incluir datos sobre las reservas contratadas, los precios pagados y los volúmenes activados con fines de balance.
(12)
Los GRT suelen ser la principal fuente de la información pertinente sobre las variables fundamentales del mercado. También suelen recabar y evaluar gran cantidad de información para fines relacionados con la explotación del sistema. Con el fin de brindar una visión global de la información pertinente de toda la Unión, los GRT deben favorecer la recogida, verificación y tratamiento de datos y la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («la REGRT de Electricidad») debe poner dichos datos a disposición del público a través de una plataforma de transparencia de la información centralizada. Para utilizar de la mejor manera posible las fuentes de transparencia existentes, la REGRT de Electricidad debe poder recibir información destinada a su publicación a través de terceros, como las bolsas de electricidad y las plataformas de transparencia.
(13)
Procede, por tanto, modificar el anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009 en consecuencia.
(14)
El presente Reglamento se adopta sobre la base del Reglamento (CE) no 714/2009, al que complementa y del que forma parte integrante. Por lo tanto, las referencias al Reglamento (CE) no 714/2009 que figuren en otros actos legales se entenderán hechas asimismo al presente Reglamento.
(15)
Las medidas previstas en el presente Reglamento se ajustan al dictamen del Comité al que se refiere el artículo 23, apartado 1, del Reglamento (CE) no 714/2009.
HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:
Artículo 1
Objeto
El presente Reglamento establece el conjunto común mínimo de datos relativos a la generación, el transporte y el consumo de electricidad que deben ponerse a disposición de los participantes en el mercado. También prevé la recogida y publicación centralizadas de los datos.
Artículo 2
Definiciones
A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones del artículo 2 del Reglamento (CE) no 714/2009. Asimismo, se entenderá por:
1)
«reservas de balance»: todos los recursos, ya se hayan obtenido ex ante o en tiempo real, o con arreglo a obligaciones legales, de que disponen los GRT para fines de balance;
2)
«unidad de tiempo de balance»: el período de tiempo para el cual se ha establecido el precio de las reservas de balance;
3)
«zona de ofertas»: la mayor zona geográfica en la que los participantes en el mercado pueden intercambiar energía sin asignación de capacidad;
4)
«asignación de capacidad»: la asignación de la capacidad interzonal;
5)
«unidad de consumo»: un recurso que recibe energía eléctrica para su propio uso, excepción hecha de los GRT y de los gestores de las redes de distribución (GRD);
6)
«zona de control»: una parte coherente de la red interconectada, gestionada por un solo gestor de redes, y que incluirá las cargas físicas conectadas y/o las unidades de generación, si las hubiera;
7)
«capacidad de transporte neta coordinada»: un método de cálculo de la capacidad basado en el principio de evaluación y definición ex ante de un intercambio máximo de energía entre zonas de ofertas adyacentes;
8)
«elemento crítico de la red»: un elemento de la red, situado dentro de una zona de ofertas o entre ellas, tenido en cuenta en el proceso de cálculo de la capacidad, que limita la cantidad de energía que puede intercambiarse;
9)
«balance entre zonas de control»: un régimen de balance en el que un GRT puede recibir ofertas para activación procedentes de las zonas de otros GRT; no incluye el redespacho ni la entrega de energía con carácter de emergencia;
10)
«capacidad interzonal»: la capacidad del sistema interconectado para asimilar la transferencia de energía entre zonas de ofertas;
11)
«moneda»: el euro, si al menos una parte de la zona o zonas de ofertas afectadas forma parte de un país cuya moneda de curso legal es el euro; en todos los demás casos, la moneda local;
12)
«hora de validación»: el momento en que los GRT deben confirmar todas las nominaciones casadas al mercado. La hora de validación se refiere no solo a los mercados diarios o intradiarios sino también a los distintos mercados que cubren los ajustes de los desequilibrios y la asignación de reservas;
13)
«intercambio compensatorio»: un intercambio entre zonas iniciado por los gestores de las redes entre dos zonas de ofertas para aliviar la congestión física;
14)
«proveedor de datos»: la entidad que envía los datos a la plataforma de transparencia de información centralizada;
15)
«asignación explícita»: la asignación de capacidad interzonal solamente, sin la transferencia de energía;
16)
«parámetros basados en los flujos»: los márgenes disponibles sobre los elementos críticos de la red con los correspondientes factores de distribución de la transferencia de energía;
17)
«unidad de generación»: un solo generador de electricidad perteneciente a una unidad de producción;
18)
«asignación implícita»: un método de gestión de la congestión en el que se obtiene la energía al mismo tiempo que la capacidad interzonal;
19)
«unidad de tiempo del mercado»: el período para el cual se ha establecido el precio de mercado, o el más breve período de tiempo común para las dos zonas de ofertas, si sus unidades de tiempo del mercado son diferentes;
20)
«capacidad ofertada»: la capacidad interzonal ofrecida por el responsable de asignar la capacidad de transporte al mercado;
21)
«programada», una incidencia conocida de antemano por el propietario primario de los datos;
22)
«factor de distribución de la transferencia de energía», una representación del flujo físico en un elemento crítico de la red inducido por la variación de la posición neta de una zona de ofertas;
23)
«propietario primario de los datos»: la entidad que crea los datos;
24)
«unidad de producción»: una instalación para la generación de electricidad compuesta por una sola unidad de generación o por una agrupación de unidades de generación;
25)
«perfil»: un límite geográfico entre una zona de ofertas y varias zonas de ofertas vecinas;
26)
«redespacho»: una medida activada por uno o varios gestores de redes, que modifica el esquema de generación y/o de carga con el fin de cambiar los flujos físicos en el sistema de transporte y aliviar la congestión física;
27)
«carga total»: incluidas las pérdidas y exceptuando la potencia utilizada para el almacenamiento de energía, una carga igual a la generación más las eventuales importaciones, menos las exportaciones y la potencia utilizada para el almacenamiento de energía;
28)
«responsable de asignar la capacidad de transporte»: la entidad habilitada por los GRT para gestionar la asignación de las capacidades interzonales;
29)
«carga vertical»: la cantidad total de energía eléctrica que sale de la red de transporte hacia las redes de distribución, hacia los clientes finales conectados directamente o hacia la parte de la generación que consume;
30)
«margen de las previsiones a un año»: la diferencia entre la previsión anual de la capacidad de generación disponible y las previsiones anuales de carga total máxima, teniendo en cuenta la previsión de la capacidad de generación total, la previsión de disponibilidad de generación y la previsión de las reservas contratadas para los servicios del sistema;
31)
«hora»: la hora local de Bruselas.
Artículo 3
Establecimiento de una plataforma de transparencia de la información centralizada
1. Se constituirá una plataforma de transparencia de la información centralizada, que será gestionada de manera eficiente y rentable en el marco de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («la REGRT de Electricidad»). La REGRT de Electricidad publicará en la plataforma de transparencia de información centralizada todos los datos que los GRT tienen obligación presentar a la REGRT de Electricidad de conformidad con el presente Reglamento.
La plataforma de transparencia de la información centralizada deberá estar a disposición del público, de forma gratuita y a través de internet, al menos en lengua inglesa.
Los datos deberán estar actualizados, ser de fácil acceso, y podrán descargarse y consultarse durante al menos cinco años. Las actualizaciones de los datos se datarán, se archivarán y se pondrán a disposición del público.
2. La REGRT de Electricidad presentará una propuesta sobre el funcionamiento de la plataforma de transparencia de la información centralizada y los costes asociados a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía («la Agencia»), cuatro meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento. La Agencia emitirá su dictamen en un plazo de tres meses a partir de la fecha de presentación de la propuesta.
3. La REGRT de Electricidad se asegurará de que la plataforma de transparencia de la información centralizada esté operativa 18 meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento.
Artículo 4
Presentación y publicación de datos
1. Los propietarios primarios de los datos los presentarán a los GRT de conformidad con los artículos 6 a 17. Velarán por que los datos que proporcionen a los GRT o, cuando se haga de conformidad con el apartado 2, a los proveedores de datos sean completos, de la calidad necesaria, y se faciliten de una manera que permita a los GRT o a los proveedores de datos procesar y entregar los datos a la REGRT de Electricidad con tiempo suficiente para permitir a esta cumplir las obligaciones que le impone el presente Reglamento en relación con los plazos de publicación de la información.
Los GRT y, cuando proceda, los proveedores de datos, procesarán los datos que reciban y los transmitirán a la REGRT de Electricidad con la antelación necesaria para su publicación.
2. Los propietarios primarios de los datos podrán cumplir las obligaciones que les atribuye el apartado 1 presentando los datos directamente a la plataforma de transparencia de la información centralizada, siempre que utilicen a un tercero que actúe como proveedor de datos en su nombre. Esta forma de presentación de datos estará supeditada al acuerdo previo de los GRT en cuya zona de control se encuentre el propietario primario. Cuando dé su conformidad, el GRT deberá evaluar si el proveedor de datos cumple los requisitos a que se refiere el artículo 5, párrafo primero, letras b) y c).
3. Los GRT deberán ser considerados propietarios primarios de los datos a los efectos de los artículos 6 a 17, salvo indicación en contrario.
4. En caso de que una zona de ofertas conste de varias zonas de control en diferentes Estados miembros, la REGRT de Electricidad publicará los datos a que se refiere el apartado 1 por separado para los Estados miembros de que se trate.
5. Sin perjuicio de las obligaciones de los GRT y de la REGRT de Electricidad mencionadas en el apartado 1 y en el artículo 3, los datos también podrán publicarse en los sitios web de los GRT o de otras partes.
6. Las autoridades reguladoras nacionales velarán por que los propietarios primarios de los datos, los GRT y los proveedores de datos cumplan sus obligaciones en virtud del presente Reglamento.
Artículo 5
Manual de procedimiento
1. La REGRT de Electricidad elaborará un manual en el que se especifique lo siguiente:
a)
detalles y formato de presentación de los datos establecidos en el artículo 4, apartado 1;
b)
maneras y formatos normalizados de comunicación e intercambio de datos entre los propietarios primarios de los datos, los GRT, los proveedores de datos y la REGRT de Electricidad;
c)
criterios técnicos y operativos que los proveedores de datos tendrán que cumplir cuando faciliten datos a la plataforma de transparencia de la información centralizada;
d)
clasificación adecuada de los tipos de producción a que se refiere el artículo 14, apartado 1, el artículo 15, apartado 1, y el artículo 16, apartado 1.
La REGRT de Electricidad elaborará el manual tras realizar una consulta abierta y transparente con las partes interesadas.
La REGRT de Electricidad pondrá el manual a disposición del público.
La REGRT de Electricidad actualizará el manual cuando sea necesario. Antes de publicar o de actualizar el manual, la REGRT de Electricidad presentará un proyecto a la Agencia para que formule su dictamen, que habrá de ser emitido en un plazo de dos meses. El proyecto de la primera versión se presentará a la Agencia en un plazo de cuatro meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento.
Artículo 6
Información sobre la carga total
1. Para sus zonas de control, los GRT deberán calcular y presentar los siguientes datos a la REGRT de Electricidad para cada zona de ofertas:
a)
la carga total por unidad de tiempo del mercado;
b)
la previsión a un día de la carga total por unidad de tiempo del mercado;
c)
la previsión a una semana de la carga total por cada día de la semana siguiente, que deberá incluir, para cada día, un valor de carga máximo y uno mínimo;
d)
la previsión a un mes de la carga total por cada semana del mes siguiente, que deberá incluir, para cada semana determinada, un valor de carga máximo y uno mínimo;
e)
la previsión a un año de la carga total por cada semana del año siguiente, que deberá incluir, para cada semana determinada, un valor de carga máximo y uno mínimo.
2. La información a la que se refiere
a)
el apartado 1, letra a), se publicará a más tardar una hora después del período de operación;
b)
el apartado 1, letra b), se publicará a más tardar dos horas antes del cierre de las transacciones del mercado diario en la zona de ofertas y se actualizará cuando se produzcan cambios importantes;
c)
el apartado 1, letra c), se publicará cada viernes a más tardar dos horas antes del cierre de las transacciones del mercado diario en la zona de ofertas y se actualizará cuando se produzcan cambios importantes;
d)
el apartado 1, letra d), se publicará a más tardar una semana antes del mes de entrega y se actualizará cuando se produzcan cambios importantes;
e)
el apartado 1, letra e), se publicará a más tardar el decimoquinto día natural del mes anterior al año con el que guardan relación los datos.
3. Las unidades de generación situadas en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos a los que se refiere el apartado 1, letra a).
Las unidades de generación se considerarán propietarios primarios de la información pertinente que faciliten.
4. Los gestores de redes de distribución (GRD) situados en la zona de control de un GRT deberán proporcionar a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos contemplados en el apartado 1, letras b) a e).
Los GRD se considerarán propietarios primarios de la información pertinente que faciliten.
Artículo 7
Información relativa a la indisponibilidad de las unidades de consumo
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
la indisponibilidad programada de 100 MW o más de una unidad de consumo, incluidas las variaciones de 100 MW o más en la indisponibilidad programada de las unidades de consumo, durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
la zona de ofertas,
-
la capacidad disponible por unidad de tiempo del mercado durante la incidencia,
-
la razón de la indisponibilidad,
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;
b)
los cambios en la disponibilidad real de una unidad de consumo con una potencia nominal de 100 MW o más, especificando:
-
la zona de ofertas,
-
la capacidad disponible por unidad de tiempo del mercado durante la incidencia,
-
la razón de la indisponibilidad,
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad.
2. La información establecida en el apartado 1, letra a), se publicará en forma agregada por zona de ofertas, indicando la suma de la capacidad de consumo indisponible por unidad de tiempo del mercado durante un período determinado, lo antes posible y, a más tardar, una hora después de que se haya tomado la decisión relativa a la indisponibilidad programada.
La información establecida en el apartado 1, letra b), se publicará en forma agregada por zona de ofertas, indicando la suma de la capacidad de consumo indisponible por unidad de tiempo del mercado durante un período determinado, lo antes posible y, a más tardar, una hora después del cambio de la disponibilidad real.
3. Las unidades de consumo situadas en la zona de control de un GRT calcularán y presentarán a dicho GRT los datos establecidos en el apartado 1.
Las unidades de consumo se considerarán propietarias primarias de los datos que presenten.
Artículo 8
Margen de previsiones a un año
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán a la REGRT de Electricidad, para cada zona de ofertas, el margen de las previsiones para el año siguiente, evaluado en la unidad de tiempo del mercado local.
La información se publicará una semana antes de la asignación anual de la capacidad y, a más tardar, el decimoquinto día natural del mes anterior al año con el que guarden relación los datos.
2. Las unidades de generación y los GRD situados en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos a que se refiere el apartado 1.
Las unidades de generación y los GRD se considerarán propietarios primarios de los datos que presenten.
Artículo 9
Infraestructura de transporte
1. Los GRT establecerán y proporcionarán información a la REGRT de Electricidad sobre futuros cambios en los elementos de la red y proyectos de ampliación o desmantelamiento de los interconectores en sus redes de transporte dentro de los tres años siguientes. Esta información solo se facilitará para las medidas que se prevé puedan tener un impacto de al menos 100 MW sobre la capacidad interzonal entre zonas de ofertas o los perfiles al menos durante una unidad de tiempo del mercado. La información incluirá lo siguiente:
a)
la identificación de los activos de que se trate;
b)
el emplazamiento;
c)
el tipo de activo;
d)
el impacto sobre la capacidad de interconexión en cada sentido entre las zonas de ofertas;
e)
la fecha estimada de finalización.
La información se publicará una semana antes de la asignación anual de capacidad y, a más tardar, el decimoquinto día natural del mes anterior al año al que se refiere la asignación. La información se actualizará con los cambios pertinentes antes de finales de marzo, finales de junio y finales de septiembre del año a que se refiere la asignación.
Artículo 10
Información relativa a la indisponibilidad de la infraestructura de transporte
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT deberán calcular y facilitar a la REGRT de electricidad la siguiente información:
a)
la indisponibilidad programada, incluidos los cambios en la indisponibilidad programada de las interconexiones y en la red de transporte que reduzcan las capacidades interzonales entre zonas de ofertas en 100 MW o más durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
la identificación de los activos de que se trate,
-
el emplazamiento,
-
el tipo de activo,
-
el impacto estimado sobre la capacidad interzonal en cada sentido entre las zonas de ofertas,
-
los motivos de la indisponibilidad,
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;
b)
los cambios en la indisponibilidad real de las interconexiones y en la red de transporte que reduzcan las capacidades interzonales entre zonas de ofertas en 100 MW o más durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
la identificación de los activos de que se trate,
-
el emplazamiento,
-
el tipo de activo,
-
el impacto estimado sobre la capacidad interzonal en cada sentido entre las zonas de ofertas,
-
los motivos de la indisponibilidad,
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;
c)
los cambios en la disponibilidad real de la infraestructura de la red marítima que reduzcan la energía eólica inyectada en la red en 100 MW o más durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
la identificación de los activos de que se trate,
-
el emplazamiento,
-
el tipo de activo,
-
la capacidad de generación de energía eólica instalada (MW) conectada con el activo,
-
la energía eólica inyectada (MW) en el momento del cambio de la disponibilidad,
-
los motivos de la indisponibilidad,
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad.
2. La información prevista en el apartado 1, letra a), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después de que se haya tomado la decisión relativa a la indisponibilidad programada.
3. La información prevista en el apartado 1, letras b) y c), se publicará tan pronto como sea posible y, a más tardar, una hora después del cambio de disponibilidad real.
4. En relación con la información contemplada en el apartado 1, letras a) y b), los GRT podrán optar por no identificar el activo en cuestión y no precisar su emplazamiento cuando esté clasificado como información sensible sobre protección de infraestructuras críticas en sus Estados miembros, conforme a lo dispuesto en el artículo 2, letra d), de la Directiva 2008/114/CE del Consejo (3). Esto se entenderá sin perjuicio de las demás obligaciones establecidas en el apartado 1 del presente artículo.
Artículo 11
Información relativa a la estimación y oferta de capacidades interzonales
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, calcularán y facilitarán la información siguiente a la REGRT de Electricidad con la suficiente antelación respecto del proceso de asignación:
a)
la capacidad prevista y ofertada (MW) en cada sentido entre zonas de ofertas en caso de asignación de capacidad basada en la capacidad de transporte neta coordinada, o
b)
los parámetros pertinentes basados en el flujo en caso de asignación de capacidad basada en los flujos.
Los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, se considerarán los propietarios primarios de la información que calculen y faciliten.
2. La información prevista en el apartado 1, letra a), se publicará conforme se indica en el anexo.
3. En relación con los enlaces de corriente continua, los GRT facilitarán a la REGRT de Electricidad información actualizada sobre cualquier restricción impuesta al uso de la capacidad transfronteriza disponible, incluso mediante la aplicación de restricciones en el aumento o descenso gradual de la energía producida o de límites a la transferencia intradiaria, a más tardar una hora después de conocida la información.
Los operadores de los enlaces de corriente continua se considerarán propietarios primarios de la información actualizada que faciliten.
4. Los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, presentarán un informe anual a la REGRT de Electricidad indicando:
a)
los principales elementos críticos de la red que limiten la capacidad ofertada;
b)
la zona o zonas de control a las que correspondan los elementos críticos de la red;
c)
la medida en que la mitigación de los elementos críticos de la red aumentaría la capacidad ofertada;
d)
todas las posibles medidas que podrían aplicarse para aumentar la capacidad ofertada, junto con sus costes estimados.
Al elaborar el informe, los GRT podrán optar por no identificar el activo en cuestión y no precisar su emplazamiento cuando esté clasificado como información sensible sobre protección de infraestructuras críticas en sus Estados miembros, conforme a lo dispuesto en el artículo 2, letra d), de la Directiva 2008/114/CE.
Los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, se considerarán los propietarios primarios del informe que faciliten.
Artículo 12
Información relativa al uso de las capacidades interzonales
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
en caso de asignación explícita, por cada unidad de tiempo del mercado, y en cada sentido entre zonas de ofertas:
-
la capacidad (MW) solicitada por el mercado,
-
la capacidad (MW) asignada al mercado,
-
el precio de la capacidad (moneda/MW),
-
los ingresos de la subasta (en moneda) por frontera entre zonas de ofertas;
b)
para cada unidad de tiempo del mercado y en cada sentido entre zonas de ofertas la capacidad total nominada;
c)
antes de cada asignación de capacidad, el total de capacidad ya asignada a través de procedimientos de asignación anteriores por unidad de tiempo del mercado y en cada sentido;
d)
para cada unidad de tiempo del mercado, los precios del día siguiente en cada zona de ofertas (moneda/MWh);
e)
en caso de asignaciones implícitas, para cada unidad de tiempo del mercado, las posiciones netas de cada zona de ofertas (MW) y los ingresos de congestión (en moneda) por frontera entre zonas de ofertas;
f)
los intercambios comerciales programados del día siguiente en forma agregada entre zonas de ofertas en cada sentido y por unidad de tiempo del mercado;
g)
los flujos físicos entre zonas de ofertas por unidad de tiempo del mercado;
h)
las capacidades interzonales asignadas entre zonas de ofertas de los Estados miembros y de terceros países, en cada sentido, con respecto a cada producto y período asignado.
2. La información que figura
a)
en el apartado 1, letras a) y e), se publicará a más tardar una hora después de cada asignación de capacidad;
b)
en el apartado 1, letra b), se publicará a más tardar una hora después de cada ronda de nominación;
c)
en el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar cuando venza el plazo de la publicación de las cifras de la capacidad ofertada, tal como se establece en el anexo;
d)
en el apartado 1, letra d), se publicará a más tardar una hora después del cierre de las transacciones del mercado;
e)
en el apartado 1, letra f), se publicará cada día a más tardar una hora después de la última hora de validación y, en su caso, se actualizará, a más tardar, dos horas después de cada proceso de nominación intradiario;
f)
en el apartado 1, letra g), se publicará por cada unidad de tiempo del mercado, lo más cerca posible del tiempo real, pero a más tardar una hora después del período de operación;
g)
en el apartado 1, letra h), se publicará a más tardar una hora después de la asignación.
3. Los responsables de asignar la capacidad de transporte o, cuando proceda, las bolsas de electricidad, facilitarán a los GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos mencionados en el apartado 1.
Los responsables de asignar la capacidad de transporte se considerarán propietarios primarios de la información que faciliten.
Las bolsas de electricidad se considerarán propietarias primarias de la información que faciliten.
Artículo 13
Información relativa a las medidas para la gestión de la congestión
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
información relativa al redespacho por unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
las medidas adoptadas (es decir, aumento o disminución de la producción, aumento o disminución de la carga),
-
la identificación, el emplazamiento y el tipo de elementos de la red afectados por la acción,
-
los motivos de las medidas,
-
la capacidad afectada por las medidas adoptadas (MW);
b)
información relativa al intercambio compensatorio por unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
las medidas adoptadas (es decir, el aumento o disminución de los intercambios interzonales),
-
las zonas de ofertas afectadas,
-
los motivos de las medidas,
-
el cambio en el intercambio interzonal (MW);
c)
los costes derivados en un mes dado de las medidas a que se refieren las letras a) y b) y cualquier otra medida correctora.
2. La información mencionada en:
a)
el apartado 1, letras a) y b), se publicará tan pronto como sea posible y, a más tardar, en el plazo de una hora después del período de operación, excepto por los motivos que deberán publicarse tan pronto como sea posible y, a más tardar, en el plazo de un día después del período de operación;
b)
el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar en el plazo de un mes después de finalizado el mes a que se refiere.
Artículo 14
Generación prevista
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
la suma de la capacidad de generación instalada (MW) para todas las unidades de producción existentes de capacidad de generación instalada igual o superior a 1 MW, por tipo de producción;
b)
información sobre las unidades de producción (actuales y programadas) con una capacidad de generación instalada igual o superior a 100 MW. Dicha información incluirá:
-
el nombre de la unidad,
-
la capacidad de generación instalada (MW),
-
el emplazamiento,
-
el nivel de tensión de conexión,
-
la zona de ofertas,
-
el tipo de producción;
c)
una estimación de la generación total programada (MW) por zona de ofertas, por cada unidad de tiempo del mercado del día siguiente;
d)
una previsión de la generación de energía eólica y solar (MW) por zona de ofertas, por cada unidad de tiempo del mercado del día siguiente.
2. La información que figura
a)
en el apartado 1, letra a), se publicará anualmente, a más tardar una semana antes de finalizar el año;
b)
en el apartado 1, letra b), se publicará anualmente, para los tres años sucesivos, a más tardar una semana antes del inicio del primer año al que se refieren los datos;
c)
en el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar a las 18.00 horas, hora de Bruselas, del día anterior al día de la entrega efectiva;
d)
en el apartado 1, letra d), se publicará a más tardar a las 18.00 horas, hora de Bruselas, del día anterior al día de la entrega efectiva. La información se actualizará periódicamente y se publicará durante la negociación intradiaria con al menos una actualización que se publicará a las 8.00 horas, hora de Bruselas, del día de la entrega efectiva. La información se facilitará para todas las zonas de ofertas solamente de Estados miembros con más de un 1 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red o para las zonas de ofertas con más de un 5 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red.
3. Las unidades de producción situadas en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos recogidos en el apartado 1.
Las unidades de producción se considerarán propietarios primarios de la información pertinente que faciliten.
Artículo 15
Información relativa a la indisponibilidad de las unidades de generación y producción
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
la indisponibilidad programada de 100 MW o más de una unidad de generación, incluidos las variaciones de 100 MW o más en la indisponibilidad programada de dicha unidad de generación, con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, hasta con tres años de antelación, especificando:
-
el nombre de la unidad de producción,
-
el nombre de la unidad de generación,
-
el emplazamiento,
-
la zona de ofertas,
-
la capacidad de generación instalada (MW),
-
el tipo de producción,
-
la capacidad disponible durante la incidencia,
-
el motivo de la indisponibilidad,
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;
b)
los cambios de 100 MW o más en la disponibilidad real de una unidad de generación, con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
el nombre de la unidad de producción,
-
el nombre de la unidad de generación,
-
el emplazamiento,
-
la zona de ofertas,
-
la capacidad de generación instalada (MW),
-
el tipo de producción,
-
la capacidad disponible durante la incidencia,
-
el motivo de la indisponibilidad, y
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;
c)
la indisponibilidad programada de una unidad de producción de 200 MW o más, incluidas las variaciones de 100 MW o más en la indisponibilidad programada de dicha unidad de producción, pero no publicada de conformidad con la letra a), con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, hasta con tres años de antelación, especificando:
-
el nombre de la unidad de producción,
-
el emplazamiento,
-
la zona de ofertas,
-
la capacidad de generación instalada (MW),
-
el tipo de producción,
-
la capacidad disponible durante la incidencia,
-
el motivo de la indisponibilidad, y
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;
d)
los cambios de 100 MW o más en la disponibilidad real de una unidad de producción con una capacidad de generación instalada de 200 MW o más, pero no publicada de conformidad con la letra b), con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, especificando:
-
el nombre de la unidad de producción,
-
el emplazamiento,
-
la zona de ofertas,
-
la capacidad de generación instalada (MW),
-
el tipo de producción,
-
la capacidad disponible durante la incidencia,
-
el motivo de la indisponibilidad, y
-
la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad.
2. La información prevista en el apartado 1, letras a) y c), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después de tomar la decisión relativa a la indisponibilidad programada.
La información prevista en el apartado 1, letras b) y d), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después del cambio de disponibilidad real.
3. Las unidades de generación situadas en la zona de control de un GRT facilitarán a dicho GRT los datos contemplados en el apartado 1.
Las unidades de generación se considerarán propietarias primarias de los datos que faciliten.
Artículo 16
Generación real
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
la potencia realmente (MW) generada por unidad de tiempo del mercado y por unidad de generación igual o superior a 100 MW de capacidad de generación instalada;
b)
la potencia generada agregada por unidad de tiempo del mercado, y por tipo de producción;
c)
la energía solar y eólica (MW) real o estimada generada de cada zona de ofertas por unidad de tiempo del mercado;
d)
el índice de llenado medio semanal agregado de todos los depósitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico (MWh) por zona de ofertas, incluida la cifra correspondiente a la misma semana del año anterior.
2. La información que figura
a)
en el apartado 1, letra a), se publicará cinco días después del período de operación;
b)
en el apartado 1, letra b), se publicará a más tardar una hora después del período de operación;
c)
en el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar una hora después del período de operación y se actualizará sobre la base de valores medidos en cuanto estén disponibles. La información se facilitará para todas las zonas de ofertas solamente de Estados miembros con más de un 1 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red o para las zonas de ofertas con más de un 5 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red;
d)
en el apartado 1, letra d), se publicará el tercer día hábil siguiente a la semana a la que se refiere la información. La información se facilitará para todas las zonas de ofertas solamente de Estados miembros con más de un 10 % anual de este tipo de generación inyectada en la red o para las zonas de ofertas con más de un 30 % anual de este tipo de generación inyectada en la red.
3. Las unidades de generación y las unidades de producción situadas en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente para calcular los datos recogidos en el apartado 1.
Las unidades de generación y las unidades de producción respectivamente se considerarán propietarias primarias de la información pertinente que faciliten.
Artículo 17
Balance
1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT o, en su caso, los operadores de los mercados de balance, cuando existan tales mercados, facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:
a)
normas sobre balance, que incluyan:
-
los procesos para la obtención de diferentes tipos de reservas de balance y de energía de balance,
-
la metodología de remuneración tanto por el suministro de las reservas como por la energía activada para el balance,
-
la metodología para el cálculo de las tarifas de compensación,
-
si procede, una descripción de cómo se lleva a cabo el balance transfronterizo entre dos o más zonas de control y las condiciones para la participación de los generadores y de la carga;
b)
la cantidad de las reservas de balance (MW) contratadas por el GRT, especificando:
-
la fuente de la reserva (generación o carga),
-
el tipo de reserva (por ejemplo, reserva para control de la frecuencia, reserva para mantenimiento de la frecuencia o reserva de sustitución),
-
el período de tiempo por el que se contratan las reservas (por ejemplo, hora, día, semana, mes, año, etc.);
c)
los precios pagados por los GRT por tipo de reserva de balance contratada y por período de contratación (moneda/MW/período);
d)
las ofertas aceptadas agregadas por unidad de tiempo de balance, desglosadas por cada tipo de reserva de balance;
e)
la cantidad de energía de balance activada (MW) por unidad de tiempo de balance y por tipo de reserva;
f)
los precios pagados por el GRT por la energía de balance activada por unidad de tiempo de balance y por tipo de reserva; la información sobre los precios se facilitará por separado para su regulación ex ante y ex post;
g)
los precios de compensación por unidad de tiempo de balance;
h)
el volumen total de compensación por unidad de tiempo de balance;
i)
el equilibrio financiero mensual de la zona de control, especificando:
-
los gastos contraídos por el GRT para la contratación de reservas y la activación de la energía de balance,
-
los ingresos netos del GRT después de liquidar las cuentas de compensación con las partes responsables del balance;
j)
si procede, información sobre el balance entre zonas de control por unidad de tiempo de balance, especificando:
-
los volúmenes de las ofertas y demandas intercambiadas por unidad de tiempo de contratación,
-
los precios máximos y mínimos de las ofertas y demandas intercambiadas por unidad de tiempo de contratación,
-
el volumen de energía de balance activada en las zonas de control afectadas.
Los operadores de los mercados de balance se considerarán propietarios primarios de la información que faciliten.
2. La información que figura
a)
en el apartado 1, letra b), se publicará tan pronto como sea posible y, a más tardar, dos horas antes de que se celebre el siguiente proceso de contratación;
b)
en el apartado 1, letra c), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después de que finalice el proceso de contratación;
c)
en el apartado 1, letra d), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después del período de operación;
d)
en el apartado 1, letra e), se publicará lo antes posible y, a más tardar, 30 minutos después del período de operación; en caso de que los datos sean preliminares, las cifras deberán actualizarse cuando se disponga de nuevos datos;
e)
en el apartado 1, letra f), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después del período de operación;
f)
en el apartado 1, letra g), se publicará lo antes posible;
g)
en el apartado 1, letra h), se publicará lo antes posible y, a más tardar, 30 minutos después del período de operación; en caso de que los datos sean preliminares, las cifras deberán actualizarse cuando se disponga de nuevos datos;
h)
en el apartado 1, letra i), se publicará a más tardar tres meses después del mes de operación; en caso de que la liquidación sea provisional, las cifras se actualizarán tras la liquidación final;
i)
en el apartado 1, letra j), se publicará a más tardar una hora después del período de operación.
Artículo 18
Responsabilidad civil
La responsabilidad civil del propietario primario de los datos, del proveedor de datos y de la REGRT de Electricidad, en virtud del presente Reglamento, se limitará a casos de negligencia grave y/o de conducta dolosa. En cualquier caso, no estarán obligados a indemnizar a la persona que utilice los datos por cualquier pérdida de beneficios, pérdida de actividad económica, o cualquier otro perjuicio indirecto, accesorio, especial o emergente de cualquier tipo derivados del incumplimiento de sus obligaciones en virtud del presente Reglamento.
Artículo 19
Modificación del Reglamento (CE) no 714/2009
Quedan suprimidos los puntos 5.5 a 5.9 del anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009 con efectos a partir del 5 de enero de 2015.
Artículo 20
El presente Reglamento entrará en vigor el vigésimo día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.
El artículo 4, apartado 1, se aplicará 18 meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento.
El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.
Hecho en Bruselas, el 14 de junio de 2013.