РЕГЛАМЕНТ (ЕС) № 543/2013 НА КОМИСИЯТА
от 14 юни 2013 година
за представяне и публикуване на данни на пазарите за електроенергия и за изменение на приложение I към Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета
(текст от значение за ЕИП)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Регламент (ЕО) № 714/2009 на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно условията за достъп до мрежата за трансграничен обмен на електроенергия и за отмяна на Регламент (ЕО) № 1228/2003 (1), и по-специално член 18, параграф 5 от него,
като има предвид, че:
(1)
Регламент (ЕО) № 714/2009, и по-специално член 15 от него, и точка 5 от Насоките за управление и разпределяне на наличния преносен капацитет на междусистемните електропроводи между националните системи, посочени в приложение I към същия регламент, определят изисквания за операторите на преносни системи (ОПС) да публикуват данни за разполагаемостта на мрежите, капацитета на трансграничните междусистемни електропроводи, производството, товара и мрежовите ремонти.
(2)
В член 4, параграф 4 от Регламент (ЕС) № 1227/2011 на Европейския парламент и на Съвета от 25 октомври 2011 г. относно интегритета и прозрачността на пазара за търговия на едро с енергия (2) се признава, че публикуването на вътрешна информация в съответствие с Регламент (ЕО) № 714/2009 и/или насоките, приети съгласно него, представлява едновременно, пълно и действително публично оповестяване.
(3)
Наличието на такива данни е абсолютно необходимо, за да могат участниците на пазара да вземат ефективни решения относно производството, потреблението и търговията. По-дълбоката пазарна интеграция и бързото развитие на производството на електроенергия от непостоянни възобновяеми източници на енергия, като например вятърната и слънчевата, налагат оповестяването на пълна, своевременно достъпна, висококачествена и лесно разбираема основна информация във връзка с търсенето и предлагането.
(4)
Своевременното осигуряване на пълни набори от основни данни следва също така да повиши сигурността на енергийните доставки. То следва да дава възможност на участниците на пазара да постигнат точно съответствие между предлагането и търсенето, така че да се намали рискът от прекъсвания на електроснабдяването. В резултат ОПС следва да са в състояние по-добре да контролират своите мрежи и да ги експлоатират при по-предвидими и сигурни условия.
(5)
Сегашните мерки за прозрачност не отговарят напълно на тези критерии. Освен това значимата информация за пазара е неравномерно разпределена между участниците на пазара, като големите традиционни участници разполагат с изключителен достъп до информация във връзка със своите собствени активи, което поставя в неизгодно положение новите участници на пазара или участниците без собствени активи.
(6)
На участниците на пазара следва да се предоставя навременна информация за очакваното потребление. Тази информация следва редовно да се актуализира и да се предоставя за различни времеви периоди. Информацията относно действителното развитие на очакваното потребление също следва да бъде на разположение с малко закъснение.
(7)
Планираната и непланираната неразполагаемост на произвеждащи и потребяващи електроенергия единици спада към най-важната информация за участниците на пазара във връзка с предлагането и търсенето. Участниците на пазара и ОПС се нуждаят от подробна информация за това къде, кога и защо конкретни единици не са или няма да бъдат на разположение за производство или потребление и кога се очаква те да се върнат в действие. Това следва също така да помогне на ОПС по-добре да преразпределят резервите си, така че да се намали вероятността за прекъсвания в електроснабдяването.
(8)
Участниците на пазара и ОПС следва също да получават подробна информация за общата инсталирана генерираща мощност, оценки за общото планирано електропроизводство, в това число отделно за непостоянното електропроизводство, и данни на равнище отделна голяма производствена единица за действителното електропроизводство.
(9)
С оглед да бъде в състояние да осъществи пренос на електроенергия от мястото, където е налична тя, до друго място, където има най-голяма нужда от нея, и съответно да адаптира портфейлите, пазарът следва да получава информация относно планираната и непланираната неразполагаемост на съществуващата трансгранична преносна инфраструктура и относно плановете за развитие на инфраструктурата. ОПС следва да предоставят и редовно актуализирани данни относно планирания и предлагания трансграничен преносен капацитет за различни времеви хоризонти, както и информация във връзка с разпределянето и използването на капацитета.
(10)
Бързото изграждане на мощности за производството на електроенергия от непостоянни източници далеч от центровете на потребление доведе до растящо претоварване на преносната инфраструктура в големи части от Европа. За облекчаване на претоварването ОПС все по-често се намесват в пазарните операции, като дават указания на участниците на пазара да променят своите производствени или търговски ангажименти. С цел участниците на пазара да разберат къде и защо са станали необходими мерки за управление на претоварването, ОПС трябва да предоставят своевременна, подробна и обоснована информация за своите действия.
(11)
Дори след внимателно планиране може да няма баланс между производители, доставчици и търговци, вследствие на което да бъдат подложени на режима на ОПС за балансиране и сетълмент (уреждане на взаимоотношенията). С цел оптимално да се намали рискът от дисбаланс, участниците на пазара се нуждаят от точна, ясна и навременна информация за пазарите на балансираща електроенергия. Операторите на преносни системи следва да предоставят такава информация в сходен формат за трансгранично ползване, включително подробности за договорените от тях резерви, платените цени и активираните обеми с цел балансиране.
(12)
ОПС често са основният източник на съответната основна информация. Те също така традиционно събират и оценяват големи количества информация във връзка с експлоатацията на своите системи. С оглед да се осигури общ поглед върху значимата информация в целия Съюз, ОПС следва да улесняват събирането, проверката и обработката на данни, а Европейската мрежа на операторите на преносни системи (ЕМОПС) за електроенергия следва да предоставя тези данни на обществеността чрез централна информационна платформа за прозрачност. С оглед на възможно най-доброто използване на съществуващите източници с цел прозрачност, ЕМОПС за електроенергия следва да има възможност да получава за публикуване информация от трети страни, като например енергийни борси и платформи за прозрачност.
(13)
Поради това приложение I към Регламент (ЕО) № 714/2009 следва да бъде съответно изменено.
(14)
Настоящият регламент е приет въз основа на Регламент (ЕО) № 714/2009, който допълва и от който е неразделна част. Позоваванията на Регламент (ЕО) № 714/2009 в други правни актове се разбират и като позовавания на настоящия регламент.
(15)
Мерките, предвидени в настоящия регламент, са в съответствие със становището на комитета, посочен в член 23, параграф 1 от Регламент (ЕО) № 714/2009,
ПРИЕ НАСТОЯЩИЯ РЕГЛАМЕНТ:
Член 1
Предмет
Настоящият регламент определя минималния общ набор от данни, отнасящи се до производството, преноса и потреблението на електроенергия, които трябва да се предоставят на всички участници на пазара. Той предвижда също така централно събиране и публикуване на данните.
Член 2
Определения
За целите на настоящия регламент се прилагат определенията в член 2 от Регламент (ЕО) № 714/2009. В допълнение се прилагат следните определения:
1.
„балансиращи резерви“ означава всички ресурси, доставени предварително или в реално време, или съгласно правни задължения, които са на разположение на ОПС с цел балансиране;
2.
„единичен период за балансиране“ означава периодът, за който е определена цената за балансиращите резерви;
3.
„пазарна зона“ означава най-голямата географска зона, в която участниците на пазара могат да обменят енергия без разпределяне на капацитета;
4.
„разпределяне на капацитета“ означава определянето на междузоновия капацитет;
5.
„потребяваща единица“ означава ресурс, който получава електроенергия за собствена употреба, с изключение на ОПС и на операторите на разпределителни системи (ОРС);
6.
„контролна зона“ означава обособена част от взаимосвързаната система, която се управлява само от един системен оператор и включва свързани физически товари и/или генераторни единици, ако има такива;
7.
„координиран нетен преносен капацитет“ означава метод за изчисляване на капацитета въз основа на принципа на оценка и предварително определяне на максималния енергиен обмен между съседни пазарни зони;
8.
„критичен мрежови елемент“ означава даден мрежови елемент или в рамките на пазарна зона, или между пазарни зони, който е взет предвид в процеса на изчисляване на капацитета, като ограничава количеството на енергията, която може да бъде обменяна;
9.
„балансиране между контролни зони“ означава схема на балансиране, при която един ОПС може да получи от зони на други ОПС оферти за активиране. То не включва повторното диспечиране или подаване на енергия в извънредни ситуации;
10.
„междузонов капацитет“ означава способността на взаимосвързаната система да осъществява пренос на енергия между пазарни зони;
11.
„валута“ е евро, ако поне една част от съответната(ите) пазарна(и) зона(и) е част от държава, в която еврото е законно платежно средство. Във всички други случаи тя е местната валута;
12.
„краен срок“ означава моментът във времето, до който ОПС трябва да потвърдят всички съгласувани заявки на пазара. Крайният срок се отнася не само за пазарите в рамките на ден или на част от ден, а и за различните пазари за коригиране на дисбаланс и за разпределяне на резерви;
13.
„насрещна търговия“ означава междузонов обмен, започнат от системни оператори между две пазарни зони за облекчаване на физическо претоварване;
14.
„доставчик на данни“ означава предприятие, което изпраща данните до централната информационна платформа за прозрачност;
15.
„явно разпределяне“ означава само разпределението на междузоновия капацитет, без преноса на енергия;
16.
„основани на потока параметри“ означава наличните маржове за критични мрежови елементи със съответните фактори за разпределение на преноса на електроенергия;
17.
„генераторна единица“ означава самостоятелен генератор на електроенергия, принадлежащ към електропроизводствена единица;
18.
„неявно разпределяне“ означава метод за управление на претоварването, при който енергията се получава едновременно с междузоновия капацитет;
19.
„единичен пазарен период“ означава периодът, за който е установена пазарната цена, или най-краткият възможен общ период от време за двете пазарни зони, ако техните единични пазарни периоди са различни;
20.
„предлаган капацитет“ означава междузоновия капацитет, предлаган на пазара от разпределителя на преносен капацитет;
21.
„планиран“ означава събитие, което е известно предварително на първоначалния собственик на съответните данни;
22.
„фактор за разпределение на преноса на електроенергия“ означава представяне на физическия поток върху даден критичен мрежови елемент, породен от промяната на нетната позиция на пазарна зона;
23.
„първоначален собственик на данни“ означава субектът, който генерира данните;
24.
„електропроизводствена единица“ означава съоръжение за производство на електроенергия, състоящо се от една генераторна единица или от съвкупност от генераторни единици;
25.
„профил“ означава географска граница между една пазарна зона и няколко съседни пазарни зони;
26.
„повторно диспечиране“ означава мярка, задействана от един или няколко системни оператори за промяна на графика за производство и/или товаровия график, за да се променят физическите потоци в преносната система и да се облекчи физическо претоварване;
27.
„сумарен товар“, включително загубите, но без количеството, използвано за акумулиране на енергия, означава товарът, който се получава, като от произведеното количество плюс вноса се приспаднат износът и количеството, използвано за акумулиране на енергия;
28.
„разпределител на преносен капацитет“ означава субекта, който е упълномощен от ОПС да управлява разпределянето на междузоновия капацитет;
29.
„вертикален товар“ означава общото количество енергия, подавано от преносната мрежа към разпределителните мрежи, към пряко свързани крайни клиенти и към потребяващата енергия част от електропроизвеждащите мощности;
30.
„марж в прогнозите за година напред“ означава разликата между прогнозирания годишен наличен производствен капацитет за електроенергия и прогнозирания годишен максимален сумарен товар, като се вземат предвид прогнозата за общия производствен капацитет, прогнозата за разполагаемостта на производствените мощности и прогнозата за резервите, договорени за системни услуги;
31.
„време“ означава местното време в Брюксел.
Член 3
Създаване на централна информационна платформа за прозрачност
1. В рамките на Европейската мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия (ЕМОПС за електроенергия) се създава централна информационна платформа за прозрачност, която се експлоатира по ефикасен и икономически ефективен начин. ЕМОПС за електроенергия публикува чрез централната информационна платформа за прозрачност всички данни, които операторите на преносни системи са длъжни да ѝ представят в съответствие с настоящия регламент.
Централната информационна платформа за прозрачност е на безплатно разположение на обществеността чрез интернет поне на английски език.
Данните трябва да са актуални, лесно достъпни, изтеглими от интернет и на разположение най-малко 5 години. Актуализациите на данните трябва да са с времеви печат, архивирани и предоставени на разположение на обществеността.
2. ЕМОПС за електроенергия представя в Агенцията за сътрудничество между регулаторите на енергия (Агенцията) предложение относно функционирането на централната информационна платформа за прозрачност и свързаните с нея разходи четири месеца след влизането в сила на настоящия регламент. Агенцията дава становището си в срок от три месеца от датата на представяне на предложението.
3. ЕМОПС за електроенергия гарантира, че централната информационна платформа за прозрачност е в действие 18 месеца след датата на влизане в сила на настоящия регламент.
Член 4
Представяне и публикуване на данни
1. Първоначалните собственици на данни представят данни на ОПС в съответствие с членове 6-17. Те гарантират, че данните, предоставяни от тях на ОПС или на доставчиците на данни, когато това е предвидено съгласно параграф 2, са пълни, с изискваното качество и предоставени по начин, който да позволява на ОПС или на доставчиците на данни да обработят и предадат данните на ЕМОПС за електроенергия в достатъчен срок, за да може ЕМОПС за електроенергия да изпълни задълженията си по настоящия регламент за своевременно публикуване на информация.
ОПС и съответно доставчиците на данни обработват получените от тях данни и ги предоставят своевременно за публикуване на ЕМОПС за електроенергия.
2. Първоначалните собственици на данни могат да изпълнят задълженията си, предвидени в параграф 1, като представят данни пряко на централната информационна платформа за прозрачност, при условие че използват трета страна, която действа като доставчик на данни от тяхно име. За този начин на представяне на данни се изисква предварителното съгласие на ОПС, в чиято контролна зона е установен първоначалният собственик. При предоставянето на съгласието си ОПС преценява дали доставчикът на данни отговаря на изискванията, посочени в член 5, първа алинея, букви б) и в).
3. ОПС се считат за първоначални собственици на данни за целите на членове 6-17, с изключение на случаите, в които е предвидено друго.
4. В случай че една пазарна зона се състои от няколко контролни зони в различни държави членки, ЕМОПС за електроенергия публикува посочените в параграф 1 данни поотделно за съответните държави членки.
5. Без да се засягат задълженията на операторите на преносни системи и на ЕМОПС за електроенергия, посочени в параграф 1 и член 3, данни могат да бъдат публикувани и на уебсайтове на ОПС или на други страни.
6. Националните регулаторни органи гарантират, че първоначалните собственици на данните, операторите на преносни системи и доставчиците на данни изпълняват задълженията си по силата на настоящия регламент.
Член 5
Наръчник за процедурите
ЕМОПС за електроенергия изготвя наръчник, в който се определят точно:
а)
подробностите и форматът за представяне на данните, предвидени в член 4, параграф 1;
б)
стандартизирани методи и формати за предаване и обмен на данни между първоначалните собственици на данни, ОПС, доставчиците на данни и ЕМОПС за електроенергия;
в)
техническите и оперативните критерии, на които трябва да отговарят доставчиците на данни при предоставянето на данни на централната информационна платформа за прозрачност;
г)
подходяща класификация на видовете производство, посочени в член 14, параграф 1, член 15, параграф 1 и член 16, параграф 1.
ЕМОПС за електроенергия изготвя наръчника след открити и прозрачни консултации със заинтересованите страни.
ЕМОПС за електроенергия предоставя ръководството на разположение на обществеността.
Когато е необходимо, ЕМОПС за електроенергия актуализира наръчника. Преди да публикува или актуализира наръчника, ЕМОПС за електроенергия представя съответния проект на Агенцията за становище, което Агенцията дава в срок от два месеца. Проектът за първото издание се представя на Агенцията в срок от четири месеца след влизането в сила на настоящия регламент.
Член 6
Информация относно общия товар
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и представят следните данни на ЕМОПС за електроенергия за всяка пазарна зона:
а)
сумарният товар за единичен пазарен период;
б)
прогноза за един ден напред за сумарния товар за единичен пазарен период;
в)
прогноза за една седмица напред за сумарния товар за всеки ден от следващата седмица, която за всеки ден включва максимална и минимална стойност на товара;
г)
прогноза за един месец напред за общия товар за всяка седмица от следващия месец, която за дадена седмица включва максимална и минимална стойност на товара;
д)
прогноза за една година напред за сумарния товар за всяка седмица от следващата година, която за дадена седмица включва максимална и минимална стойност на товара.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква а), се публикува не по-късно от един час след оперативния период;
б)
в параграф 1, буква б), се публикува не по-късно от два часа преди затварянето на пазара за сделки за ден напред в пазарната зона и се актуализира, ако настъпят значителни промени;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува всеки петък не по-късно от два часа преди затварянето на пазара за сделки за ден напред в пазарната зона и се актуализира, ако настъпят значителни промени;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува не по-късно от една седмица преди месеца на доставката и се актуализира, ако настъпят значителни промени;
д)
в параграф 1, буква д), се публикува не по-късно от 15-ия календарен ден на месеца, предшестващ годината, за която се отнася информацията.
3. Генераторните единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1, буква а).
Генераторните единици се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях съответна информация.
4. Операторите на разпределителни системи (ОРС), намиращи се в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1, букви от б) до д).
ОРС се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях съответна информация.
Член 7
Информация относно неразполагаемостта на потребяващи единици
1. За своите контролни зони ОПС предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
планираната неразполагаемост на потребяваща единица от 100 MW или повече, включително промени от 100 MW или повече в планираната неразполагаемост на потребяващи единици, продължаваща най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
пазарната зона,
-
наличния капацитет за единичен пазарен период по време на събитието,
-
причината за планираната неразполагаемост,
-
датата на очакваното начало и край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
б)
промените в действителната разполагаемост на потребяваща единица с номинална мощност 100 MW или повече, като посочват:
-
пазарната зона,
-
наличния капацитет за единичен пазарен период по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта.
2. Информацията, определена в параграф 1, буква а), се публикува в агрегирана форма за пазарната зона възможно най-бързо, но не по-късно от един час след вземането на решението относно планираната неразполагаемост, като се посочва сумарният неразполагаем капацитет за потребление за единичен пазарен период през даден период.
Информацията, определена в параграф 1, буква б), се публикува в агрегирана форма за пазарната зона възможно най-бързо, но не по-късно от един час след промяната в действителната разполагаемост, като се посочва сумарният неразполагаем капацитет за потребление за единичен пазарен период през даден период.
3. Потребяващите единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, изчисляват и представят на този ОПС данните, посочени в параграф 1.
Потребяващите единици се считат за първоначален собственик на предоставените от тях данни.
Член 8
Марж в прогнозите за година напред
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят на ЕМОПС за електроенергия за всяка пазарна зона маржа в прогнозите за година напред, оценен за местния единичен пазарен период.
Информацията се публикува една седмица преди годишното разпределяне на капацитета, но не по-късно от 15-ия календарен ден на месеца, предшестващ годината, за която се отнасят данните.
2. Генераторните единици и операторите на разпределителни системи (ОРС), намиращи се в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата значима информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Генераторните единици и ОРС се считат за първоначални собственици на предоставяните от тях данни.
Член 9
Преносна инфраструктура
1. ОПС изготвят и предоставят на ЕМОПС за електроенергия информация относно бъдещи промени в мрежови елементи и проекти за междусистемни електропроводи, включително разширяване или демонтиране в своите преносни системи през следващите три години. Тази информация се дава само за мерки, които се очаква да окажат въздействие от поне 100 MW върху междузоновия капацитет между пазарни зони или върху профили в продължение най-малко на един единичен пазарен период. Информацията включва:
а)
идентификацията на съответните активи;
б)
местонахождението;
в)
вида на актива;
г)
въздействието върху междусистемния преносен капацитет за всяка посока между пазарните зони;
д)
очакваната дата на завършване.
Информацията се публикува една седмица преди годишното разпределяне на капацитета, но не по-късно от 15-ия календарен ден на месеца, предшестващ годината, за която се отнася разпределението. Информацията се актуализира със съответните промени преди края на март, края на юни и края на септември в годината, за която се отнася разпределението.
Член 10
Информация относно неразполагаемостта на преносната инфраструктура
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят на ЕМОПС за електроенергия данни относно:
а)
планираната неразполагаемост, включително промени в планираната неразполагаемост на междусистемни електропроводи и в преносната мрежа, която намалява междузоновия капацитет между пазарни зони със 100 MW или повече в продължение на най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
идентификацията на съответните активи,
-
местонахождението,
-
вида на актива,
-
очакваното въздействие върху междузоновия капацитет за всяка посока между пазарните зони,
-
причини за неразполагаемостта,
-
датата на очакваното начало и край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
б)
промени в действителната разполагаемост на междусистемните електропроводи и в преносната мрежа, които намаляват междузоновия капацитет между пазарни зони със 100 MW или повече през най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
идентификацията на съответните активи,
-
местонахождението,
-
вида на актива,
-
очакваното въздействие върху междузоновия капацитет за всяка посока между пазарните зони,
-
причини за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
в)
промени в действителната разполагаемост на инфраструктурата на морска електропреносна мрежа, които намаляват подаването на електроенергия, произведена от вятърна енергия, със 100 MW или повече по време на най-малко един единичен пазарен период, като посочват:
-
идентификацията на съответните активи,
-
местонахождението,
-
вида на актива,
-
свързаната с актива инсталирана производствена мощност за вятърна енергия (MW),
-
подаваната вятърна енергия (MW) в момента на промяната в разполагаемостта,
-
причините за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта.
2. Информацията, посочена в параграф 1, буква а), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след вземането на решението относно планираната неразполагаемост.
3. Информацията, посочена в параграф 1, букви б) и в), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след промяната в действителната разполагаемост.
4. За информацията, определена в параграф 1, букви а) и б), операторите на преносни системи могат да решат да не посочват съответния актив и неговото местонахождение, ако това е класифицирано като чувствителна информация, свързана със защитата на инфраструктури от критично значение в съответните държави членки, както е предвидено в член 2, буква г) от Директива 2008/114/ЕО на Съвета (3). Това не засяга другите техни задължения, определени в параграф 1 от настоящия член.
Член 11
Информация относно оценката и предлагането на междузонов капацитет
1. За своите контролни зони ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет изчисляват и предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия достатъчно време преди началото на процеса на разпределяне:
а)
прогнозният и предлаганият капацитет (MW) за посока между пазарни зони в случай на разпределяне на капацитета въз основа на координирания нетен преносен капацитет; или
б)
съответните основани на потока параметри, в случай че разпределението на преносния капацитет се извършва на база поток.
ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет се считат за първоначални собственици на информацията, която изчисляват и предоставят.
2. Информацията, определена в параграф 1, буква а), се публикува, както е посочено в приложението.
3. По отношение на постояннотоковите връзки ОПС предоставят на ЕМОПС за електроенергия актуализирана информация не по-късно от един час, след като информацията им стане известна, за всякакви поставяни ограничения за използването на наличния трансграничен капацитет, включително чрез прилагането на ограничения за изменението на подаваната мощност (ramping) или ограничения за преноса в рамките на един ден.
Операторите на постояннотокови връзки се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях актуализирана информация.
4. ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет предоставят на ЕМОПС за електроенергия годишен доклад, в който посочват:
а)
основните критични мрежови елементи, ограничаващи предлагания капацитет;
б)
контролната(ите) зона(и), към която(ито) спадат мрежови елементи от критично значение;
в)
степента, в която облекчаването на мрежовите елементи от критично значение би увеличило предлагания капацитет;
г)
всички възможни мерки, които могат да се приложат, за да се увеличи предлаганият капацитет, заедно с предвижданите разходи по тях.
Когато изготвят доклада, ОПС могат да изберат да не посочват съответния актив и неговото местонахождение, ако това е класифицирано като чувствителна информация, свързана със защитата на критичните инфраструктури в съответните държави членки, както е предвидено в член 2, буква г) от Директива 2008/114/ЕО.
ОПС или, ако е приложимо, разпределителите на преносен капацитет се считат за първоначални собственици на доклада, който предоставят.
Член 12
Информация относно използването на междузонов капацитет
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват следната информация и я предоставят на ЕМОПС за електроенергия:
а)
в случай на експлицитно разпределяне - за всеки единичен пазарен период и за всяка посока между пазарни зони:
-
капацитетът (MW), заявен от пазара,
-
капацитетът (MW), разпределен на пазара,
-
цената на капацитета (валута/MW),
-
тръжните приходи (във валута) за граница между пазарни зони;
б)
общият заявен капацитет за всеки единичен пазарен период и за всяка посока между пазарни зони;
в)
преди всяко разпределение на капацитета - общият вече разпределен капацитет посредством предишни процедури за разпределяне по единични пазарни периоди и за всяка посока;
г)
за всеки единичен пазарен период - цените за ден напред във всяка една пазарна зона (валута/MWh);
д)
в случай на неявно разпределяне, за всеки единичен пазарен период - нетните позиции на всяка пазарна зона (MW) и приходите от претоварване (във валута) за граница между пазарни зони;
е)
търговският обмен по график за ден напред в агрегирана форма между пазарни зони за посока и за единичен пазарен период;
ж)
физическите потоци между пазарните зони за единичен пазарен период;
з)
разпределеният междузонов капацитет между пазарни зони в държавите членки и трети държави за посока, разпределен продукт и период.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, букви а) и д), се публикува не по-късно от един час след всяко разпределяне на капацитета;
б)
в параграф 1,буква б), се публикува не по-късно от един час след всеки сеанс на заявяване;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува най-късно тогава, когато трябва да се публикуват предложените стойности за капацитета, както е посочено в приложението;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува не по-късно от един час след затварянето на пазара;
д)
в параграф 1, буква е), се публикува ежедневно не по-късно от един час след последния краен срок и ако е необходимо, се актуализира не по-късно от два часа след всеки процес на заявяване в рамките на деня;
е)
в параграф 1, буква ж), се публикува за всеки единичен пазарен период възможно най-близо до реалното време, но не по-късно от един час след оперативния период;
ж)
в параграф 1, буква з), се публикува не по-късно от един час след разпределянето.
3. Разпределителите на преносен капацитет или, ако е приложимо, енергийните борси предоставят на ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Разпределителите на преносен капацитет се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
Енергийните борси се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
Член 13
Информация относно мерки за управление на претоварването
1. За своите контролни зони ОПС предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
информация, свързана с повторното диспечиране за единичен пазарен период, като се посочват:
-
предприетото действие (т.е. увеличаване или намаляване на електропроизводството, увеличаване или намаляване на товара),
-
идентификацията, местонахождението и видът на мрежовите елементи, засегнати от действието,
-
причината за действието,
-
капацитетът, засегнат от предприетото действие (MW);
б)
информация, свързана с насрещната търговия за единичен пазарен период, като се посочват:
-
предприетото действие (т.е. увеличение или намаление на междузоновия обмен),
-
засегнатите пазарни зони,
-
причината за действието,
-
промяната в междузоновия обмен (MW);
в)
разходите, направени през даден месец по действията, посочени в букви а) и б), както и по всякакви други коригиращи действия.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, букви а) и б), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от 1 час след оперативния период, с изключение на причините, които се оповестяват възможно най-бързо, но не по-късно от един ден след оперативния период;
б)
в параграф 1, буква в), се публикува не по-късно от един месец след края на месеца, за който се отнася.
Член 14
Изготвяне на прогнози
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
сумарната инсталирана производствена мощност (MW) за всички съществуващи електропроизводствени единици с инсталирана генерираща мощност 1 MW или повече, за всеки вид електропроизводство;
б)
информация относно електропроизводствените единици (съществуващи или планирани) с инсталирана генерираща мощност 100 MW или повече. Информацията съдържа:
-
наименованието на единицата,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
местонахождението,
-
напрежението на свързване,
-
пазарната зона,
-
вида производство;
в)
оценка за общата планирана производствена мощност (MW) за пазарна зона и за всеки единичен пазарен период на следващия ден;
г)
прогноза за производствената мощност (MW) от вятърна и слънчева енергия за пазарна зона и за всеки единичен пазарен период на следващия ден.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква а), се публикува ежегодно не по-късно от една седмица преди края на годината;
б)
в параграф 1, буква б), се публикува ежегодно за следващите три години не по-късно от една седмица преди началото на първата година, за която се отнасят данните;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува не по-късно от 18,00 ч. брюкселско време един ден преди действителната доставка;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува не по-късно от 18,00 ч. брюкселско време един ден преди действителното изпълнение на доставката. Информацията се актуализира редовно и се публикува по време на търговията в рамките на деня с поне една актуализация, която трябва да бъде публикувана в 8,00 ч. брюкселско време в деня на действителното изпълнение на доставката. Информацията се предоставя за всички пазарни зони само в държави членки, в които вятърната или слънчевата енергия е с повече от 1 % дял в годишното електропроизводство, или за пазарни зони, за които този дял е повече от 5 %.
3. Електропроизводствените единици, разположени в контролна зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Електропроизводствените единици се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях съответна информация.
Член 15
Информация относно неразполагаемостта на генераторни и електропроизводствени единици
1. За своите контролни зони ОПС предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
планираната неразполагаемост през следващите три години на генераторна единица с мощност 100 MW или повече, включително промени от 100 MW или повече в планираната неразполагаемост на същата генераторна единица, която се очаква да продължи поне един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
наименованието на генераторната единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
б)
промените от 100 MW или повече в действителната разполагаемост на генераторна единица, които се очаква да продължат най-малко един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
наименованието на генераторната единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
в)
планираната, но неоповестена съгласно буква а) неразполагаемост през следващите три години на електропроизводствена единица от 200 MW или повече, включително промени от 100 MW или повече в планираната неразполагаемост на същата производствена единица, която се очаква да продължи поне един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта;
г)
промените от 100 MW или повече в действителната неразполагаемост на електропроизводствена единица с инсталирана генерираща мощност 200 MW или повече, които не са оповестени в съответствие с буква б) и се очаква да продължат поне един единичен пазарен период, като се посочват:
-
наименованието на електропроизводствената единица,
-
местонахождението,
-
пазарната зона,
-
инсталираната генерираща мощност (MW),
-
видът електропроизводство,
-
наличният производствен капацитет по време на събитието,
-
причината за неразполагаемостта,
-
датата на началото и на очаквания край (ден, час) на промяната в разполагаемостта.
2. Информацията, посочена в параграф 1, букви а) и в), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след вземането на решението относно планираната неразполагаемост.
Информацията, посочена в параграф 1, букви б) и г), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след промяната в действителната разполагаемост.
3. Генераторните единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, предоставят на този ОПС данните, посочени в параграф 1.
Генераторните единици се считат за първоначални собственици на предоставяните от тях данни.
Член 16
Действително електропроизводство
1. За своите контролни зони ОПС изчисляват и предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
действителната производствена мощност (MW) за единичен пазарен период и за генераторна единица с инсталирана генерираща мощност 100 MW или повече;
б)
агрегираната генерираща мощност за единичен пазарен период и за вид електропроизводство;
в)
действителната или очакваната генерираща мощност (MW) от вятърна и слънчева енергия във всяка пазарна зона за единичен пазарен период;
г)
агрегираният седмичен среден процент на запълване на водохранилищата на всички водноелектрически централи и помпено-акумулиращи електроцентрали (изразен в съответна енергия в MWh) за пазарна зона, включително съответната стойност за същата седмица на предходната година.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква а), се публикува пет дни след оперативния период;
б)
в параграф 1, буква б), се публикува не по-късно от един час след оперативния период;
в)
в параграф 1, буква в), се публикува не по-късно от един час след оперативния период и се актуализира въз основа на измерените стойности, веднага щом те станат известни. Информацията се предоставя за всички пазарни зони само в държавите членки, в които вятърната или слънчевата енергия е с повече от 1 % дял в годишното електропроизводство, или за пазарни зони, за които този дял е повече от 5 %;
г)
в параграф 1, буква г), се публикува на третия работен ден след седмицата, за която се отнася информацията. Информацията се предоставя за всички пазарни зони само в държавите членки, в които този вид електропроизводство е с повече от 10 % дял в общото годишно електропроизводство, или за пазарни зони, за които този дял е повече от 30 %.
3. Генераторните и електропроизводствените единици, разположени в контролната зона на даден ОПС, предоставят на същия ОПС цялата съответна информация, необходима за изчисляване на данните, посочени в параграф 1.
Генераторните и съответно електропроизводствените единици се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
Член 17
Балансиране
1. За своите контролни зони ОПС или, когато е приложимо, операторите на пазарите на балансираща електроенергия, ако съществуват такива пазари, предоставят следната информация на ЕМОПС за електроенергия:
а)
правилата относно балансирането, включително:
-
процедурите за доставка на различни видове балансиращи резерви и балансираща електроенергия,
-
методиката за разплащане както за предоставянето на резерви, така и за активираната енергия с цел балансиране,
-
методиката за изчисляване на такси при дисбаланс,
-
ако е приложимо, описание на това, как се извършва трансграничното балансиране между две или повече контролни зони и какви са условията за участие на производителите и потребителите;
б)
размерът на договорените от ОПС балансиращи резерви (MW), като посочват:
-
източника на резерва (генериране или товар),
-
вида на резерва (напр. за първично регулиране на честотата, за вторично регулиране на честотата, минутен резерв),
-
срока, за който са договорени тези резерви (напр. час, ден, седмица, месец, година и т.н.);
в)
цените, платени от ОПС по вид на доставените балансиращи резерви и по период на доставка (валута/MW/период);
г)
приетите агрегирани оферти за единичен период за балансиране, поотделно за всеки вид балансиращи резерви;
д)
количеството на активираната балансираща енергия (MW) за единичен период за балансиране и по вид на резерва;
е)
цените, платени от ОПС за активираната балансираща енергия за единичен период за балансиране и по вид на резерва; ценовата информация се предоставя поотделно за положителната и отрицателната посока на регулиране;
ж)
цените на дисбаланса за единичен период за балансиране;
з)
общият обем на дисбаланса за единичен период за балансиране;
и)
месечният финансов баланс на контролната зона, като посочват:
-
направените от ОПС разходи за осигуряване на резерви и за активиране на балансираща енергия,
-
нетния доход на ОПС след уравняване на сметките за дисбаланса с отговорните за баланса страни;
й)
ако е приложимо, информация относно балансирането между контролни зони за единичен период за балансиране, като посочват:
-
обемите на обменените оферти и предложения за единичен период за доставка,
-
максималните и минималните цени на обменените оферти и предложения за единичен период за доставка,
-
обема на балансиращата енергия, активирана в съответните контролни зони.
Операторите на пазарите на балансираща електроенергия се считат за първоначални собственици на предоставяната от тях информация.
2. Информацията, посочена:
а)
в параграф 1, буква б), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от два часа преди следващата процедура за доставка;
б)
в параграф 1, буква в), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след приключване на процедурата за доставка;
в)
в параграф 1, буква г), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след оперативния период;
г)
в параграф 1, буква д), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от 30 минути след оперативния период. В случай че данните са предварителни, те се актуализират след получаване на действителните стойности;
д)
в параграф 1, буква е), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от един час след оперативния период;
е)
в параграф 1, буква ж), се публикува възможно най-бързо;
ж)
в параграф 1, буква з), се публикува възможно най-бързо, но не по-късно от 30 минути след оперативния период. В случай че данните са предварителни, те се актуализират след получаване на действителните стойности;
з)
в параграф 1, буква и), се публикува не по-късно от три месеца след приключване на оперативния месец. В случай на предварителен сетълмент числовите стойности се актуализират след окончателния сетълмент;
и)
в параграф 1, буква й), се публикува не по-късно от един час след оперативния период.
Член 18
Отговорност
Отговорността на първоначалния собственик на данните, доставчика на данните и ЕМОПС за електроенергия по настоящия регламент се ограничава до случаите на груба небрежност или умишлено неправомерно поведение. Във всеки случай те не са задължени да обезщетят лицето, което използва данните, за пропуснати ползи, пропуснати бизнес възможности или за каквито и да е други непреки случайни, особени или последващи щети от всякакъв вид, произтичащи от неизпълнение на задълженията им по настоящия регламент.
Член 19
Изменение на Регламент (ЕО) № 714/2009
Точки 5.5-5.9 от приложение I към Регламент (ЕО) № 714/2009 се заличават, считано от 5 януари 2015 г.
Член 20
Настоящият регламент влиза в сила на двадесетия ден след публикуването му в Официален вестник на Европейския съюз.
Член 4, параграф 1 се прилага 18 месеца след влизането в сила на настоящия регламент.
Настоящият регламент е задължителен в своята цялост и се прилага пряко във всички държави членки.
Съставено в Брюксел на 14 юни 2013 година.
RÈGLEMENT (UE) No 543/2013 DE LA COMMISSION
du 14 juin 2013
concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l’électricité et modifiant l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil
(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
LA COMMISSION EUROPÉENNE,
vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,
vu le règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (1), et notamment son article 18, paragraphe 5,
considérant ce qui suit:
(1)
Le règlement (CE) no 714/2009, et notamment son article 15 et le point 5 des orientations pour la gestion et l’attribution de la capacité d’échange disponible des interconnexions entre réseaux nationaux, qui figurent à l’annexe I dudit règlement, établit les obligations incombant aux gestionnaires de réseau de transport (GRT) en ce qui concerne la publication de données sur la disponibilité des réseaux, la capacité des interconnexions transfrontalières et des moyens de production, la charge et les pannes de réseau.
(2)
L'article 4, paragraphe 4, du règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (2) dispose que la publication d'une information privilégiée, conformément au règlement (CE) no 714/2009 ou à des orientations et des codes de réseau adoptés en vertu de ce règlement, constitue une divulgation simultanée, intégrale et efficace.
(3)
La disponibilité de ces données détermine la capacité des acteurs du marché à prendre des décisions efficaces en matière de production, de consommation et d’échanges. L’approfondissement de l’intégration des marchés et le développement rapide des sources intermittentes de production d’énergie renouvelable, telles que l’éolien ou le solaire, rendent nécessaire la divulgation d’informations de grande qualité, disponibles en temps voulu et facilement assimilables sur les paramètres essentiels de l’offre et de la demande.
(4)
La disponibilité en temps opportun d’ensembles complets de données sur ces paramètres devrait également améliorer la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Elle devrait permettre aux acteurs du marché de s’adapter exactement à l’offre et à la demande, ce qui diminuerait les risques de pannes générales. Les gestionnaires de réseaux de transport pourraient ainsi mieux maîtriser leurs réseaux et les gérer dans des conditions plus prévisibles et plus sûres.
(5)
Les mesures de transparence en vigueur actuellement ne répondent pas complètement à ces critères. En outre, les informations de marché pertinentes ne sont pas réparties équitablement entre les acteurs du marché. En effet, les grands acteurs en place disposent d’un accès exclusif aux informations concernant leurs propres actifs, ce qui désavantage les nouveaux acteurs ou les acteurs ne possédant pas d’actifs propres.
(6)
Les acteurs du marché devraient disposer en temps voulu d’informations sur la consommation prévue. Ces informations devraient être régulièrement mises à jour et fournies pour différents horizons temporels. Les chiffres réels de consommation par rapport aux prévisions devraient également être mis à disposition en léger différé.
(7)
Les données concernant les indisponibilités programmées et fortuites des moyens de production d’électricité et des unités de consommation font partie des informations relatives à l’offre et à la demande qui ont le plus d’importance pour les acteurs du marché. Ces derniers et les GRT doivent disposer d’informations détaillées indiquant où, quand et pourquoi des unités ne sont ou ne seront pas disponibles pour produire ou consommer et à quel moment elles devraient être à nouveau opérationnelles. Ce type d’informations permettrait aussi aux GRT de mieux réattribuer les réserves, ce qui diminuerait la probabilité de panne générale.
(8)
Les acteurs du marché et les GRT devraient aussi recevoir des informations détaillées sur la capacité de production totale installée, des estimations concernant la production totale planifiée avec des données distinctes pour la production intermittente ainsi que des données au niveau de l’unité pour la production réelle des grandes installations.
(9)
Pour qu’il soit possible de transférer de l’électricité de l’endroit où elle est disponible vers celui où elle est le plus nécessaire et d’ajuster les portefeuilles en conséquence, il convient que les acteurs du marché disposent d’informations sur les indisponibilités programmées et fortuites des infrastructures de transport transfrontalières existantes et sur les plans de développement des infrastructures. Les GRT devraient aussi fournir et mettre régulièrement à jour les données concernant les capacités de transfert transfrontalières prévues et offertes pour différents horizons temporels, ainsi que les informations relatives à l’attribution et à l’utilisation des capacités.
(10)
Le déploiement rapide de sources de production intermittentes à l’écart des centres de consommation a entraîné une congestion croissante des infrastructures de transport dans de grandes parties de l’Europe. Pour y remédier, les GRT interviennent de plus en plus dans les opérations de marché en demandant aux acteurs de modifier leurs engagements de production ou d’échange. Pour permettre aux acteurs de comprendre où et pourquoi des mesures de gestion de la congestion sont devenues nécessaires, les GRT doivent fournir en temps voulu des informations détaillées et motivées sur leurs actions.
(11)
Même à l’issue d’un processus de planification minutieux, les fournisseurs et les négociants peuvent se trouver en déséquilibre et être soumis au régime d’ajustement et de règlement des écarts des GRT. Les acteurs doivent disposer, en temps opportun, d’informations précises et claires sur les marchés d’ajustement pour que les risques de déséquilibre soient limités au minimum. Les GRT devraient fournir ces informations dans un format standard utilisable dans tous les pays. Elles devraient contenir notamment des précisions sur les réserves contractualisées, les prix payés et les volumes activés à des fins d’équilibrage.
(12)
Les GRT sont souvent la première source d’informations pertinentes fondamentales. Ils servent aussi à recueillir et à évaluer de grandes quantités d’informations aux fins de l’exploitation du réseau. Afin de fournir un aperçu général des informations pertinentes dans toute l’Union, les GRT devraient faciliter la collecte, la vérification et le traitement des données, et le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ci-après dénommé «REGRT pour l’électricité») devrait rendre ces données publiques par l’intermédiaire d’une plate-forme centrale pour la transparence des informations. Pour utiliser au mieux les sources d’informations transparentes existantes, le REGRT pour l’électricité devrait pouvoir recevoir des informations destinées à la publication par le biais de tiers tels que des bourses d’échange d’électricité ou des plates-formes en matière de transparence.
(13)
Il convient dès lors de modifier l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 en conséquence.
(14)
La base juridique du présent règlement est le règlement (CE) no 714/2009, qu’il complète et dont il fait partie intégrante. Par conséquent, les références au règlement (CE) no 714/2009 dans d’autres actes juridiques s’entendent comme des références au présent règlement.
(15)
Les mesures prévues par le présent règlement sont conformes à l’avis du comité visé à l’article 23, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009,
A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:
Article premier
Objet
Le présent règlement établit l’ensemble commun minimal de données relatives à la production, au transport et à la consommation d’électricité, qui doivent être mises à la disposition des acteurs du marché. Il contient aussi des dispositions relatives à la collecte et à la publication centralisées des données.
Article 2
Définitions
Aux fins du présent règlement, les définitions de l’article 2 du règlement (CE) no 714/2009 s’appliquent. En outre, on entend par:
1)
«réserves d’ajustement», toutes les ressources, acquises ex ante ou en temps réel, ou en application d’obligations légales, dont le GRT dispose à des fins d’équilibrage;
2)
«unité de temps d’ajustement», la période temporelle pour laquelle le prix des réserves d’ajustement est établi;
3)
«zone de dépôt des offres», la plus grande zone géographique à l’intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d’énergie sans attribution de capacité;
4)
«attribution de capacité», l’attribution de capacité entre zones;
5)
«unité de consommation», une ressource qui reçoit de l’énergie électrique pour son usage propre, à l’exception des GRT et des gestionnaires de réseau de distribution (GRD);
6)
«zone de contrôle», une partie cohérente du réseau interconnecté, qui est exploitée par un gestionnaire de réseau unique et comporte des charges physiques et/ou des unités de production connectées, le cas échéant;
7)
«capacité de transport nette coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe d’évaluation et de définition ex ante d’un échange d’énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes;
8)
«élément critique de réseau», un élément de réseau situé soit à l’intérieur d’une zone de dépôt des offres, soit entre des zones de dépôt des offres, qui est pris en considération dans le processus de calcul de capacité et limite la quantité d’électricité qui peut être échangée;
9)
«modèles d’échanges d’ajustement entre zones de contrôle», un système d’ajustement dans le cadre duquel un GRT peut recevoir des offres d’activation provenant des zones d’autres GRT. Il ne comprend pas le redéploiement (redispatching) ou la fourniture d’énergie en urgence;
10)
«capacité d’échange entre zones», la capacité du système interconnecté à accepter des transferts d’énergie entre zones de dépôt des offres;
11)
«monnaie», l’euro, si une partie au moins de la (des) zone(s) de dépôt des offres concernée(s) appartient à un pays dans lequel l’euro a cours légal. Dans tous les autres cas, il s’agit de la monnaie locale;
12)
«heure de clôture», l’heure à laquelle les GRT doivent confirmer toutes les nominations fermes sur le marché. L’heure de clôture ne concerne pas uniquement les marchés journaliers ou infrajournaliers mais aussi les différents marchés qui couvrent l’ajustement des déséquilibres et l’attribution des réserves;
13)
«échanges de contrepartie», un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique;
14)
«fournisseur de données», l’entité qui envoie des données à la plate-forme centrale pour la transparence des informations;
15)
«attribution explicite», l’attribution de capacité entre zones uniquement, sans le transfert d’énergie;
16)
«paramètres fondés sur le flux», les marges disponibles sur les éléments critiques de réseau auxquels sont associés des coefficients d’influencement;
17)
«générateur», un générateur d’électricité individuel appartenant à une unité de production;
18)
«attribution implicite», une méthode de gestion de la congestion prévoyant l’obtention de l’énergie en même temps que la capacité d’échange entre zones;
19)
«unité de temps du marché», la période pour laquelle le prix du marché est établi ou la période temporelle la plus courte possible commune aux deux zones de dépôt des offres, si leurs unités de temps du marché sont différentes;
20)
«capacité offerte», la capacité d’échange entre zones offerte au marché par le responsable des attributions de capacité de transport;
21)
«programmé», un événement connu à l’avance par le détenteur initial des données;
22)
«coefficient d’influencement», une représentation du flux physique sur un élément critique de réseau induit par la variation de la position nette d’une zone de dépôt des offres;
23)
«détenteur initial des données», l’entité qui crée les données;
24)
«unité de production», une installation de production d’électricité composée d’un seul générateur ou d’un ensemble de générateurs;
25)
«profil», une frontière géographique entre une zone de dépôt des offres et plusieurs zones de dépôt des offres voisines;
26)
«redispatching», une mesure activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau consistant à modifier le modèle de production et/ou de charge de manière à modifier les flux physiques sur le réseau de transport et à soulager une congestion physique;
27)
«charge totale», y compris les pertes sans l’électricité utilisée pour le stockage d’énergie, une charge égale à la production et aux éventuelles importations, diminuée des éventuelles exportations et de l’électricité utilisée pour le stockage d’énergie;
28)
«responsable des attributions de capacité de transport», l’entité chargée par le GRT de gérer l’attribution des capacités d’échange entre zones;
29)
«soutirage sur le réseau de transport», la quantité totale d’énergie quittant le réseau de transport pour les réseaux de distribution, les consommateurs finals directement raccordés ou la consommation des auxiliaires de production;
30)
«marge prévisionnelle annuelle», la différence entre la prévision annuelle de capacité de production disponible et la prévision annuelle de charge totale maximale compte tenu de la prévision de capacité de production totale, de la prévision de disponibilité de production et de la prévision des réserves contractualisées pour les services de réseau;
31)
«heure», l’heure locale de Bruxelles.
Article 3
Mise en place d’une plate-forme centrale pour la transparence des informations
1. Une plate-forme centrale pour la transparence des informations est mise en place et exploitée de manière efficace et efficiente dans le cadre du réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (le «REGRT pour l’électricité»). Le REGRT pour l’électricité publie, sur la plate-forme centrale pour la transparence des informations, toutes les informations que les GRT doivent lui fournir en application du présent règlement.
La plate-forme centrale pour la transparence des informations est accessible au public gratuitement par internet et elle est disponible au moins en anglais.
Les données sont à jour, facilement accessibles, téléchargeables et disponibles pendant une période d’au moins cinq ans. Les mises à jour des données sont horodatées, archivées et mises à la disposition du public.
2. Le REGRT pour l’électricité présente à l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ci-après dénommée l’«Agence») une proposition relative à l’exploitation de la plate-forme centrale pour la transparence des informations et aux coûts y afférents quatre mois après l’entrée en vigueur du présent règlement. L’Agence fait connaître son avis dans les trois mois à compter de la date de présentation de la proposition.
3. Le REGRT pour l’électricité fait en sorte que la plate-forme centrale pour la transparence soit opérationnelle dix-huit mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.
Article 4
Soumission et publication des données
1. Les détenteurs initiaux de données soumettent les données aux GRT conformément aux articles 6 à 17. Ils font en sorte que les données qu’ils fournissent aux GRT, ou aux fournisseurs de données lorsque le paragraphe 2 le prévoit, soient complètes, du niveau de qualité requis et communiquées de manière à permettre aux GRT ou aux fournisseurs de données de traiter et de fournir les données au REGRT pour l’électricité en temps voulu pour que ce dernier puisse s’acquitter des obligations en matière de publication opportune des informations qui lui incombent en vertu du présent règlement.
Les GRT et, le cas échéant, les fournisseurs de données, traitent les données qu’ils reçoivent et les communiquent au REGRT pour l’électricité en temps voulu aux fins de publication.
2. Les détenteurs initiaux des données peuvent s’acquitter de l’obligation qui leur incombe en vertu du paragraphe 1 en soumettant les données directement à la plate-forme centrale pour la transparence des informations à condition de faire appel à un tiers agissant pour leur compte en tant que fournisseur de données. Ce mode de soumission des données est soumis à l’accord préalable du GRT dans la zone de contrôle duquel se situe le détenteur initial. Lorsqu’il donne son accord, le GRT détermine si le fournisseur de données satisfait aux exigences visées aux points b) et c) de l’article 5, premier alinéa.
3. Sauf indication contraire, les GRT sont réputés être les détenteurs initiaux des données aux fins des articles 6 à 17.
4. Si une zone de dépôt des offres est composée de plusieurs zones de contrôle situées dans différents États membres, le REGRT pour l’électricité publie les données visées au paragraphe 1 séparément pour chaque État membre concerné.
5. Sans préjudice des obligations du GRT et de celles du REGRT pour l’électricité énoncées au paragraphe 1 et à l’article 3, des données peuvent aussi être publiées sur les sites web de GRT ou d’autres parties.
6. Les autorités nationales de régulation veillent à ce que les détenteurs initiaux des données, les GRT et les fournisseurs de données s’acquittent des obligations qui leur incombent en vertu du présent règlement.
Article 5
Manuel de procédures
1. Le REGRT pour l’électricité élabore un manuel qui précise:
a)
les particularités et le format des données soumises conformément à l’article 4, paragraphe 1;
b)
les modalités et formats normalisés de communication et d’échange de données entre les détenteurs initiaux des données, les GRT, les fournisseurs de données et le REGRT pour l’électricité;
c)
les critères opérationnels et techniques que les fournisseurs de données devraient respecter lorsqu’ils fournissent des informations à la plate-forme centrale pour la transparence des informations;
d)
une classification appropriée des types de production visés à l’article 14, paragraphe 1, à l’article 15, paragraphe 1, et à l’article 16, paragraphe 1.
Le REGRT pour l’électricité élabore ce manuel à l’issue d’une consultation ouverte et transparente avec les parties intéressées.
Il met ce manuel à la disposition du public.
Il met le manuel à jour lorsque cela est nécessaire. Avant de publier ce manuel ou de le mettre à jour, le REGRT pour l’électricité soumet un projet à l’Agence pour avis, et l’Agence fait connaître son avis dans les deux mois. Le projet de la première version est soumis à l’Agence dans les quatre mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.
Article 6
Informations sur la charge totale
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT calculent les données suivantes et les soumettent au REGRT pour l’électricité de chaque zone de dépôt des offres:
a)
la charge totale par unité de temps du marché;
b)
une prévision à un jour de la charge totale par unité de temps du marché;
c)
une prévision à une semaine de la charge totale pour chaque jour de la semaine suivante comportant, pour chaque jour, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge;
d)
une prévision à un mois de la charge totale pour chaque semaine du mois suivant comportant, pour une semaine donnée, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge;
e)
une prévision à un an de la charge totale pour chaque semaine de l’année suivante comportant, pour une semaine donnée, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge.
2. Les informations visées:
a)
au point a) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité;
b)
au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard deux heures avant la fermeture du guichet du marché à un jour de la zone de dépôt des offres et sont mises à jour en cas de modifications significatives;
c)
au point c) du paragraphe 1 sont publiées tous les vendredis, au plus tard deux heures avant la fermeture du guichet du marché à un jour de la zone de dépôt des offres et sont mises à jour en cas de modifications significatives;
d)
au point d) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une semaine avant le mois de livraison et sont mises à jour en cas de modifications significatives;
e)
au point e) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapportent les données.
3. Les générateurs situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au point a) du paragraphe 1.
Les générateurs sont réputés être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’ils fournissent.
4. Les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées aux points b) à e) du paragraphe 1.
Les GRD sont réputés être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’ils fournissent.
Article 7
Informations relatives à l’indisponibilité des unités de consommation
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:
a)
l’indisponibilité programmée d’au moins 100 MW d’une unité de consommation donnée, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée d’unités de consommation, durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:
-
la zone de dépôt des offres,
-
la capacité disponible par unité de temps du marché pendant l’événement,
-
la raison de l’indisponibilité,
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;
b)
les changements de la disponibilité réelle d’une unité de consommation d’une puissance d’au moins 100 MW, en précisant:
-
la zone de dépôt des offres,
-
la capacité disponible par unité de temps du marché pendant l’événement,
-
la raison de l’indisponibilité,
-
la date de début et la date de fin estimée (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité.
2. Les informations visées au point a) du paragraphe 1 sont publiées sous forme agrégée par zone de dépôt des offres et comprennent le montant total de la capacité de consommation indisponible par unité de temps du marché pendant une période donnée. Elles sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la décision concernant l’indisponibilité programmée.
Les informations visées au point b) du paragraphe 1 sont publiées sous forme agrégée par zone de dépôt des offres et comprennent le montant total de la capacité de consommation indisponible par unité de temps du marché pendant une période de donnée. Elles sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après le changement de la disponibilité réelle.
3. Les unités de consommation situées dans la zone de contrôle d’un GRT calculent les données visées au paragraphe 1 et les soumettent à ce GRT.
Les unités de consommation sont réputées être les détenteurs initiaux des données qu’elles soumettent.
Article 8
Marge prévisionnelle annuelle
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT calculent et fournissent au REGRT pour l’électricité, pour chaque zone de dépôt des offres, la marge prévisionnelle annuelle évaluée à l’unité de temps du marché locale.
Les informations sont publiées une semaine avant l’attribution de capacité annuelle et au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapportent les données.
2. Les générateurs et les gestionnaires de réseau de distribution situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au paragraphe 1.
Les générateurs et les gestionnaires de réseau de distribution sont réputés être les détenteurs initiaux des données qu’ils soumettent.
Article 9
Infrastructure de transport
1. Les GRT établissent des informations sur les futures modifications des éléments de réseau et les projets d’interconnexion, notamment en ce qui concerne les éventuels expansions et démantèlements dans le cadre de leurs réseaux de transport pour les trois années à venir, et les communiquent au REGRT pour l’électricité. Ces informations sont uniquement fournies pour les mesures censées avoir une incidence d’au moins 100 MW sur la capacité d’échange entre zones de dépôt des offres ou sur les profils pendant au moins une unité de temps du marché. Ces informations comprennent notamment:
a)
la liste des actifs concernés;
b)
la localisation;
c)
le type d’actif;
d)
l’incidence sur la capacité d’interconnexion par direction entre les zones de dépôt des offres;
e)
la date d’achèvement prévue.
Les informations sont publiées une semaine avant l’attribution de capacité annuelle et au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapporte l’attribution. Les informations sont mises à jour de manière à tenir compte d’éventuels changements avant la fin des mois de mars, de juin et de septembre de l’année à laquelle se rapporte l’attribution.
Article 10
Informations relatives à l’indisponibilité des infrastructures de transport
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité, après calcul, les informations suivantes:
a)
l’indisponibilité programmée, y compris les variations dans l’indisponibilité programmée d’interconnexions et dans le réseau de transport qui réduisent d’au moins 100 MW les capacités d’échange entre zones de dépôt des offres durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:
-
la liste des actifs concernés,
-
la localisation,
-
le type d’actif,
-
l’incidence estimée sur la capacité d’échange par direction entre les zones de dépôt des offres,
-
les raisons de l’indisponibilité,
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;
b)
les changements dans l’état de disponibilité réel des interconnexions et dans le réseau de transport qui réduisent d’au moins 100 MW les capacités d’échange entre zones de dépôt des offres durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:
-
la liste des actifs concernés,
-
la localisation,
-
le type d’actif,
-
l’incidence estimée sur la capacité d’échange par direction entre les zones de dépôt des offres,
-
les raisons de l’indisponibilité,
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;
c)
les changements dans l’état de disponibilité réel des infrastructures de réseau offshore qui réduisent l’injection d’électricité d’origine éolienne d’au moins 100 MW durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:
-
la liste des actifs concernés,
-
la localisation,
-
le type d’actif,
-
la capacité de production installée d’électricité d’origine éolienne (en MW) connectée à l’actif,
-
la quantité d’électricité d’origine éolienne (en MW) injectée au moment du changement de l’état de disponibilité,
-
les raisons de l’indisponibilité,
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité.
2. Les informations visées au point a) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la décision concernant l’indisponibilité programmée.
3. Les informations visées aux points b) et c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après le changement de l’état de disponibilité réel.
4. En ce qui concerne les informations visées aux points a) et b) du paragraphe 1, les GRT peuvent choisir de ne pas identifier l’actif concerné et de ne pas préciser sa localisation si ces informations sont classées, dans leur État membre, comme des informations sensibles relatives à la protection des infrastructures critiques au sens du point d) de l’article 2 de la directive 2008/114/CE du Conseil (3). Ces dispositions sont sans préjudice des autres obligations incombant aux GRT en vertu du paragraphe 1 du présent article.
Article 11
Informations relatives à l’estimation et à l’offre de capacités d’échange entre zones
1. Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, calculent les informations suivantes et les fournissent au REGRT pour l’électricité en anticipant suffisamment le processus d’attribution:
a)
la capacité prévue et offerte (en MW) par direction entre zones de dépôt des offres en cas d’attribution de capacité sur la base de la capacité de transport nette coordonnée; ou
b)
les paramètres fondés sur les flux pertinents en cas d’attribution des capacités fondée sur les flux.
Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, sont réputés être les détenteurs initiaux des informations qu’ils calculent et fournissent.
2. Les informations visées au paragraphe 1 a) sont publiées conformément à l’annexe.
3. En ce qui concerne les liaisons à courant continu, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité des informations mises à jour sur les éventuelles restrictions imposées à l’utilisation de capacités transfrontalières disponibles, y compris par l’application de restrictions de montée en puissance ou de limites de transferts infrajournalières au plus tard une heure après que ces informations sont connues.
Les exploitants de liaisons à courant continu sont réputés être les détenteurs initiaux des informations mises à jour qu’ils fournissent.
4. Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, soumettent au REGRT pour l’électricité un rapport annuel indiquant:
a)
les principaux éléments critiques de réseau qui limitent la capacité offerte;
b)
les zones de contrôle auxquelles ces éléments critiques de réseau appartiennent;
c)
la mesure dans laquelle le fait de soulager les éléments critiques de réseau permettrait d’augmenter la capacité offerte;
d)
toutes les mesures qui pourraient éventuellement être mises en œuvre pour augmenter la capacité offerte, ainsi que l’estimation des coûts qui s’y rapportent.
Les GRT peuvent, lors de l’élaboration du rapport, choisir de ne pas identifier l’actif concerné et de ne pas préciser sa localisation si ces informations sont classées, dans leur État membre, comme des informations sensibles relatives à la protection des infrastructures critiques au sens du point d) de l’article 2 de la directive 2008/114/CE.
Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, sont réputés être les détenteurs initiaux du rapport qu’ils fournissent.
Article 12
Informations relatives à l’utilisation des capacités d’échange entre zones
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes, après calcul:
a)
pour des attributions explicites, pour chaque unité de temps du marché et par direction entre les zones de dépôt des offres:
-
la capacité (en MW) demandée par le marché,
-
la capacité (en MW) attribuée au marché,
-
le prix de la capacité (devise/MW),
-
le revenu d’enchères (exprimé en monnaie) par frontière entre les zones de dépôt des offres;
b)
la capacité totale nominée, pour chaque unité de temps du marché et par direction entre les zones de dépôt des offres;
c)
avant chaque attribution de capacité, la capacité totale déjà attribuée dans le cadre de procédures d’attribution antérieures, par unité de temps du marché et par direction;
d)
pour chaque unité de temps du marché, les prix à un jour dans chaque zone de dépôt des offres (monnaie/MWh);
e)
pour les attributions implicites, pour chaque unité de temps du marché, les positions nettes de chaque zone de dépôt des offres (en MW) et la rente de congestion (en monnaie) par frontière entre zones de dépôt des offres;
f)
les échanges commerciaux programmés à un jour sous forme agrégée, entre zones de dépôt des offres par direction et par unité de temps du marché;
g)
les flux physiques entre zones de dépôt des offres par unité de temps du marché;
h)
les capacités d’échange attribuées entre zones de dépôt des offres dans les États membres et dans les pays tiers par direction, par produit attribué et par période.
2. Les informations visées
a)
aux points a) et e) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après chaque attribution de capacité;
b)
au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après chaque cycle de nomination;
c)
au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard à la date à laquelle les chiffres de la capacité offerte doivent être publiés conformément à l’annexe;
d)
au point d) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la fermeture du guichet;
e)
au point f) du paragraphe 1 sont publiées quotidiennement, au plus tard une heure après la dernière heure de clôture et, le cas échéant, elles sont mises à jour au plus tard deux heures après chaque procédure de nomination infrajournalière;
f)
au point g) du paragraphe 1 sont publiées, pour chaque unité de temps du marché, dans un délai le plus proche possible du temps réel et au plus tard une heure après la période d’activité;
g)
au point h) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après l’attribution.
3. Les responsables des attributions de capacité de transport ou, le cas échéant, les bourses d’échange, fournissent aux GRT toutes les informations pertinentes nécessaires au calcul des données visées au paragraphe 1.
Les responsables des attributions de capacité de transport sont réputés être les détenteurs initiaux des informations qu’ils fournissent.
Les bourses d’échange sont réputées être les détenteurs initiaux des informations qu’elles fournissent.
Article 13
Informations relatives aux mesures de gestion de la congestion
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:
a)
informations relatives au redispatching par unité de temps du marché, en précisant:
-
les actions entreprises (à savoir augmentation ou diminution de la production, augmentation ou diminution de la charge),
-
l’identification, la localisation et le type d’élément de réseau concerné par l’action,
-
la raison de l’action,
-
la capacité (en MW) sur laquelle l’action a une incidence;
b)
informations relatives aux échanges de contrepartie par unité de temps du marché, en précisant:
-
l’action entreprise (à savoir augmentation ou diminution de l’échange entre zones),
-
les zones de dépôt des offres concernées,
-
la raison de l’action,
-
les changements intervenus dans les échanges entre zones (en MW);
c)
les coûts imputables, pour un mois donné, aux actions visées aux points a) et b) et à toute autre action correctrice.
2. Les informations visées:
a)
aux points a) et b) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité, sauf pour des raisons qui sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard un jour après la période d’activité;
b)
au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard un mois après la fin du mois considéré.
Article 14
Prévision de production
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes, après calcul:
a)
le total de la capacité de production installée (en MW) pour toutes les unités de production existantes dont la capacité de production installée est supérieure ou égale à 1 MW, par type de production;
b)
des informations sur les unités de production (existantes et en projet) dont la capacité de production installée est supérieure ou égale à 100 MW. Ces informations comprennent:
-
le nom de l’unité,
-
la capacité de production installée (en MW),
-
la localisation,
-
le niveau de tension de connexion;
-
la zone de dépôt des offres,
-
le type de production;
c)
une estimation de la production totale programmée (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps du marché pour le jour suivant;
d)
une prévision de la production d’origine éolienne et solaire (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps du marché pour le jour suivant.
2. Les informations visées:
a)
au point a) du paragraphe 1 sont publiées tous les ans, au plus tard une semaine avant la fin de l’année;
b)
au point b) du paragraphe 1 sont publiées tous les ans, pour les trois années suivantes, au plus tard une semaine avant le début de la première année à laquelle se rapportent les données;
c)
au point c) du paragraphe 1 sont publiées un jour avant la livraison effective, au plus tard à 18 heures, heure de Bruxelles;
d)
au point d) du paragraphe 1 sont publiées un jour avant la livraison effective, au plus tard à 18 heures, heure de Bruxelles. Les informations sont mises à jour régulièrement et publiées pendant les échanges infrajournaliers, avec publication d’au moins une mise à jour à 8 heures, heure de Bruxelles, le jour de la livraison effective. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 1 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 5 % par an.
3. Les unités de production situées dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au paragraphe 1.
Les unités de production sont réputées être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’elles fournissent.
Article 15
Informations relatives à l’indisponibilité des générateurs et unités de production
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:
a)
l’indisponibilité programmée d’au moins 100 MW d’un générateur donné, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée de ce générateur, dont on estime qu’elle durera au moins une unité de temps du marché. Cette information doit être fournie jusqu’à trois ans à l’avance, en précisant:
-
le nom de l’unité de production,
-
le nom du générateur,
-
la localisation,
-
la zone de dépôt des offres,
-
la capacité de production installée (en MW),
-
le type de production,
-
la capacité disponible pendant l’événement,
-
la raison de l’indisponibilité,
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;
b)
les variations d’au moins 100 MW dans l’état de disponibilité réel d’un générateur, dont on estime qu’elles dureront au moins une unité de temps du marché, en précisant:
-
le nom de l’unité de production,
-
le nom du générateur,
-
la localisation,
-
la zone de dépôt des offres,
-
la capacité de production installée (en MW),
-
le type de production,
-
la capacité disponible pendant l’événement,
-
la raison de l’indisponibilité, et
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;
c)
l’indisponibilité programmée d’au moins 200 MW d’une unité de production donnée, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée de cette unité de production, qui n’a pas été publiée conformément au point a) et dont on estime qu’elle durera au moins une unité de temps du marché. Cette information doit être fournie jusqu’à trois ans à l’avance, en précisant:
-
le nom de l’unité de production,
-
la localisation,
-
la zone de dépôt des offres,
-
la capacité de production installée (en MW),
-
le type de production,
-
la capacité disponible pendant l’événement,
-
la raison de l’indisponibilité,
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;
d)
les variations d’au moins 100 MW dans l’état de disponibilité réel d’une unité de production dont la capacité de production installée est supérieure à 200 MW, qui n’ont pas été publiées conformément au point b) et dont on estime qu’elles dureront au moins une unité de temps du marché, en précisant:
-
le nom de l’unité de production,
-
la localisation,
-
la zone de dépôt des offres,
-
la capacité de production installée (en MW),
-
le type de production,
-
la capacité disponible pendant l’événement,
-
la raison de l’indisponibilité, et
-
la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité.
2. Les informations visées aux points a) et c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la décision concernant l’indisponibilité programmée.
Les informations visées aux points b) et d) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après le changement de l’état de disponibilité réel.
3. Les générateurs situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier les données visées au paragraphe 1.
Les générateurs sont réputés être les détenteurs initiaux des données qu’ils fournissent.
Article 16
Production réelle
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes, après calcul:
a)
la production réelle (en MW) par unité de temps du marché et par générateur ayant une capacité de production installée d’au moins 100 MW;
b)
la production agrégée par unité de temps du marché et par type de production;
c)
la production d’origine éolienne et solaire réelle ou estimée (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps de marché;
d)
le taux agrégé de remplissage hebdomadaire de tous les réservoirs et centrales de stockage hydrauliques (en MWh) par zone de dépôt des offres, avec le chiffre correspondant à la même semaine de l’année précédente.
2. Les informations visées:
a)
au point a) du paragraphe 1 sont publiées cinq jours après la période d’activité;
b)
au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité;
c)
au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité et mises à jour en fonction des valeurs mesurées dès que ces dernières sont disponibles. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 1 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 5 % par an;
d)
au point d) du paragraphe 1 sont publiées le troisième jour ouvrable suivant la semaine à laquelle se rapportent les informations. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité de ce type de production est supérieure à 10 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité de ce type de production est supérieure à 30 % par an.
3. Les générateurs et unités de production situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au paragraphe 1.
Les générateurs et unités de production sont réputés être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’ils fournissent.
Article 17
Ajustement
1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT ou, le cas échéant, les opérateurs de marchés d’ajustement, lorsque de tels marchés existent, fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:
a)
les règles d’ajustement, y compris:
-
les procédures d’acquisition de différents types de réserves d’ajustement et d’énergie d’ajustement,
-
la méthode de rémunération, à la fois pour la fourniture de réserves et l’énergie activée pour l’équilibre du système,
-
la méthode de calcul des tarifs de déséquilibre,
-
le cas échéant, une description de la manière dont l’ajustement transfrontalier entre plusieurs zones de contrôle est réalisé et des modalités de participation pour les générateurs et la charge;
b)
la quantité des réserves d’ajustement (en MW) contractualisées par le GRT, en précisant:
-
l’origine de la réserve (production ou charge),
-
le type de réserve (réserves primaires, secondaires ou tertiaires),
-
la période de temps pour laquelle les réserves sont contractualisées (heure, jour, semaine, mois, année, etc.);
c)
les prix payés par le GRT par type de réserve d’ajustement acquise et par période d’acquisition (monnaie/MW/période);
d)
les offres acceptées agrégées par unité de temps d’ajustement, indiquées séparément pour chaque type de réserve d’ajustement;
e)
la quantité d’énergie activée pour l’équilibre du système (en MW), par unité de temps d’ajustement et par type de réserve;
f)
les prix payés par le GRT pour l’énergie activée pour l’équilibre du système, par unité de temps d’ajustement et par type de réserve; les informations sur les prix seront fournies séparément pour le réglage à la hausse ou à la baisse;
g)
les tarifs de déséquilibre par unité de temps d’ajustement;
h)
le volume total de déséquilibre par unité de temps d’ajustement;
i)
l’équilibre financier mensuel de la zone de contrôle, en précisant:
-
les dépenses encourues par le GRT pour l’acquisition des réserves et l’activation de l’énergie d’ajustement,
-
la recette nette pour le GRT après clôture des comptes de déséquilibre avec les parties prenantes au mécanisme d’ajustement;
j)
le cas échéant, des informations concernant l’ajustement entre zones de contrôle par unité de temps d’ajustement, en précisant:
-
les volumes de soumission d’offres et d’offres échangées par unité de temps d’acquisition,
-
les prix maximum et minimum des soumissions et offres échangées par unité de temps d’acquisition,
-
le volume d’énergie d’ajustement activée dans les zones de contrôle concernées.
Les opérateurs des marchés d’ajustement sont réputés être les détenteurs initiaux des informations qu’ils fournissent.
2. Les informations visées:
a)
au point b) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard deux heures avant la procédure d’acquisition suivante;
b)
au point c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la clôture de la procédure d’acquisition;
c)
au point d) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité;
d)
au point e) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard 30 minutes après la période d’activité. S’il s’agit de données préliminaires, les chiffres sont mis à jour lorsque les données sont disponibles;
e)
au point f) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité;
f)
au point g) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais;
g)
au point h) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard 30 minutes après la période d’activité. S’il s’agit de données préliminaires, les chiffres sont mis à jour lorsque les données sont disponibles;
h)
au point i) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard trois mois après le mois d’activité. S’il s’agit d’une compensation préliminaire, les chiffres sont mis à jour après la compensation définitive;
i)
au point j) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité.
Article 18
Responsabilité
La responsabilité du détenteur initial des données, du fournisseur des données et du REGRT pour l’électricité n’est engagée, en vertu du présent règlement, qu’en cas de négligence grave ou de faute intentionnelle. En tout état de cause, ils ne seront pas tenus d’indemniser l’utilisateur des données pour tout manque à gagner, perte d’activité ou tout autre dommage indirect, particulier ou consécutif, quel qu’il soit, résultant d’un manquement aux obligations qui leur incombent en vertu du présent règlement.
Article 19
Modification du règlement (CE) no 714/2009
Les points 5.5 à 5.9 de l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 sont supprimés à compter du 5 janvier 2015.
Article 20
Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.
L’article 4, paragraphe 1, s’applique dix-huit mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.
Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
Fait à Bruxelles, le 14 juin 2013.