VERORDNUNG (EU) Nr. 543/2013 DER KOMMISSION
vom 14. Juni 2013
über die Übermittlung und die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten und zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates
(Text von Bedeutung für den EWR)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (1), insbesondere auf Artikel 18 Absatz 5,
in Erwägung nachstehender Gründe:
(1)
Nach der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, insbesondere nach Artikel 15 und Anhang I Punkt 5 der Leitlinien für das Management und die Vergabe verfügbarer Übertragungskapazitäten auf Verbindungsleitungen zwischen nationalen Netzen, müssen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Daten veröffentlichen, die die Verfügbarkeit von Netzen, die Kapazitäten grenzüberschreitender Verbindungsleitungen, Erzeugung, Last und Netzausfälle betreffen.
(2)
Gemäß Artikel 4 Absatz 4 der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (2) gilt die Veröffentlichung von Insider-Informationen, die im Einklang mit der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder den nach ihr verabschiedeten Leitlinien erfolgt, als eine zeitgleiche, vollständige und tatsächliche Bekanntgabe.
(3)
Die Verfügbarkeit solcher Daten ist unerlässlich, damit die Marktteilnehmer effiziente Erzeugungs-, Verbrauchs- und Handelsentscheidungen treffen können. Eine vertiefte Marktintegration und der rasche Ausbau der schwankenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen wie der Wind- und Solarenergie erfordern die Offenlegung vollständiger, rechtzeitig verfügbarer, qualitativ hochwertiger und leicht verwertbarer Fundamentaldaten zu Angebot und Nachfrage.
(4)
Die rechtzeitige Verfügbarkeit vollständiger Fundamentaldatensätze sollte auch die Energieversorgungssicherheit verbessern. Sie sollte es den Marktteilnehmern ermöglichen, Angebot und Nachfrage genau aufeinander abzustimmen und so das Risiko von Stromausfällen zu verringern. Dies hätte zur Folge, dass die ÜNB ihre Netze besser regeln und unter besser vorhersehbaren und sichereren Bedingungen betreiben könnten.
(5)
Die derzeitigen Transparenzmaßnahmen werden diesen Kriterien nicht in vollem Umfang gerecht. Außerdem sind die relevanten Marktinformationen unter den Marktteilnehmern ungleich verteilt, wobei große etablierte Marktteilnehmer in Bezug auf ihre eigenen Anlagen über einen exklusiven Zugang zu Informationen verfügen, wodurch neue Marktteilnehmer oder Marktteilnehmer ohne eigene Anlagen benachteiligt sind.
(6)
Den Marktteilnehmern sollten Informationen über den voraussichtlichen Verbrauch rechtzeitig zur Verfügung gestellt werden. Diese Informationen sollten regelmäßig aktualisiert und für verschiedene Zeitraster bereitgestellt werden. Ferner sollten Informationen über die tatsächliche Entwicklung des erwarteten Verbrauchs kurz nach Echtzeit zur Verfügung gestellt werden.
(7)
Zu den für die Marktteilnehmer wichtigsten angebots- und nachfragerelevanten Informationen gehören Informationen über die geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeit von Stromerzeugungseinheiten und Verbraucheinheiten. Den Marktteilnehmern und ÜNB müssen detaillierte Informationen darüber bereitgestellt werden, wo, wann und weshalb Einheiten für die Erzeugung bzw. den Verbrauch nicht zur Verfügung stehen bzw. stehen werden und wann sie voraussichtlich den Betrieb wieder aufnehmen. Dies sollte auch zu einer besseren Neuvergabe der Reserven durch die ÜNB beitragen und dadurch die Wahrscheinlichkeit von Stromausfällen verringern.
(8)
Die Marktteilnehmer und ÜNB sollten außerdem detaillierte Informationen über die installierte Gesamterzeugungskapazität, Schätzungen der gesamten fahrplanmäßigen Erzeugung, einschließlich getrennter Schätzungen für die variable Erzeugung, und Daten auf Ebene der Einheiten über die tatsächliche Erzeugung größerer Produktionsanlagen erhalten.
(9)
Um den Strom vom Ort, an dem er verfügbar ist, dorthin zu bringen, wo er am meisten benötigt wird, und um die Portfolios entsprechend anzupassen, sollte der Markt Informationen über die geplante und ungeplante Verfügbarkeit der vorhandenen grenzüberschreitenden Übertragungsinfrastruktur und über Pläne für den Ausbau der Infrastruktur erhalten. Ferner sollten die ÜNB Daten über geplante und angebotene grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten für verschiedene Zeithorizonte sowie Informationen, die die Kapazitätsvergabe und -nutzung betreffen, bereitstellen und regelmäßig aktualisieren.
(10)
Aufgrund des schnellen Ausbaus variabler Erzeugungsquellen fernab der Verbrauchszentren sind in weiten Teilen Europas vermehrt Engpässe in der Übertragungsinfrastruktur aufgetreten. Zur Minderung von Engpässen haben die ÜNB immer häufiger in den Marktbetrieb eingegriffen und Marktteilnehmer angewiesen, ihre Erzeugungs- oder Handelsfahrpläne zu ändern. Damit der Markt verstehen kann, wo und weshalb Engpassmanagementmaßnahmen notwendig sind, müssen die ÜNB rechtzeitig verfügbare, detaillierte und fundierte Informationen über ihr Handeln bereitstellen.
(11)
Selbst nach sorgfältiger Planung kann es sein, dass zwischen Erzeugern, Versorgern und Händlern keine ausgeglichene Situation besteht und sie den Regelungen der ÜNB für die Regel- und Ausgleichsenergie und deren Abrechnung unterliegen. Um das Risiko von Ungleichgewichten optimal begrenzen zu können, benötigen die Marktteilnehmer genaue, klare und rechtzeitig verfügbare Informationen über die Regelenergiemärkte. Die ÜNB sollten Informationen dieser Art in einem über die Grenzen hinweg vergleichbaren Format zur Verfügung stellen, darunter Einzelheiten zu den von ihnen kontrahierten Reserven, den gezahlten Preisen und den für Ausgleichszwecke abgerufenen Mengen.
(12)
Vielfach sind die ÜNB die primäre Quelle wichtiger grundlegender Informationen. Zudem sind sie es gewöhnt, große Mengen an Informationen für den Netzbetrieb zu erheben und zu prüfen. Damit ein Gesamtüberblick über die relevanten Informationen unionsweit gegeben ist, sollten die ÜNB die Erhebung, Überprüfung und Verarbeitung der Daten erleichtern, und sollte der Europäische Verbund der Übertragungsnetzbetreiber („ENTSO-Strom“) die Daten über eine zentrale Informationstransparenzplattform der Öffentlichkeit zur Verfügung stellen. Im Interesse einer möglichst optimalen Nutzung vorhandener Transparenzquellen sollte der ENTSO-Strom bestimmte Informationen von Dritten, z. B. von Strombörsen und Transparenzplattformen, zwecks Veröffentlichung erhalten können.
(13)
Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sollte daher entsprechend geändert werden.
(14)
Diese Verordnung wurde auf der Grundlage der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erlassen, die sie ergänzt und dessen Bestandteil sie ist. Verweise auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in anderen Rechtsakten gelten als Verweise auch auf diese Verordnung.
(15)
Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen stehen in Einklang mit der Stellungnahme des gemäß Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 eingesetzten Ausschusses -
HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:
Artikel 1
Gegenstand
In dieser Verordnung wird der Mindestsatz an gemeinsamen Daten festgelegt, die die Erzeugung, den Transport und den Verbrauch von Strom betreffen und den Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellen sind. Ferner sind in ihr Bestimmungen über eine zentrale Erhebung und Veröffentlichung der Daten enthalten.
Artikel 2
Begriffsbestimmungen
Im Rahmen dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen von Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009. Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:
1.
„Regelreserven“ sind alle ex ante oder in Echtzeit oder aufgrund von rechtlichen Verpflichtungen beschaffte Ressourcen, die dem ÜNB für Ausgleichszwecke zur Verfügung stehen;
2.
„Ausgleichsenergiezeiteinheit“ ist der Zeitraum, für den der Preis für die Inanspruchnahme von Regelreserven bestimmt wird;
3.
„Gebotszone“ ist das größte geografische Gebiet, in dem Marktteilnehmer ohne Kapazitätsvergabe Energie austauschen können;
4.
„Kapazitätsvergabe“ bezeichnet die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität;
5.
„Verbrauchseinheit“ ist eine Ressource, die elektrische Energie zur eigenen Nutzung erhält, wobei ÜNB und Verteilernetzbetreiber (VNB) nicht eingeschlossen sind;
6.
„Regelzone“ ist ein von einem einzigen Übertragungsnetzbetreiber betriebener zusammenhängender Teil des Verbundnetzes und umfasst angeschlossene physikalische Lasten und/oder gegebenenfalls Erzeugungseinheiten;
7.
„koordinierte Nettoübertragungskapazität (NTC)“ ist eine Kapazitätsberechnungsmethode, die auf dem Grundsatz beruht, dass ein maximaler Austausch von Energie zwischen angrenzenden Gebotszonen ex ante geprüft und festgelegt wird;
8.
„kritisches Netzelement“ ist ein Netzelement entweder innerhalb einer Gebotszone oder zwischen Gebotszonen, das bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt wird und die Strommenge, die ausgetauscht werden kann, begrenzt;
9.
„regelzonenübergreifender Regelenergieaustausch“ bezeichnet ein Ausgleichssystem, bei dem ein ÜNB Gebote für eine Aktivierung aus den Gebieten anderer ÜNB erhalten kann; der Begriff schließt das Redispatching oder die Lieferung von Energie im Notfall nicht ein;
10.
„zonenübergreifende Kapazität“ bezeichnet die Fähigkeit des Verbundnetzes, einen Energietransfer zwischen den Gebotszonen zu ermöglichen;
11.
„Währung“ ist der Euro, wenn mindestens ein Teil der betroffenen Gebotszone(n) zu einem Land gehört, in dem der Euro gesetzliches Zahlungsmittel ist. In allen anderen Fällen ist sie die lokale Währung;
12.
„Zeitpunkt für Fahrplanbestätigungen“ („Cut off Time“) ist der Zeitpunkt, zu dem die ÜNB dem Markt alle abgeglichenen Nominierungen bestätigen müssen; Dieser Zeitpunkt bezieht sich nicht nur auf tägliche oder untertägliche Märkte, sondern auch auf die verschiedenen Märkte für den Ausgleich von Ungleichgewichten und für die Vergabe von Reserven;
13.
„Countertrading“ bezeichnet einen zonenübergreifenden Austausch zwischen zwei Gebotszonen, der von den Netzbetreibern zur Minderung physikalischer Engpässe initiiert wird;
14.
„Datenlieferant“ ist die Stelle, die die Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform sendet;
15.
„explizite Vergabe“ bedeutet die Vergabe lediglich der zonenübergreifenden Kapazität ohne die Übertragung von Energie;
16.
„lastflussbasierte Parameter“ sind die bei kritischen Netzelementen verfügbaren Margen mit den dazugehörigen Energieflussverteilungsfaktoren (PTDF-Faktoren);
17.
„Erzeugungseinheit“ ist eine einzelne Stromerzeugungseinheit, die zu einer Produktionseinheit gehört;
18.
„implizite Vergabe“ bezeichnet eine Methode des Engpassmanagements, bei der die Energie zur gleichen Zeit wie die zonenübergreifende Kapazität erhalten wird;
19.
„Marktzeiteinheit“ ist der Zeitraum, für den der Marktpreis bestimmt wird, oder der für die beiden Gebotszonen kürzest mögliche gemeinsame Zeitraum, falls deren Marktzeiteinheiten voneinander abweichen;
20.
„angebotene Kapazität“ ist die zonenübergreifende Kapazität, die von der die Übertragungskapazität vergebenden Stelle angeboten wird;
21.
„geplant“ bezeichnet ein Ereignis, das dem Primäreigentümer der Daten ex ante bekannt ist;
22.
„Energieflussverteilungsfaktor“ (power transfer distribution factor, PTDF) ist eine Darstellung des physikalischen Lastflusses auf einem kritischen Netzelement, der durch die Veränderung der Nettoposition einer Gebotszone hervorgerufen wird;
23.
„Primäreigentümer der Daten“ ist die Stelle, die die Daten generiert;
24.
„Produktionseinheit“ ist eine Anlage zur Stromerzeugung, die aus einer einzelnen Erzeugungseinheit oder aus einer Zusammenfassung mehrerer Erzeugungseinheiten besteht;
25.
„Profil“ bezeichnet eine geografische Grenze zwischen einer Gebotszone und mehreren benachbarten Gebotszonen;
26.
„Redispatching“ bezeichnet eine Maßnahme, die von einem oder mehreren Netzbetreibern durch die Veränderung des Erzeugungs- und/oder des Lastmusters aktiviert wird, um die physikalischen Lastflüsse im Übertragungsnetz zu ändern und physikalische Engpässe zu mindern;
27.
„Gesamtlast“, einschließlich Verluste ohne den für die Speicherung von Energie genutzten Strom, ist eine Last, die gleich der Erzeugung und aller Importe abzüglich aller Exporte und des für die Speicherung von Energie verwendeten Stroms ist;
28.
„Übertragungskapazitätsvergabestelle“ ist die Stelle, die von den ÜNB mit der Vergabe der zonenübergreifenden Kapazitäten beauftragt wird;
29.
„vertikale Last“ ist die Gesamtstrommenge, die aus dem Übertragungsnetz in die Verteilernetze an direkt angeschlossene Endkunden oder als Verbrauch an die Erzeugung abfließt;
30.
„prognostizierte Marge für das Folgejahr“ bezeichnet die Differenz zwischen der jährlichen Prognose über die verfügbare Erzeugungskapazität und der jährlichen Prognose über die maximale Gesamtlast unter Berücksichtigung der Prognose über die Gesamterzeugungskapazität, der Prognose über die Verfügbarkeit der Erzeugung und der Prognose über die für Systemdienstleistungen kontrahierten Reserven;
31.
„Zeit“ ist die Brüsseler Ortszeit.
Artikel 3
Einrichtung einer zentralen Informationstransparenzplattform
(1) Innerhalb des Europäischen Verbunds der Übertragungsnetzbetreiber („ENTSO-Strom“) wird eine zentrale Informationstransparenzplattform eingerichtet und auf effiziente und kosteneffektive Weise betrieben. Der ENTSO-Strom veröffentlicht auf der zentralen Informationstransparenzplattform alle Daten, die die ÜNB dem ENTSO-Strom gemäß dieser Verordnung übermitteln müssen.
Die zentrale Informationstransparenzplattform steht der Öffentlichkeit unentgeltlich über das Internet und zumindest in englischer Sprache Verfügung.
Die Daten müssen aktuell, leicht zugänglich, herunterladbar und mindestens fünf Jahre lang verfügbar sein. Datenaktualisierungen müssen mit einem Zeitstempel versehen, archiviert und der Öffentlichkeit zur Verfügung gestellt werden.
(2) Der ENTSO-Strom legt der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden („Agentur“) vier Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen Vorschlag für den Betrieb der zentralen Informationstransparenzplattform und für die damit verbundenen Kosten vor. Die Agentur nimmt innerhalb von drei Monaten nach der Übermittlung des Vorschlags dazu Stellung.
(3) Der ENTSO-Strom sorgt dafür, dass die zentrale Informationstransparenzplattform 18 Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung in Betrieb ist.
Artikel 4
Übermittlung und Veröffentlichung von Daten
(1) Die Primäreigentümer der Daten übermitteln den ÜNB die Daten gemäß den Artikeln 6 bis 17. Sie sorgen dafür, dass die Daten, die sie an die ÜNB oder in Fällen, in denen dies gemäß Absatz 2 vorgesehen ist, an Datenlieferanten übermitteln, vollständig sind, der geforderten Qualität entsprechen und so bereitgestellt werden, dass die ÜNB oder die Datenlieferanten die Daten bearbeiten und sie dem ENTSO-Strom mit ausreichendem zeitlichen Vorlauf übermitteln können, damit der ENTSO-Strom seinen Verpflichtungen aufgrund dieser Verordnung in Bezug auf den Zeitpunkt der Veröffentlichung der Informationen nachkommen kann.
Die ÜNB und gegebenenfalls die Datenlieferanten verarbeiten die Daten, die sie erhalten, und stellen sie dem ENTSO-Strom rechtzeitig für die Veröffentlichung zur Verfügung.
(2) Primäreigentümer der Daten können ihrer Verpflichtung gemäß Absatz 1 durch die direkte Übermittlung der Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform nachkommen, sofern sie einen Dritten einschalten, der als Datenlieferant in ihrem Namen auftritt. Diese Art der Datenübermittlung unterliegt der vorherigen Zustimmung des ÜNB, in dessen Regelzone sich der Primäreigentümer befindet. Bei der Erteilung der Zustimmung hat der ÜNB zu prüfen, ob der Datenlieferant die Anforderungen in Artikel 5 erster Unterabsatz Buchstaben b und c erfüllt.
(3) Soweit nicht anders festgelegt, gelten für die Zwecke der Artikel 6 bis 17 die ÜNB als Primäreigentümer der Daten.
(4) Falls eine Gebotszone aus mehreren Regelzonen in verschiedenen Mitgliedstaaten besteht, veröffentlicht der ENTSO-Strom die in Absatz 1 genannten Daten für die betreffenden Mitgliedstaaten getrennt.
(5) Unbeschadet der in Absatz 1 und in Artikel 3 festgelegten Verpflichtungen der ÜNB und des ENTSO-Strom können die Daten auch auf den Internetseiten der ÜNB oder anderer Parteien veröffentlicht werden.
(6) Die nationalen Regulierungsbehörden sorgen dafür, dass die Primäreigentümer der Daten, die ÜNB und die Datenlieferanten ihren aus dieser Verordnung erwachsenden Verpflichtungen nachkommen.
Artikel 5
Verfahrenshandbuch
Der ENTSO-Strom erstellt ein Handbuch mit den folgenden Angaben:
a)
Einzelheiten und Format der Datenübermittlung gemäß Artikel 4 Absatz 1;
b)
standardisierte Vorgehensweisen und Formate für die Übertragung und den Austausch von Daten zwischen den Primäreigentümern der Daten, den Datenlieferanten und dem ENTSO-Strom;
c)
technische und operative Kriterien, die die Datenlieferanten bei der Übermittlung von Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform erfüllen müssten;
d)
geeignete Klassifizierung der in Artikel 14 Absatz 1, Artikel 15 Absatz 1 und Artikel 16 Absatz 1 genannten Produktionstypen.
Der ENTSO-Strom erstellt das Handbuch nach einer offenen und transparenten Konsultation der beteiligten Interessenvertreter.
Der ENTSO-Strom stellt das Handbuch der Öffentlichkeit zur Verfügung.
Das Handbuch wird vom ENTSO-Strom im Bedarfsfall aktualisiert. Vor der Veröffentlichung oder der Aktualisierung des Handbuchs legt der ENTSO-Strom der Agentur einen Entwurf zur Stellungnahme vor, die die Agentur innerhalb von zwei Monaten abgibt. Der Entwurf der ersten Fassung wird der Agentur innerhalb von vier Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung vorgelegt.
Artikel 6
Informationen über die Gesamtlast
(1) Für ihre Regelzonen berechnen die ÜNB die folgenden Daten und übermitteln sie dem ENTSO-Strom für jede Gebotszone:
a)
die Gesamtlast pro Marktzeiteinheit;
b)
eine Prognose für den Folgetag über die Gesamtlast pro Marktzeiteinheit;
c)
eine Prognose für die Folgewoche über die Gesamtlast für jeden Tag der folgenden Woche, die für jeden Tag einen Höchst- und Mindestlastwert enthält;
d)
eine Prognose für den Folgemonat über die Gesamtlast für jede Woche des folgenden Monats, die für jede Woche einen Höchst- und Mindestlastwert enthält;
e)
eine Prognose für das Folgejahr über die Gesamtlast für jede Woche des folgenden Jahres, die für jede Woche einen Höchst- und Mindestlastwert enthält.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe a werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens zwei Stunden vor dem Gebotsannahmeschluss des vortäglichen Markts in der Gebotszone veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;
c)
Absatz 1 Buchstabe c werden jeden Freitag spätestens zwei Stunden vor dem Gebotsannahmeschluss des vortäglichen Markts in der Gebotszone veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;
d)
Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens eine Woche vor dem Liefermonat veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;
e)
Absatz 1 Buchstabe e werden spätestens am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Daten beziehen, veröffentlicht.
(3) Erzeugungseinheiten mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 Buchstabe a genannten Daten erforderlich sind.
Erzeugungseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
(4) Verteilernetzbetreiber (VNB) mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 Buchstaben b bis e genannten Daten erforderlich sind.
VNB gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
Artikel 7
Informationen über die Nichtverfügbarkeit von Verbrauchseinheiten
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
die geplante Nichtverfügbarkeit einer Verbrauchseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit von Verbrauchseinheiten in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die mindestens eine Marktzeiteinheit dauert, mit folgenden Angaben:
-
Gebotszone,
-
verfügbare Kapazität pro Marktzeiteinheit während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
voraussichtliches Anfangs- und Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
b)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Verbrauchseinheit mit einer Abnahmeleistung von mindestens 100 MW mit folgenden Angaben:
-
Gebotszone,
-
verfügbare Kapazität pro Marktzeiteinheit während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Informationen werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde, nachdem die Entscheidung über die geplante Nichtverfügbarkeit getroffen wurde, in aggregierter Form pro Gebotszone veröffentlicht mit Angabe der Summe der pro Marktzeiteinheit während eines bestimmten Zeitraums nicht verfügbaren Verbrauchskapazitäten.
Die in Absatz 1 Buchstabe b genannten Informationen werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Änderung der tatsächlichen Verfügbarkeit, in aggregierter Form pro Gebotszone veröffentlicht mit Angabe der Summe der pro Marktzeiteinheit während eines bestimmten Zeitraums nicht verfügbaren Verbrauchskapazitäten.
(3) Verbrauchseinheiten mit Standort in einer Regelzone des ÜNB berechnen die in Absatz 1 genannten Daten und übermitteln sie diesem ÜNB.
Verbrauchseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen übermittelten Daten.
Artikel 8
Prognostizierte Marge für das Folgejahr
(1) Für ihre Regelzonen berechnen die ÜNB die prognostizierte Marge für das Folgejahr, ermittelt für die lokale Marktzeiteinheit, und stellen sie dem ENTSO-Strom für jede Gebotszone zur Verfügung.
Die Informationen werden ein Jahr vor der jährlichen Kapazitätsvergabe veröffentlicht, jedoch nicht später als am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Daten beziehen.
(2) Erzeugungseinheiten und VNB mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 genannten Daten erforderlich sind.
Erzeugungseinheiten und VNB gelten als Primäreigentümer der von ihnen übermittelten Daten.
Artikel 9
Übertragungsinfrastruktur
Die ÜNB erstellen Informationen über künftige Änderungen der Netzelemente und über Projekte für Verbindungsleitungen, einschließlich des Ausbaus oder Rückbaus ihrer Übertragungsnetze in den nächsten drei Jahren, und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung. Diese Informationen sind nur für Maßnahmen anzugeben, bei denen zu erwarten ist, dass sie sich während mindestens einer Marktzeiteinheit mit mindestens 100 MW auf die zonenübergreifende Kapazität zwischen den Gebotszonen oder auf die Profile auswirken. Die Informationen umfassen Folgendes:
a)
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
b)
Standort,
c)
Art der Anlage,
d)
Auswirkung auf die Verbindungskapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,
e)
voraussichtliches Datum der Fertigstellung.
Die Informationen werden eine Woche vor der jährlichen Kapazitätsvergabe veröffentlicht, jedoch nicht später als am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Vergabe bezieht. Die Informationen werden mit den relevanten Änderungen vor Ende März, Ende Juni und Ende September des Jahres, auf das sich die Vergabe bezieht, aktualisiert.
Artikel 10
Informationen über die Nichtverfügbarkeit von Übertragungsinfrastruktur
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die geplante Nichtverfügbarkeit, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit von Verbindungsleitungen und Änderungen im Übertragungsnetz, die die zonenübergreifende Kapazitäten zwischen den Gebotszonen während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringert, mit folgenden Angaben:
-
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
-
Standort,
-
Art der Anlage,
-
voraussichtliche Auswirkungen auf die zonenübergreifende Kapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,
-
Gründe für die Nichtverfügbarkeit,
-
voraussichtliches Anfangs- und Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
b)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit von Verbindungsleitungen und Änderungen im Übertragungsnetz, die die zonenübergreifenden Kapazitäten zwischen den Gebotszonen während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringern, mit folgenden Angaben:
-
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
-
Standort,
-
Art der Anlage,
-
voraussichtliche Auswirkungen auf die zonenübergreifende Kapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,
-
Gründe für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
c)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit von Offshore-Netzinfrastruktur, die die Einspeisung von Windenergie während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringern, mit folgenden Angaben:
-
genaue Angabe der betroffenen Anlagen,
-
Standort,
-
Art der Anlage,
-
an die Anlage angeschlossene installierte Windstromerzeugungskapazität (MW),
-
zum Zeitpunkt der Änderung der Verfügbarkeit eingespeister Windstrom (MW),
-
Gründe für die Nichtverfügbarkeit,
-
das Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde, nachdem die Entscheidung über die geplante Nichtverfügbarkeit getroffen wird.
(3) Die in Absatz 1 Buchstaben b und c genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Änderung der tatsächlichen Verfügbarkeit.
(4) Hinsichtlich der in Absatz 1 Buchstaben a und b genannten Informationen können die ÜNB sich dafür entscheiden, die betroffene Anlage und ihren Standort nicht anzugeben, wenn die Informationen darüber in dem jeweiligen Mitgliedstaat gemäß Artikel 2 Buchstabe d der Richtlinie 2008/114/EG des Rates (3) als vertrauliche Informationen über den Schutz kritischer Infrastrukturen eingestuft sind. Hiervon sind ihre sonstigen in Absatz 1 genannten Verpflichtungen unberührt.
Artikel 11
Informationen über die Schätzung und das Angebot zonenübergreifender Kapazitäten
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen mit ausreichendem Vorlauf vor dem Vergabeverfahren die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die prognostizierte und die angebotene Kapazität (MW) pro Richtung zwischen den Gebotszonen im Fall der Kapazitätsvergabe auf Basis der koordinierten Nettoübertragungskapazität oder
b)
die relevanten lastflussbasierten Parameter im Fall der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe.
Die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen gelten als Primäreigentümer der von ihnen ermittelten und bereitgestellten Informationen.
(2) Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Informationen werden wie im Anhang beschrieben veröffentlicht.
(3) Für Gleichstromverbindungsleitungen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom spätestens eine Stunde, nachdem die Informationen vorliegen, aktualisierte Informationen über etwaige Einschränkungen der Nutzung der verfügbaren grenzüberschreitenden Kapazität bereit, die auch durch Rampungsbeschränkungen oder Begrenzungen der untertäglichen Übertragungskapazitäten verursacht werden.
Betreiber von Gleichspannungsverbindungsleitungen gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten aktualisierten Informationen.
(4) Die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen übermitteln dem ENTSO-Strom einen jährlichen Bericht mit folgenden Angaben:
a)
wichtigste kritische Netzelemente, die die angebotene Kapazität begrenzen;
b)
Regelzone(n), zu denen die kritischen Netzelemente gehören;
c)
Umfang, in dem eine Entlastung auf den kritischen Netzelementen die angebotene Kapazität erhöhen würde;
d)
alle möglichen Maßnahmen, die zur Steigerung der angebotenen Kapazität umgesetzt werden könnten, zusammen mit deren geschätzten Kosten.
Die ÜNB können sich dafür entscheiden, die betroffene Anlage und ihren Standort nicht anzugeben, wenn die Informationen darüber in dem jeweiligen Mitgliedstaat gemäß Artikel 2 Buchstabe d der Richtlinie 2008/114/EG als vertrauliche Informationen über den Schutz kritischer Infrastrukturen eingestuft sind.
Die ÜNB oder gegebenenfalls die Übertragungskapazitätsvergabestellen gelten als Primäreigentümer des von ihnen bereitgestellten Berichts.
Artikel 12
Informationen über die Nutzung zonenübergreifender Kapazitäten
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
im Fall von expliziten Vergaben für jede Markzeiteinheit und pro Richtung zwischen den Gebotszonen
-
die vom Markt nachgefragte Kapazität (MW),
-
die an den Markt vergebene Kapazität (MW),
-
den Preis der Kapazität (Währung/MW),
-
die Auktionserlöse (Währung) pro Grenze zwischen den Gebotszonen;
b)
für jede Marktzeiteinheit und pro Richtung zwischen den Gebotszonen die nominierte Gesamtkapazität;
c)
vor jeder Kapazitätsvergabe die durch frühere Vergabeverfahren bereits vergebene Gesamtkapazität pro Marktzeiteinheit und pro Richtung;
d)
für jede Marktzeiteinheit die Preise für den Folgetag in jeder Gebotszone (Währung/MWh);
e)
im Fall von impliziten Vergaben für jede Marktzeiteinheit die Nettopositionen jeder Gebotszone (MW) und die Engpasserlöse (Währung) pro Grenze zwischen den Gebotszonen;
f)
die fahrplanmäßigen kommerziellen Austausche für den Folgetag in aggregierter Form zwischen den Gebotszonen pro Richtung und Marktzeiteinheit;
g)
die physikalischen Lastflüsse zwischen den Gebotszonen pro Marktzeiteinheit;
h)
die zwischen den Gebotszonen in den Mitgliedstaaten und Drittländern vergebenen zonenübergreifenden Kapazitäten pro Richtung, pro vergebenes Produkt und Zeitraum.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstaben a und e werden spätestens eine Stunde nach jeder Kapazitätsvergabe veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens eine Stunde nach jeder Nominierungsrunde veröffentlicht;
c)
Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens dann veröffentlicht, wenn die Veröffentlichung der Daten über die angebotene Kapazität gemäß Anhang ansteht;
d)
Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens eine Stunde nach dem Gebotsannahmeschluss veröffentlicht;
e)
Absatz 1 Buchstabe f werden jeden Tag spätestens eine Stunde nach dem letzten Zeitpunkt für Fahrplanbestätigungen („Cut Off Time“) veröffentlicht und im Bedarfsfall spätestens zwei Stunden nach jedem untertäglichen Nominierungsverfahren aktualisiert;
f)
Absatz 1 Buchstabe g werden für jede Marktzeiteinheit möglichst echtzeitnah, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
g)
Absatz 1 Buchstabe h werden spätestens eine Stunde nach der Vergabe veröffentlicht.
(3) Die Übertragungskapazitätsvergabestellen oder gegebenenfalls die Strombörsen stellen den ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 genannten Daten erforderlich sind.
Übertragungskapazitätsvergabestellen gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Informationen.
Strombörsen gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Informationen.
Artikel 13
Informationen über Maßnahmen des Engpassmanagements
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
Informationen zum Redispatching pro Marktzeiteinheit mit folgenden Angaben:
-
getroffene Maßnahmen (d. h. Erhöhung oder Verringerung der Produktion, Erhöhung oder Verringerung der Last),
-
genaue Angabe der von den Maßnahmen betroffenen Netzelemente, Standort und Art der Netzelemente,
-
Gründe für die Maßnahmen,
-
Kapazität, die durch die getroffenen Maßnahmen beeinflusst wird (MW).
b)
Informationen zum Countertrading pro Marktzeiteinheit mit folgenden Angaben:
-
getroffene Maßnahmen (d. h. der Erhöhung oder der Verringerung des zonenübergreifenden Austauschs),
-
betroffene Gebotszonen,
-
Gründe für die Maßnahme,
-
Veränderung beim zonenübergreifenden Austausch (MW).
c)
die Kosten, die in einem bestimmtem Monat infolge von Maßnahmen gemäß Buchstaben a und b sowie infolge sonstiger Abhilfemaßnahmen entstanden sind.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstaben a und b werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach dem Betriebszeitraum, mit Ausnahme der Gründe, die so bald wie möglich, jedoch nicht später als einen Tag nach dem Betriebszeitraum veröffentlicht werden;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens einen Monat nach dem Ende des jeweiligen Monats veröffentlicht.
Artikel 14
Prognose über die Erzeugung
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die Summe der installierten Erzeugungskapazität (MW) für alle vorhandenen Produktionseinheiten mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 1 MW, pro Produktionstyp;
b)
Daten zu den (vorhandenen und geplanten) Produktionseinheiten mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 100 MW. Diese Daten umfassen Folgendes:
-
Namen der Einheit,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Standort,
-
Anschlussspannungsebene,
-
Gebotszone,
-
Produktionstyp;
c)
eine Schätzung der gesamten fahrplanmäßigen Erzeugung (MW) pro Gebotszone pro Marktzeiteinheit des Folgetages;
d)
eine Prognose über die Wind- und Solarstromerzeugung (MW) pro Gebotszone pro Marktzeiteinheit des Folgetages.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe a werden jährlich spätestens eine Woche vor Jahresende veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden jährlich für die drei Folgejahre spätestens eine Woche vor dem Beginn des ersten Jahres, auf das sich die Daten beziehen, veröffentlicht;
c)
Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens um 18.00 Brüsseler Ortszeit einen Tag vor der tatsächlichen Lieferung veröffentlicht;
d)
Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens um 18.00 Uhr Brüsseler Ortszeit einen Tag vor der tatsächlichen Lieferung veröffentlicht. Die Informationen werden regelmäßig aktualisiert und während des untertäglichen Handels veröffentlicht, wobei mindestens eine Aktualisierung um 8.00 Uhr Brüsseler Ortszeit am Tag der tatsächlichen Lieferung zu veröffentlichen ist. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 1 % pro Jahr oder für Gebotszonen mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 5 % pro Jahr bereitgestellt.
(3) Produktionseinheiten mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz genannten Daten erforderlich sind.
Produktionseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
Artikel 15
Informationen über die Nichtverfügbarkeit von Erzeugungs- und Produktionseinheiten
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
die geplante Nichtverfügbarkeit einer Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit dieser Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauert, bis zu drei Jahre im Voraus mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Name der Erzeugungseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
b)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Name der Erzeugungseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit und
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit;
c)
die geplante Nichtverfügbarkeit einer Produktionseinheit in einer Größenordnung von mindestens 200 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit dieser Produktionseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die jedoch nicht gemäß Buchstabe a veröffentlicht wurden und die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, bis zu drei Jahre im Voraus mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit,
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
d)
Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Produktionseinheit mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 200 MW in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die jedoch nicht gemäß Buchstabe b veröffentlicht wurden und die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, mit folgenden Angaben:
-
Name der Produktionseinheit,
-
Standort,
-
Gebotszone,
-
installierte Erzeugungskapazität (MW),
-
Produktionstyp,
-
verfügbare Kapazität während des Ereignisses,
-
Grund für die Nichtverfügbarkeit und
-
Anfangsdatum und voraussichtliches Enddatum (Tag, Stunde) der Änderung der Verfügbarkeit.
(2) Die in Absatz 1 Buchstaben a und c genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde, nachdem die Entscheidung über die geplante Nichtverfügbarkeit getroffen wird.
Die in Absatz 1 Buchstaben b und d genannten Informationen werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Änderung der tatsächlichen Verfügbarkeit.
(3) Die Verbrauchseinheiten mit Standort in einer Regelzone des ÜNB stellen diesem ÜNB die in Absatz 1 genannten Daten zur Verfügung.
Erzeugungseinheiten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Daten.
Artikel 16
Tatsächliche Erzeugung
(1) Für ihre Regelzonen ermitteln die ÜNB die folgenden Informationen und stellen sie dem ENTSO-Strom zur Verfügung:
a)
die tatsächliche Erzeugung (MW) pro Marktzeiteinheit und pro Erzeugungseinheit mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 100 MW;
b)
die aggregierte Erzeugung pro Marktzeiteinheit und pro Produktionstyp;
c)
die tatsächliche oder geschätzte Wind- und Solarstromerzeugung (MW) in jeder Gebotszone pro Marktzeiteinheit;
d)
die aggregierte durchschnittliche wöchentliche Befüllungsrate aller Wasserspeicher und Wasserspeicherkraftwerke (MWh) pro Gebotszone, einschließlich der Zahl für dieselbe Woche des Vorjahres.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe a werden fünf Tage nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
c)
gemäß Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht und auf der Grundlage von Messwerten aktualisiert, sobald diese vorliegen. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 1 % pro Jahr oder für Gebotszonen mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 5 % pro Jahr bereitgestellt;
d)
gemäß Absatz 1 Buchstabe d werden am dritten Arbeitstag nach der Woche, auf die sich die Informationen beziehen, veröffentlicht. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Einspeisequote von mehr als 10 % pro Jahr für diese Art der Erzeugung oder für Gebotszonen mit einer Einspeisequote von mehr als 30 % pro Jahr für diese Art der Erzeugung bereitgestellt.
(3) Erzeugungs- und Produktionseinheiten mit Standort in einer Regelzone eines ÜNB stellen diesem ÜNB alle relevanten Informationen zur Verfügung, die für die Berechnung der in Absatz 1 genannten Daten erforderlich sind.
Erzeugungs- und Produktionseinheiten gelten jeweils als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten relevanten Informationen.
Artikel 17
Regel- und Ausgleichsenergie
(1) Für ihre Regelzonen stellen die ÜNB oder gegebenenfalls die Betreiber von Regelenergiemärkten, sofern solche Märkte existieren, dem ENTSO-Strom die folgenden Informationen zur Verfügung:
a)
Regeln für Regel- und Ausgleichsenergie, die Folgendes einschließen:
-
die Verfahren für die Beschaffung verschiedener Arten von Regelreserven und von Regelenergie,
-
die Methode für die Vergütung sowohl der Bereitstellung von Reserven als auch der für den Ausgleich abgerufenen Energie,
-
die Methode für die Berechnung der Ausgleichsenergieentgelte,
-
gegebenenfalls eine Beschreibung, wie der grenzüberschreitende Ausgleich von Regelleistung und -energie zwischen zwei oder mehr Regelzonen durchgeführt wird, und die Bedingungen für die Teilnahme von Erzeugern und Verbrauchern;
b)
die Höhe der vom ÜNB kontrahierten Regelreserven (MW) mit folgenden Angaben:
-
Reservequelle (Erzeugung oder Last),
-
Art der Reserve (z. B. Primärreserve, Sekundärreserve, Minutenreserve),
-
Zeitraum, für den die Reserven kontrahiert werden (z. B. Stunde, Tag, Woche, Monat, Jahr usw.);
c)
von dem ÜNB pro Art der beschafften Regelreserve und pro Beschaffungszeitraum gezahlte Preise (Währung/MW/Zeitraum);
d)
akzeptierte aggregierte Angebote pro Ausgleichsenergiezeiteinheit, getrennt für jede Art der Regelreserve;
e)
die Menge der abgerufenen Regelleistung (MW) pro Ausgleichsenergiezeiteinheit und pro Reserveart;
f)
von dem ÜNB für die abgerufene Regelenergie pro Ausgleichsenergiezeiteinheit und pro Reserveart gezahlte Preise; die Preisinformationen sind für die positive und negative Regelrichtung getrennt mitzuteilen;
g)
Ausgleichsenergiepreise pro Ausgleichsenergiezeiteinheit;
h)
Gesamtausgleichsvolumen pro Ausgleichsenergiezeiteinheit;
i)
monatlicher finanzieller Saldo der Regelzone mit folgenden Angaben:
-
Aufwendungen, die dem ÜNB für die Beschaffung der Reserven und für den Abruf der Regelenergie entstanden sind,
-
Nettoerlöse des ÜNB nach der Abrechnung der Ausgleichsenergiekonten mit den Bilanzkreisverantwortlichen;
j)
gegebenenfalls Informationen über den regelzonenübergreifenden Ausgleich pro Ausgleichsenergiezeiteinheit mit folgenden Angaben:
-
Volumen der ausgetauschten Gebote und Angebote pro Beschaffungszeiteinheit,
-
Höchst- und Mindestpreise der ausgetauschten Gebote und Angebote pro Beschaffungszeiteinheit,
-
Volumen der in den betroffenen Regelzonen abgerufenen Regelenergie.
Betreiber von Regelenergiemärkten gelten als Primäreigentümer der von ihnen bereitgestellten Informationen.
(2) Die Informationen gemäß
a)
Absatz 1 Buchstabe b werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als zwei Stunden vor dem nächsten Beschaffungsverfahren veröffentlicht;
b)
Absatz 1 Buchstabe c werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach dem Ende des Beschaffungsverfahrens veröffentlicht;
c)
Absatz 1 Buchstabe d werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
d)
Absatz 1 Buchstabe e werden so bald wie möglich, jedoch spätestens 30 Minuten nach der Betriebsperiode veröffentlicht. Falls die Daten vorläufig sind, werden die Zahlen aktualisiert, sobald die Daten vorliegen;
e)
Absatz 1 Buchstabe f werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;
f)
Absatz 1 Buchstabe g werden so bald wie möglich veröffentlicht;
g)
Absatz 1 Buchstabe h werden so bald wie möglich, jedoch spätestens 30 Minuten nach der Betriebsperiode veröffentlicht. Falls die Daten vorläufig sind, werden die Zahlen aktualisiert, sobald die Daten vorliegen;
h)
Absatz 1 Buchstabe i werden spätestens drei Monate nach dem Betriebsmonat veröffentlicht. Falls die Abrechnung vorläufig ist, werden die Zahlen nach der endgültigen Abrechnung aktualisiert;
i)
Absatz 1 Buchstabe j werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht.
Artikel 18
Haftung
Die Haftung des Primäreigentümers der Daten, des Datenlieferanten und des ENTSO-Strom im Rahmen dieser Verordnung wird auf Fälle von grober Fahrlässigkeit und/oder Vorsatz begrenzt. In keinem Fall sind sie verpflichtet, einer Person, die die Daten verwendet, einen etwaigen Gewinnausfall, entgangene Geschäftsmöglichkeiten oder sonstige indirekte zufällige Schäden, besondere Schäden oder Folgeschäden jedweder Art, die aus einem Verstoß gegen ihre Verpflichtungen aus dieser Verordnung entstehen, zu ersetzen.
Artikel 19
Änderung der Verordnung (EG) Nr. 714/2009
In Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 werden die Punkte 5.5 bis 5.9 mit Wirkung vom 5. Januar 2015 gestrichen.
Artikel 20
Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Artikel 4 Absatz 1 wird 18 Monate nach Inkrafttreten dieser Verordnung wirksam.
Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.
Brüssel, den 14. Juni 2013
REGOLAMENTO (UE) N. 543/2013 DELLA COMMISSIONE
del 14 giugno 2013
sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell’energia elettrica e recante modifica dell’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio
(Testo rilevante ai fini del SEE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,
visto il regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (1), in particolare l’articolo 18, paragrafo 5,
considerando quanto segue
(1)
Il regolamento (CE) n. 714/2009, in particolare l’articolo 15 e il punto 5 degli orientamenti in materia di gestione e assegnazione della capacità disponibile di trasmissione sulle linee di interconnessione tra sistemi nazionali, di cui all’allegato I dello stesso regolamento, impone ai gestori dei sistemi di trasmissione l’obbligo di pubblicare dati sulla disponibilità delle reti, le capacità di interconnessione e di generazione transfrontaliere, il carico e le interruzioni di rete.
(2)
L’articolo 4, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (2), riconosce che la pubblicazione di informazioni privilegiate conformemente al regolamento (CE) n. 714/2009 o agli orientamenti adottati ai sensi dello stesso regolamento ottempera all’obbligo di comunicazione simultanea, completa ed efficace al pubblico.
(3)
La disponibilità di tali dati è indispensabile per consentire ai partecipanti al mercato di prendere decisioni efficienti in materia di produzione, consumo e scambio. La più profonda integrazione del mercato e il rapido sviluppo delle fonti di energia rinnovabili intermittenti, quali l’eolico e il solare, richiedono la diffusione di informazioni complete, tempestivamente disponibili, di elevata qualità e facilmente assimilabili sui fondamentali dell’offerta e della domanda.
(4)
La tempestiva disponibilità di serie complete di dati sui predetti fondamentali dovrebbe inoltre accrescere la sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Essa dovrebbe consentire ai partecipanti al mercato di far coincidere esattamente offerta e domanda, riducendo i rischi di black-out. In tal modo i gestori dei sistemi di trasmissione potrebbero controllare meglio le loro reti e gestirle in condizioni di maggiore sicurezza e prevedibilità.
(5)
Le misure in materia di trasparenza attualmente in vigore non rispondono completamente ai predetti criteri. Inoltre, le pertinenti informazioni di mercato sono distribuite in modo diseguale tra i partecipanti al mercato, per cui i grandi operatori storici hanno accesso esclusivo alle informazioni relative alle loro infrastrutture, il che pone in situazione di svantaggio i nuovi operatori e gli operatori che non dispongono di infrastrutture proprie.
(6)
Occorre che i partecipanti al mercato dispongano di informazioni tempestive sul consumo atteso. È opportuno che tali informazioni siano regolarmente aggiornate e fornite per periodi di tempo diversi. È necessario che i dati sul consumo reale rispetto al consumo atteso siano messi a disposizione quasi in tempo reale.
(7)
I dati sulle indisponibilità programmate e impreviste delle unità di generazione e delle unità di consumo di energia rientrano tra le informazioni relative all’offerta e alla domanda che rivestono maggiore importanza per i partecipanti al mercato. Occorre che i partecipanti al mercato e i gestori dei sistemi di trasmissione dispongano di informazioni dettagliate in merito a dove, quando e perché le unità di generazione e di consumo non sono o non saranno disponibili e sui tempi previsti di ripristino dell’operatività. Questo tipo di informazioni consentirebbe tra l’altro ai gestori dei sistemi di trasmissione di riallocare meglio le riserve, riducendo in tal modo la probabilità di black-out.
(8)
È opportuno inoltre che i partecipanti al mercato e i gestori dei sistemi di trasmissione dispongano di informazioni dettagliate sulla capacità di generazione installata complessiva, stime sulla generazione programmata complessiva, compresi dati separati sulla generazione intermittente, e dati sulla generazione effettiva dei grandi impianti di produzione a livello delle singole unità.
(9)
Perché sia possibile trasportare l’energia elettrica dai luoghi in cui è disponibile verso i luoghi in cui è maggiormente necessaria e adeguare di conseguenza i portafogli, occorre che i partecipanti al mercato dispongano di informazioni sulle indisponibilità programmate e impreviste dell’attuale infrastruttura di trasmissione transfrontaliera e sui piani di sviluppo infrastrutturale. Occorre inoltre che i gestori dei sistemi di trasmissione forniscano e aggiornino regolarmente i dati sulle capacità di trasmissione transfrontaliera programmate e offerte per diversi periodi di tempo, nonché informazioni sull’allocazione e sull’utilizzo delle capacità.
(10)
A causa della rapida diffusione delle fonti di generazione intermittenti lontano dai centri di consumo, le infrastrutture di trasmissione risultano sempre più congestionate in ampie zone d’Europa. Per ridurre le congestioni i gestori dei sistemi di trasmissione intervengono sempre più spesso nelle operazioni di mercato, chiedendo ai partecipanti al mercato di modificare i loro impegni di generazione o di scambio. Per consentire ai partecipanti al mercato di capire dove e perché si sono rese necessarie misure di gestione delle congestioni, i gestori dei sistemi di trasmissione devono fornire tempestivamente informazioni dettagliate e motivate sulle loro azioni.
(11)
Anche dopo una pianificazione attenta i produttori, i fornitori e i grossisti possono trovarsi in situazione di squilibrio ed essere esposti ai regimi di bilanciamento e di regolamento dei gestori dei sistemi di trasmissione. Per limitare al minimo i rischi di sbilanciamento, i partecipanti al mercato devono disporre tempestivamente di informazioni chiare e accurate sui mercati di bilanciamento. Occorre che i gestori dei sistemi di trasmissione forniscano queste informazioni in un formato comparabile in tutti i paesi, ivi compresi dati sulle riserve oggetto di contratto, sui prezzi pagati e sui volumi attivati a fini di bilanciamento.
(12)
I gestori dei sistemi di trasmissione sono spesso la fonte primaria di informazioni fondamentali pertinenti. Sono essi inoltre che raccolgono e valutano grandi quantità di informazioni per la gestione del sistema. Per fornire un quadro generale delle informazioni pertinenti in tutta l’Unione, occorre che i gestori dei sistemi di trasmissione facilitino la raccolta, la verifica e l’elaborazione dei dati, e che la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E) renda pubblici tali dati mediante una piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni. Per utilizzare al meglio le fonti di trasparenza esistenti, occorre che la ENTSO-E possa ricevere le informazioni destinate alla pubblicazione da terze parti, quali le borse dell’energia elettrica e le piattaforme di trasparenza.
(13)
Occorre pertanto modificare di conseguenza l’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009.
(14)
Il presente regolamento, adottato sulla base del regolamento (CE) n. 714/2009, integra il regolamento stesso e ne costituisce parte integrante. I riferimenti al regolamento (CE) n. 714/2009 devono essere intesi anche come riferimenti al presente regolamento.
(15)
Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all’articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,
HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:
Articolo 1
Oggetto
Il presente regolamento stabilisce la serie minima comune di dati sulla generazione, il trasporto e il consumo di energia elettrica da mettere a disposizione dei partecipanti al mercato. Esso contiene anche disposizioni sulla raccolta e la pubblicazione centralizzate dei dati.
Articolo 2
Definizioni
Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009. Si applicano, inoltre, le seguenti definizioni:
1) «riserve per il bilanciamento»: tutte le risorse, acquisite ex ante o in tempo reale o in ottemperanza a obblighi di legge, di cui il gestore del sistema di trasmissione dispone a fini di bilanciamento;
2) «periodo rilevante di bilanciamento»: il periodo di tempo per il quale è fissato il prezzo delle riserve per il bilanciamento;
3) «zona di offerta»: la più grande area geografica nella quale i partecipanti al mercato sono in grado di scambiare energia senza allocazione di capacità;
4) «allocazione di capacità»: l’attribuzione di capacità interzonale;
5) «unità di consumo»: unità ricevente energia elettrica per proprio uso, esclusi i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione;
6) «area di controllo»: parte coerente del sistema interconnesso, gestita da un gestore unico del sistema e che include carichi fisici collegati e/o unità di generazione, se esistenti;
7) «capacità netta di trasmissione coordinata»: metodo di calcolo della capacità basato sul principio della valutazione e della definizione ex ante dello scambio massimo di energia tra zone di offerta limitrofe;
8) «elemento critico di rete»: elemento di rete, all’interno di una zona di offerta o tra zone di offerta, preso in considerazione nel calcolo della capacità, che limita la quantità di energia elettrica che può essere scambiata;
9) «bilanciamento tra aree di controllo»: sistema di bilanciamento in cui il gestore del sistema di trasmissione può ricevere offerte di attivazione provenienti dalle aree di controllo di altri gestori dei sistemi di trasmissione. Non comprende il ridispacciamento o la fornitura energetica di emergenza;
10) «capacità interzonale»: la capacità del sistema interconnesso di consentire il trasferimento di energia tra zone di offerta;
11) «moneta»: l’euro, se almeno una parte della/e zona/e di offerta in questione è/sono situate in un paese in cui l’euro ha corso legale. In tutti gli altri casi, la moneta locale;
12) «tempo di chiusura»: il momento in cui i gestori dei sistemi di trasmissione devono confermare tutti gli scambi validati in esito sul mercato. Il tempo di chiusura non riguarda unicamente i mercati giornalieri o infragiornalieri ma anche i diversi mercati che coprono gli aggiustamenti dello sbilanciamento e l’allocazione di riserve;
13) «scambio di controflusso»: scambio interzonale avviato dai gestori di sistema tra due zone di offerta per ridurre la congestione fisica;
14) «fornitore dei dati»: il soggetto che invia i dati alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni;
15) «allocazione esplicita»: unicamente l’allocazione di capacità interzonale, senza il trasferimento dell’energia;
16) «parametri basati sul flusso»: i margini disponibili sugli elementi critici di rete ai quali sono associati fattori di distribuzione del trasferimento di energia (PTDF);
17) «unità di generazione»: il singolo generatore di energia elettrica appartenente ad un’unità di produzione;
18) «allocazione implicita»: metodo di gestione della congestione che prevede allo stesso tempo l’ottenimento dell’energia e la capacità interzonale;
19) «periodo rilevante di mercato»: il periodo per il quale è stabilito il prezzo di mercato o il periodo di tempo comune più breve possibile per le due zone di offerta, se i loro periodi rilevanti di mercato sono diversi;
20) «capacità offerta»: la capacità interzonale offerta al mercato dall’allocatore della capacità di trasmissione;
21) «programmato»: evento noto ex ante al proprietario primario dei dati;
22) «fattore di distribuzione del trasferimento di energia (PTDF)»: rappresentazione del flusso fisico su un elemento critico di rete indotta dalla variazione della posizione netta di una zona di offerta;
23) «proprietario primario dei dati»: il soggetto che crea i dati;
24) «unità di produzione»: impianto di produzione di energia elettrica costituito di un’unica unità di generazione o di un insieme di unità di generazione;
25) «profilo»: confine geografico tra una zona di offerta e più zone di offerta limitrofe;
26) «ridispacciamento»: misura attivata da uno o più gestori di sistema, consistente nella modifica del profilo di generazione e/o di carico, al fine di modificare i flussi fisici sul sistema di trasmissione e ridurre la congestione fisica;
27) «carico totale», comprese le perdite al netto dell’energia elettrica utilizzata per lo stoccaggio dell’energia: carico pari alla generazione e alle importazioni, detratte le esportazioni e l’energia elettrica utilizzata per lo stoccaggio dell’energia;
28) «allocatore della capacità di trasmissione»: il soggetto abilitato dai gestori dei sistemi di trasmissione a gestire l’allocazione della capacità interzonale;
29) «carico verticale»: la quantità totale di energia elettrica in uscita dalla rete di trasmissione verso le reti di distribuzione, verso i consumatori finali direttamente collegati o verso la parte consumatrice della generazione;
30) «margine di previsione ad un anno»: differenza tra la previsione annua della capacità di generazione disponibile e la previsione annua del carico totale massimo, tenendo conto delle previsioni della capacità di generazione complessiva, delle previsioni sulla disponibilità della generazione e delle previsioni sulle riserve oggetto di contratto per i servizi di sistema;
31) «ora»: ora locale di Bruxelles.
Articolo 3
Creazione di una piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni
1. La piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni è istituita e gestita in maniera efficace ed efficiente sotto il profilo dei costi nel quadro della rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (di seguito «la ENTSO-E»). La ENTSO-E pubblica sulla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni tutti i dati che i gestori dei sistemi di trasmissione sono tenuti a presentare alla ENTSO-E a norma del presente regolamento.
La piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni è messa gratuitamente a disposizione del pubblico tramite Internet almeno in inglese.
I dati sono aggiornati, facilmente accessibili, scaricabili e disponibili per un periodo di almeno 5 anni. Gli aggiornamenti dei dati sono orodatati, archiviati e messi a disposizione del pubblico.
2. Quattro mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento la ENTSO-E presenta all’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (di seguito «l’Agenzia») una proposta relativa al funzionamento della piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni e ai relativi costi. L’Agenzia formula il suo parere entro tre mesi dalla data di presentazione della proposta.
3. La ENTSO-E assicura che la piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni sia operativa diciotto mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento.
Articolo 4
Presentazione e pubblicazione dei dati
1. I proprietari primari dei dati presentano i dati ai gestori dei sistemi di trasmissione conformemente agli articoli da 6 a 17. Essi assicurano che i dati da essi forniti ai gestori dei sistemi di trasmissione, o ai fornitori di dati nei casi previsti al paragrafo 2, siano completi, della qualità richiesta e forniti in modo da consentire ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai fornitori di dati di elaborare e di fornire i dati alla ENTSO-E in tempo utile per consentire a quest’ultima di rispettare gli obblighi imposti dal presente regolamento in relazione ai termini di pubblicazione delle informazioni.
I gestori dei sistemi di trasmissione, e se del caso i fornitori di dati, elaborano i dati ricevuti e li forniscono alla ENTSO-E in tempo utile per la pubblicazione.
2. I proprietari primari dei dati possono rispettare l’obbligo loro imposto dal paragrafo 1 trasmettendo i dati direttamente alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni, purché facciano ricorso ad un terzo che agisca per loro conto in quanto fornitore di dati. Questa modalità di presentazione dei dati è subordinata all’accordo preliminare del gestore del sistema di trasmissione nella cui area di controllo è ubicato il proprietario primario. Per dare il proprio accordo, il gestore del sistema di trasmissione valuta se il fornitore di dati soddisfa i requisiti di cui al primo comma dell’articolo 5, lettere b) e c).
3. Salvo disposizione contraria, i gestori dei sistemi di trasmissione sono considerati proprietari primari dei dati ai fini degli articoli da 6 a 17.
4. Se una zona di offerta è composta da varie aree di controllo situate in diversi Stati membri, la ENTSO-E pubblica i dati di cui al paragrafo 1 separatamente per gli Stati membri interessati.
5. Fatti salvi gli obblighi a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e della ENTSO-E di cui al paragrafo 1 e all’articolo 3, i dati possono essere pubblicati anche sul sito web dei gestori dei sistemi di trasmissione o di altre parti.
6. Le autorità di regolamentazione nazionali assicurano che i proprietari primari dei dati, i gestori dei sistemi di trasmissione e i fornitori di dati rispettino gli obblighi loro imposti dal presente regolamento.
Articolo 5
Manuale di procedure
1. La ENTSO-E elabora un manuale che specifica:
a)
i dati dettagliati e il formato per la presentazione dei dati di cui all’articolo 4, paragrafo 1;
b)
le modalità e i formati standardizzati per la comunicazione e lo scambio dei dati tra i proprietari primari dei dati, i gestori dei sistemi di trasmissione, i fornitori di dati e la ENTSO-E;
c)
i criteri tecnici e operativi che i fornitori di dati devono rispettare quando forniscono i dati alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni;
d)
la classificazione opportuna dei tipi di produzione di cui all’articolo 14, paragrafo 1, all’articolo 15, paragrafo 1, e all’articolo 16, paragrafo 1.
La ENTSO-E elabora il manuale dopo aver effettuato una consultazione aperta e trasparente dei portatori di interesse.
La ENTSO-E mette il manuale a disposizione del pubblico.
La ENTSO-E provvede, se necessario, all’aggiornamento del manuale. Prima di pubblicare o aggiornare il manuale, la ENTSO-E trasmette per parere il progetto all’Agenzia, la quale formula il suo parere entro due mesi. Il progetto della prima versione è presentato all’Agenzia entro quattro mesi dall’entrata in vigore del presente regolamento.
Articolo 6
Informazioni sul carico totale
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e presentano alla ENTSO-E i seguenti dati per ogni zona di offerta:
a)
il carico totale per periodo rilevante di mercato;
b)
la previsione ad un giorno del carico totale per periodo rilevante di mercato;
c)
la previsione ad una settimana del carico totale per ogni giorno della settimana successiva, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni giorno;
d)
la previsione ad un mese del carico totale per ogni settimana del mese successivo, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni data settimana;
e)
la previsione ad un anno del carico totale per tutte le settimane dell’anno successivo, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni data settimana.
2. Le informazioni di cui
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro due ore prima della chiusura del mercato ad un giorno nella zona di offerta e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate ogni venerdì, entro due ore prima della chiusura del mercato ad un giorno nella zona di offerta e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro una settimana prima del mese di consegna e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
e)
al paragrafo 1, lettera e), sono pubblicate entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono.
3. Le unità di generazione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1, lettera a).
Le unità di generazione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da esse fornite.
4. I gestori dei sistemi di distribuzione ubicati nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1, lettere da b) a e).
I gestori dei sistemi di distribuzione sono considerati proprietari primari delle pertinenti informazioni da essi fornite.
Articolo 7
Informazioni sull’indisponibilità delle unità di consumo
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
l’indisponibilità programmata pari o superiore a 100 MW di un’unità di consumo, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW dell’indisponibilità programmata dell’unità di consumo, che duri almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la zona di offerta,
-
la capacità disponibile per periodo rilevante di mercato nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data prevista di inizio e di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità,
b)
le variazioni della disponibilità effettiva dell’unità di consumo di potenza nominale pari o superiore a 100 MW, specificando:
-
la zona di offerta,
-
la capacità disponibile per periodo rilevante di mercato nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate in forma aggregata per zona di offerta, indicando la somma delle capacità di consumo non disponibili per periodo rilevante di mercato per un dato periodo di tempo, appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione riguardante l’indisponibilità programmata.
Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate in forma aggregata per zona di offerta, indicando la somma delle capacità di consumo non disponibili per periodo rilevante di mercato per un dato periodo di tempo, appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
3. Le unità di consumo ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione calcolano e presentano a quest’ultimo i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di consumo sono considerate proprietario primario dei dati da esse presentati.
Articolo 8
Margine di previsione ad un anno
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E per ogni zona di offerta il margine di previsione ad un anno valutato al periodo rilevante di mercato locale.
Le informazioni sono pubblicate una settimana prima dell’allocazione annua di capacità e comunque entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono.
2. Le unità di generazione e i gestori dei sistemi di distribuzione ubicati nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione e i gestori dei sistemi di distribuzione sono considerati proprietari primari dei dati da esse presentati.
Articolo 9
Infrastrutture di trasmissione
1. I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono e forniscono alla ENTSO-E informazioni sulle modifiche future degli elementi di rete e dei progetti relativi agli interconnettori, tra cui le espansioni o gli smantellamenti nelle loro reti di trasmissione entro i successivi tre anni. Queste informazioni sono fornite solo relativamente a misure ritenute tali da avere un impatto pari ad almeno 100 MW di capacità interzonale tra zone di offerta o sui profili almeno durante un periodo rilevante di mercato. Le informazioni comprendono:
a)
l’indicazione delle infrastrutture in questione;
b)
l’ubicazione;
c)
il tipo di infrastrutture;
d)
l’impatto sulla capacità di interconnessione per direzione tra zone di offerta;
e)
la data prevista di completamento.
Le informazioni sono pubblicate una settimana prima dell’allocazione annua di capacità e comunque entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono. Le informazioni sono aggiornate in caso di variazioni significative prima della fine di marzo, la fine di giugno e la fine di settembre dell’anno a cui l’allocazione si riferisce.
Articolo 10
Informazioni sull’indisponibilità dell’infrastruttura di trasmissione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E le seguenti informazioni:
a)
l’indisponibilità programmata, incluse le variazioni dell’indisponibilità programmata delle interconnessioni e della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone di offerta in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
l’impatto stimato sulla capacità interzonale per direzione tra zone di offerta,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data prevista di inizio e di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
b)
le variazioni della disponibilità effettiva delle interconnessioni e della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone di offerta in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
l’impatto stimato sulla capacità interzonale per direzione tra zone di offerta,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
c)
le variazioni della disponibilità effettiva di infrastrutture di rete off-shore che riducono l’immissione in rete di energia eolica in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
la capacità installata di generazione di energia eolica (MW) collegata all’infrastruttura,
-
l’energia eolica immessa (MW) in rete al momento della variazione della disponibilità,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione sull’indisponibilità programmata.
3. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere b) e c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
4. Per le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere a) e b), i gestori dei sistemi di trasmissione possono scegliere di non indicare l’infrastruttura in questione né di precisarne l’ubicazione, se dette informazioni sono classificate come informazioni sensibili relative alla protezione delle infrastrutture critiche nei rispettivi Stati membri, ai sensi dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2008/114/CE del Consiglio (3). Sono fatti salvi gli obblighi loro imposti dal paragrafo 1 del presente articolo.
Articolo 11
Informazioni relative alla stima e all’offerta di capacità di trasmissione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E le informazioni seguenti, con sufficiente anticipo rispetto alla procedura di allocazione:
a)
la capacità prevista e offerta (MW) per direzione tra zone di offerta, in caso di allocazione coordinata di capacità sulla base della capacità netta di trasmissione; oppure
b)
i pertinenti parametri basati sul flusso, in caso di allocazione di capacità sulla base del flusso.
I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi calcolate e fornite.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate come indicato nell’allegato.
3. In relazione ai collegamenti in corrente continua, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono alla ENTSO-E entro un’ora dopo che le informazioni sono note informazioni aggiornate su eventuali restrizioni all’uso delle capacità transfrontaliere disponibili, anche mediante l’applicazione di limiti di rampa e di limiti agli scambi infragiornalieri.
I gestori di collegamenti in corrente continua sono considerati proprietari primari delle informazioni aggiornate da essi fornite.
4. I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione presentano una relazione annuale alla ENTSO-E, indicando:
a)
i principali elementi critici di rete che limitano la capacità offerta;
b)
le aree di controllo a cui appartengono i principali elementi critici di rete;
c)
in che misura l’alleggerimento degli elementi critici di rete consentirebbe di aumentare la capacità offerta;
d)
tutte le misure possibili che potrebbero essere adottate per aumentare la capacità offerta, assieme alla relativa stima dei costi.
Nel preparare la relazione i gestori dei sistemi di trasmissione possono scegliere di non indicare le infrastrutture in questione né di precisarne l’ubicazione, se dette informazioni sono classificate come informazioni sensibili relative alla protezione delle infrastrutture critiche nei rispettivi Stati membri, ai sensi dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2008/114/CE.
I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari della relazione da essi trasmessa.
Articolo 12
Informazioni relative all’uso della capacità interzonale
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
in caso di allocazione esplicita, per ciascun periodo rilevante di mercato e per ogni direzione tra zone di offerta:
-
la capacità (MW) richiesta dal mercato,
-
la capacità (MW) allocata al mercato,
-
il prezzo della capacità (moneta/MW),
-
i proventi dell’asta (in moneta) per confine tra zone di offerta;
b)
per ogni periodo rilevante di mercato e per direzione tra zone di offerta, la capacità totale oggetto di scambi validati;
c)
prima di ogni allocazione di capacità la capacità totale già allocata nel quadro di precedenti procedure di allocazione per periodo rilevante di mercato e per direzione;
d)
per ogni periodo rilevante di mercato il prezzo ad un giorno in ogni zona di offerta (moneta/MWh);
e)
in caso di allocazione implicita, per ogni periodo rilevante di mercato le posizioni nette di ciascuna zona di offerta (MW) e i proventi delle congestioni (in moneta) per confine tra zone di offerta;
f)
gli scambi commerciali programmati ad un giorno in forma aggregata tra zone di offerta per direzione e periodo rilevante di mercato;
g)
i flussi fisici tra zone di offerta per periodo rilevante di mercato;
h)
la capacità interzonale allocata tra zone di offerta degli Stati membri e di paesi terzi per direzione, per prodotto allocato e per periodo.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettere a) ed e), sono pubblicate entro un’ora dopo ogni allocazione di capacità;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro un’ora dopo ogni procedura di validazione degli scambi;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro la data obbligatoria di pubblicazione dei dati sulla capacità offerta come previsto nell’allegato;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro un’ora dopo la chiusura del mercato;
e)
al paragrafo 1, lettera f), sono pubblicate ogni giorno entro un’ora dopo l’ultimo tempo di chiusura e, laddove applicabile, aggiornate entro due ore dopo ogni procedura infragiornaliera di validazione degli scambi;
f)
al paragrafo 1, lettera g), sono pubblicate per ogni periodo rilevante di mercato quanto più vicino possibile al tempo reale e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
g)
al paragrafo 1, lettera h), sono pubblicate entro un’ora dopo l’allocazione.
3. Gli allocatori della capacità di trasmissione, o laddove applicabile le borse dell’energia elettrica, forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione tutte le informazioni necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi fornite.
Le borse dell’energia elettrica sono considerate proprietari primari delle informazioni da esse fornite.
Articolo 13
Informazioni sulle misure di gestione della congestione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
informazioni riguardanti il ridispacciamento per periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’azione adottata (ossia aumento o diminuzione della produzione; aumento o diminuzione del carico),
-
l’indicazione, l’ubicazione e il tipo degli elementi di rete oggetto dell’azione,
-
il motivo dell’azione,
-
la capacità oggetto dell’azione adottata (MW);
b)
informazioni riguardanti gli scambi di controflusso per periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’azione adottata (ossia aumento o diminuzione dello scambio interzonale),
-
le zone di offerta interessate,
-
il motivo dell’azione,
-
la variazione dello scambio interzonale (MW);
c)
costi sostenuti in un dato mese per le azioni di cui alle lettere a) e b), e ogni altra azione correttiva.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettere a) e b), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni, tranne per le ragioni da pubblicarsi appena possibile e comunque entro un giorno dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro un mese dopo la fine del mese di riferimento.
Articolo 14
Generazione prevista
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
la somma delle capacità di generazione installate (MW) per tutte le unità di produzione esistenti di capacità di generazione installata pari o superiore a 1 MW, per tipo di produzione;
b)
informazioni sulle unità di produzione (esistenti e programmate) con una capacità di generazione installata pari o superiore a 100 MW. Le informazioni comprendono:
-
la denominazione dell’unità,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
l’ubicazione,
-
il livello di tensione della connessione,
-
la zona di offerta,
-
il tipo di produzione;
c)
la stima del totale della generazione programmata (MW) per zona di offerta, per ogni periodo rilevante di mercato del giorno successivo;
d)
la previsione sulla generazione di energia eolica e solare (MW) per zona di offerta, per ogni periodo rilevante di mercato del giorno successivo.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate annualmente entro una settimana prima della fine dell’anno;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate annualmente per i tre anni successivi entro una settimana prima dell’inizio del primo anno al quale i dati si riferiscono;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro le ore 18:00 (ora di Bruxelles) del giorno precedente la consegna effettiva;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro le ore 18:00 (ora di Bruxelles) del giorno precedente la consegna effettiva. Le informazioni sono aggiornate regolarmente e pubblicate nel corso dello scambio infragiornaliero; almeno un aggiornamento deve essere pubblicato alle ore 08:00 (ora di Bruxelles) del giorno della consegna effettiva. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore all’1 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore al 5 %.
3. Le unità di produzione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di produzione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da essi fornite.
Articolo 15
Informazioni sull’indisponibilità delle unità di generazione e di produzione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
l’indisponibilità programmata pari o superiore a 100 MW di un’unità di generazione fino a tre anni prima, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW della indisponibilità programmata dell’unità di generazione, la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione;
-
la denominazione dell’unità di generazione;
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta;
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
b)
le variazioni pari o superiori a 100 MW della disponibilità effettiva dell’unità di generazione la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
la denominazione dell’unità di generazione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
c)
l’indisponibilità programmata fino a tre anni prima di un’unità di produzione di capacità pari o superiore a 200 MW, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW dell’indisponibilità programmata dell’unità di produzione, non pubblicata ai sensi della lettera a), la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
d)
le variazioni pari o superiori a 100 MW della disponibilità effettiva di un’unità di produzione con una capacità di generazione installata pari o superiore a 200 MW, ma non pubblicata ai sensi della lettera a), la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere a) e c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione sull’indisponibilità programmata.
Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere b) e d), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
3. Le unità di generazione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione sono considerate proprietari primari dei dati da esse forniti.
Articolo 16
Generazione effettiva
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
la generazione effettiva (MW) per periodo rilevante di mercato e per unità di generazione con capacità di generazione installata pari o superiore a 100 MW;
b)
la generazione aggregata per periodo rilevante di mercato e per tipo di produzione;
c)
la generazione effettiva o stimata di energia eolica e solare (MW) in ogni zona di offerta per periodo rilevante di mercato;
d)
il tasso medio settimanale aggregato di riempimento di tutti gli impianti a serbatoio idrico e a stoccaggio idrico (MWh) per zona di offerta, compresi i dati relativi alla stessa settimana dell’anno precedente.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate cinque giorni dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni e sono aggiornate sulla base di valori misurati appena si rendono disponibili. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore all’1 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore al 5 %;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate il terzo giorno lavorativo successivo alla settimana alla quale le informazioni si riferiscono. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di questo tipo di generazione superiore al 10 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di questo tipo di generazione superiore al 30 %.
3. Le unità di generazione e le unità di produzione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione e le unità di produzione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da esse fornite.
Articolo 17
Bilanciamento
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, i gestori del mercato di bilanciamento, nei casi in cui tale mercato esista, forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
le regole di bilanciamento, tra cui:
-
le procedure per l’acquisizione di tipi diversi di riserve per il bilanciamento e di energia di bilanciamento,
-
la metodologia di remunerazione sia della fornitura delle riserve che dell’energia attivata per il bilanciamento,
-
il metodo di calcolo dei costi di sbilanciamento,
-
laddove applicabile, la descrizione delle modalità di effettuazione del bilanciamento transfrontaliero tra due o più aree di controllo e le condizioni di partecipazione dei generatori e del carico;
b)
l’importo delle riserve per il bilanciamento (MW) che il gestore del sistema di trasmissione ha sotto contratto, specificando:
-
la fonte della riserva (generazione o carico),
-
il tipo di riserva (ad esempio riserva di contenimento della frequenza, riserva di ripristino della frequenza, riserva di sostituzione),
-
il periodo di tempo delle riserve oggetto di contratto (ad esempio, ora, giorno, settimana, mese, anno ecc.);
c)
i prezzi pagati dal gestore del sistema di trasmissione per tipo di riserva per il bilanciamento acquisita e per periodo di acquisizione (moneta/MW/periodo);
d)
le offerte accettate aggregate per periodo rilevante di bilanciamento, separatamente per ogni tipo di riserva per il bilanciamento;
e)
la quantità di energia di bilanciamento attivata (MW) per periodo rilevante di bilanciamento e per tipo di riserva;
f)
i prezzi pagati dal gestore del sistema di trasmissione per l’energia di bilanciamento attivata per periodo rilevante di bilanciamento e per tipo di riserva. Le informazioni sui prezzi sono fornite separatamente per il regolamento ascendente e discendente;
g)
i prezzi di sbilanciamento per periodo rilevante di bilanciamento;
h)
il volume totale di sbilanciamento per periodo rilevante di bilanciamento;
i)
il saldo finanziario mensile dell’area di controllo, specificando:
-
le spese sostenute dal gestore del sistema di trasmissione per l’acquisizione di riserve e per l’attivazione dell’energia di bilanciamento,
-
i proventi netti del gestore del sistema di trasmissione dopo il regolamento dei conti di sbilanciamento con i soggetti responsabili del bilanciamento;
j)
laddove applicabile, informazioni sul bilanciamento tra aree di controllo per periodo rilevante di bilanciamento, specificando:
-
i volumi delle offerte di acquisto e di vendita scambiate per unità di tempo di acquisizione,
-
i prezzi minimi e massimi delle offerte di acquisto e di vendita scambiate per unità di tempo di acquisizione,
-
il volume dell’energia di bilanciamento nelle aree di controllo interessate.
I gestori del mercato di bilanciamento sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi fornite.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate appena possibile e comunque entro due ore prima dell’esecuzione della successiva procedura di acquisizione;
b)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la fine della procedura di acquisizione;
c)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
d)
al paragrafo 1, lettera e), sono pubblicate appena possibile e comunque entro trenta minuti dopo il periodo delle operazioni; In caso di dati preliminari, le cifre sono aggiornate dopo che i dati diventano disponibili;
e)
al paragrafo 1, lettera f), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
f)
al paragrafo 1, lettera g), sono pubblicate appena possibile;
g)
al paragrafo 1, lettera h), sono pubblicate appena possibile e comunque entro trenta minuti dopo il periodo delle operazioni; In caso di dati preliminari, le cifre sono aggiornate dopo che i dati diventano disponibili;
h)
al paragrafo 1, lettera i), sono pubblicate entro tre mesi dopo il mese delle operazioni. In caso di regolamento preliminare, i dati sono aggiornati dopo il regolamento definitivo;
i)
al paragrafo 1, lettera j), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni.
Articolo 18
Responsabilità
La responsabilità del proprietario dei dati, del fornitore dei dati e della ENTSO-E ai sensi dal presente regolamento è limitata ai soli casi di dolo e/o colpa grave. In ogni caso i predetti soggetti non sono tenuti a risarcire l’utilizzatore dei dati per mancato guadagno, perdita di attività o ogni altro danno indiretto, incidentale, speciale o consequenziale di qualsiasi tipo derivante dalla violazione dei loro obblighi ai sensi del presente regolamento.
Articolo 19
Modifica del regolamento (CE) n. 714/2009
I punti da 5.5 a 5.9 dell’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 sono abrogati a decorrere dal 5 gennaio 2015.
Articolo 20
Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea.
L’articolo 4, paragrafo 1, si applica diciotto mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
Fatto a Bruxelles, il 14 giugno 2013