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.
REGOLAMENTO (UE) N. 543/2013 DELLA COMMISSIONE
del 14 giugno 2013
sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell’energia elettrica e recante modifica dell’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio
(Testo rilevante ai fini del SEE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,
visto il regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (1), in particolare l’articolo 18, paragrafo 5,
considerando quanto segue
(1)
Il regolamento (CE) n. 714/2009, in particolare l’articolo 15 e il punto 5 degli orientamenti in materia di gestione e assegnazione della capacità disponibile di trasmissione sulle linee di interconnessione tra sistemi nazionali, di cui all’allegato I dello stesso regolamento, impone ai gestori dei sistemi di trasmissione l’obbligo di pubblicare dati sulla disponibilità delle reti, le capacità di interconnessione e di generazione transfrontaliere, il carico e le interruzioni di rete.
(2)
L’articolo 4, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, concernente l’integrità e la trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (2), riconosce che la pubblicazione di informazioni privilegiate conformemente al regolamento (CE) n. 714/2009 o agli orientamenti adottati ai sensi dello stesso regolamento ottempera all’obbligo di comunicazione simultanea, completa ed efficace al pubblico.
(3)
La disponibilità di tali dati è indispensabile per consentire ai partecipanti al mercato di prendere decisioni efficienti in materia di produzione, consumo e scambio. La più profonda integrazione del mercato e il rapido sviluppo delle fonti di energia rinnovabili intermittenti, quali l’eolico e il solare, richiedono la diffusione di informazioni complete, tempestivamente disponibili, di elevata qualità e facilmente assimilabili sui fondamentali dell’offerta e della domanda.
(4)
La tempestiva disponibilità di serie complete di dati sui predetti fondamentali dovrebbe inoltre accrescere la sicurezza dell’approvvigionamento energetico. Essa dovrebbe consentire ai partecipanti al mercato di far coincidere esattamente offerta e domanda, riducendo i rischi di black-out. In tal modo i gestori dei sistemi di trasmissione potrebbero controllare meglio le loro reti e gestirle in condizioni di maggiore sicurezza e prevedibilità.
(5)
Le misure in materia di trasparenza attualmente in vigore non rispondono completamente ai predetti criteri. Inoltre, le pertinenti informazioni di mercato sono distribuite in modo diseguale tra i partecipanti al mercato, per cui i grandi operatori storici hanno accesso esclusivo alle informazioni relative alle loro infrastrutture, il che pone in situazione di svantaggio i nuovi operatori e gli operatori che non dispongono di infrastrutture proprie.
(6)
Occorre che i partecipanti al mercato dispongano di informazioni tempestive sul consumo atteso. È opportuno che tali informazioni siano regolarmente aggiornate e fornite per periodi di tempo diversi. È necessario che i dati sul consumo reale rispetto al consumo atteso siano messi a disposizione quasi in tempo reale.
(7)
I dati sulle indisponibilità programmate e impreviste delle unità di generazione e delle unità di consumo di energia rientrano tra le informazioni relative all’offerta e alla domanda che rivestono maggiore importanza per i partecipanti al mercato. Occorre che i partecipanti al mercato e i gestori dei sistemi di trasmissione dispongano di informazioni dettagliate in merito a dove, quando e perché le unità di generazione e di consumo non sono o non saranno disponibili e sui tempi previsti di ripristino dell’operatività. Questo tipo di informazioni consentirebbe tra l’altro ai gestori dei sistemi di trasmissione di riallocare meglio le riserve, riducendo in tal modo la probabilità di black-out.
(8)
È opportuno inoltre che i partecipanti al mercato e i gestori dei sistemi di trasmissione dispongano di informazioni dettagliate sulla capacità di generazione installata complessiva, stime sulla generazione programmata complessiva, compresi dati separati sulla generazione intermittente, e dati sulla generazione effettiva dei grandi impianti di produzione a livello delle singole unità.
(9)
Perché sia possibile trasportare l’energia elettrica dai luoghi in cui è disponibile verso i luoghi in cui è maggiormente necessaria e adeguare di conseguenza i portafogli, occorre che i partecipanti al mercato dispongano di informazioni sulle indisponibilità programmate e impreviste dell’attuale infrastruttura di trasmissione transfrontaliera e sui piani di sviluppo infrastrutturale. Occorre inoltre che i gestori dei sistemi di trasmissione forniscano e aggiornino regolarmente i dati sulle capacità di trasmissione transfrontaliera programmate e offerte per diversi periodi di tempo, nonché informazioni sull’allocazione e sull’utilizzo delle capacità.
(10)
A causa della rapida diffusione delle fonti di generazione intermittenti lontano dai centri di consumo, le infrastrutture di trasmissione risultano sempre più congestionate in ampie zone d’Europa. Per ridurre le congestioni i gestori dei sistemi di trasmissione intervengono sempre più spesso nelle operazioni di mercato, chiedendo ai partecipanti al mercato di modificare i loro impegni di generazione o di scambio. Per consentire ai partecipanti al mercato di capire dove e perché si sono rese necessarie misure di gestione delle congestioni, i gestori dei sistemi di trasmissione devono fornire tempestivamente informazioni dettagliate e motivate sulle loro azioni.
(11)
Anche dopo una pianificazione attenta i produttori, i fornitori e i grossisti possono trovarsi in situazione di squilibrio ed essere esposti ai regimi di bilanciamento e di regolamento dei gestori dei sistemi di trasmissione. Per limitare al minimo i rischi di sbilanciamento, i partecipanti al mercato devono disporre tempestivamente di informazioni chiare e accurate sui mercati di bilanciamento. Occorre che i gestori dei sistemi di trasmissione forniscano queste informazioni in un formato comparabile in tutti i paesi, ivi compresi dati sulle riserve oggetto di contratto, sui prezzi pagati e sui volumi attivati a fini di bilanciamento.
(12)
I gestori dei sistemi di trasmissione sono spesso la fonte primaria di informazioni fondamentali pertinenti. Sono essi inoltre che raccolgono e valutano grandi quantità di informazioni per la gestione del sistema. Per fornire un quadro generale delle informazioni pertinenti in tutta l’Unione, occorre che i gestori dei sistemi di trasmissione facilitino la raccolta, la verifica e l’elaborazione dei dati, e che la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E) renda pubblici tali dati mediante una piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni. Per utilizzare al meglio le fonti di trasparenza esistenti, occorre che la ENTSO-E possa ricevere le informazioni destinate alla pubblicazione da terze parti, quali le borse dell’energia elettrica e le piattaforme di trasparenza.
(13)
Occorre pertanto modificare di conseguenza l’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009.
(14)
Il presente regolamento, adottato sulla base del regolamento (CE) n. 714/2009, integra il regolamento stesso e ne costituisce parte integrante. I riferimenti al regolamento (CE) n. 714/2009 devono essere intesi anche come riferimenti al presente regolamento.
(15)
Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all’articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,
HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:
Articolo 1
Oggetto
Il presente regolamento stabilisce la serie minima comune di dati sulla generazione, il trasporto e il consumo di energia elettrica da mettere a disposizione dei partecipanti al mercato. Esso contiene anche disposizioni sulla raccolta e la pubblicazione centralizzate dei dati.
Articolo 2
Definizioni
Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009. Si applicano, inoltre, le seguenti definizioni:
1) «riserve per il bilanciamento»: tutte le risorse, acquisite ex ante o in tempo reale o in ottemperanza a obblighi di legge, di cui il gestore del sistema di trasmissione dispone a fini di bilanciamento;
2) «periodo rilevante di bilanciamento»: il periodo di tempo per il quale è fissato il prezzo delle riserve per il bilanciamento;
3) «zona di offerta»: la più grande area geografica nella quale i partecipanti al mercato sono in grado di scambiare energia senza allocazione di capacità;
4) «allocazione di capacità»: l’attribuzione di capacità interzonale;
5) «unità di consumo»: unità ricevente energia elettrica per proprio uso, esclusi i gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione;
6) «area di controllo»: parte coerente del sistema interconnesso, gestita da un gestore unico del sistema e che include carichi fisici collegati e/o unità di generazione, se esistenti;
7) «capacità netta di trasmissione coordinata»: metodo di calcolo della capacità basato sul principio della valutazione e della definizione ex ante dello scambio massimo di energia tra zone di offerta limitrofe;
8) «elemento critico di rete»: elemento di rete, all’interno di una zona di offerta o tra zone di offerta, preso in considerazione nel calcolo della capacità, che limita la quantità di energia elettrica che può essere scambiata;
9) «bilanciamento tra aree di controllo»: sistema di bilanciamento in cui il gestore del sistema di trasmissione può ricevere offerte di attivazione provenienti dalle aree di controllo di altri gestori dei sistemi di trasmissione. Non comprende il ridispacciamento o la fornitura energetica di emergenza;
10) «capacità interzonale»: la capacità del sistema interconnesso di consentire il trasferimento di energia tra zone di offerta;
11) «moneta»: l’euro, se almeno una parte della/e zona/e di offerta in questione è/sono situate in un paese in cui l’euro ha corso legale. In tutti gli altri casi, la moneta locale;
12) «tempo di chiusura»: il momento in cui i gestori dei sistemi di trasmissione devono confermare tutti gli scambi validati in esito sul mercato. Il tempo di chiusura non riguarda unicamente i mercati giornalieri o infragiornalieri ma anche i diversi mercati che coprono gli aggiustamenti dello sbilanciamento e l’allocazione di riserve;
13) «scambio di controflusso»: scambio interzonale avviato dai gestori di sistema tra due zone di offerta per ridurre la congestione fisica;
14) «fornitore dei dati»: il soggetto che invia i dati alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni;
15) «allocazione esplicita»: unicamente l’allocazione di capacità interzonale, senza il trasferimento dell’energia;
16) «parametri basati sul flusso»: i margini disponibili sugli elementi critici di rete ai quali sono associati fattori di distribuzione del trasferimento di energia (PTDF);
17) «unità di generazione»: il singolo generatore di energia elettrica appartenente ad un’unità di produzione;
18) «allocazione implicita»: metodo di gestione della congestione che prevede allo stesso tempo l’ottenimento dell’energia e la capacità interzonale;
19) «periodo rilevante di mercato»: il periodo per il quale è stabilito il prezzo di mercato o il periodo di tempo comune più breve possibile per le due zone di offerta, se i loro periodi rilevanti di mercato sono diversi;
20) «capacità offerta»: la capacità interzonale offerta al mercato dall’allocatore della capacità di trasmissione;
21) «programmato»: evento noto ex ante al proprietario primario dei dati;
22) «fattore di distribuzione del trasferimento di energia (PTDF)»: rappresentazione del flusso fisico su un elemento critico di rete indotta dalla variazione della posizione netta di una zona di offerta;
23) «proprietario primario dei dati»: il soggetto che crea i dati;
24) «unità di produzione»: impianto di produzione di energia elettrica costituito di un’unica unità di generazione o di un insieme di unità di generazione;
25) «profilo»: confine geografico tra una zona di offerta e più zone di offerta limitrofe;
26) «ridispacciamento»: misura attivata da uno o più gestori di sistema, consistente nella modifica del profilo di generazione e/o di carico, al fine di modificare i flussi fisici sul sistema di trasmissione e ridurre la congestione fisica;
27) «carico totale», comprese le perdite al netto dell’energia elettrica utilizzata per lo stoccaggio dell’energia: carico pari alla generazione e alle importazioni, detratte le esportazioni e l’energia elettrica utilizzata per lo stoccaggio dell’energia;
28) «allocatore della capacità di trasmissione»: il soggetto abilitato dai gestori dei sistemi di trasmissione a gestire l’allocazione della capacità interzonale;
29) «carico verticale»: la quantità totale di energia elettrica in uscita dalla rete di trasmissione verso le reti di distribuzione, verso i consumatori finali direttamente collegati o verso la parte consumatrice della generazione;
30) «margine di previsione ad un anno»: differenza tra la previsione annua della capacità di generazione disponibile e la previsione annua del carico totale massimo, tenendo conto delle previsioni della capacità di generazione complessiva, delle previsioni sulla disponibilità della generazione e delle previsioni sulle riserve oggetto di contratto per i servizi di sistema;
31) «ora»: ora locale di Bruxelles.
Articolo 3
Creazione di una piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni
1. La piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni è istituita e gestita in maniera efficace ed efficiente sotto il profilo dei costi nel quadro della rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica (di seguito «la ENTSO-E»). La ENTSO-E pubblica sulla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni tutti i dati che i gestori dei sistemi di trasmissione sono tenuti a presentare alla ENTSO-E a norma del presente regolamento.
La piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni è messa gratuitamente a disposizione del pubblico tramite Internet almeno in inglese.
I dati sono aggiornati, facilmente accessibili, scaricabili e disponibili per un periodo di almeno 5 anni. Gli aggiornamenti dei dati sono orodatati, archiviati e messi a disposizione del pubblico.
2. Quattro mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento la ENTSO-E presenta all’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (di seguito «l’Agenzia») una proposta relativa al funzionamento della piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni e ai relativi costi. L’Agenzia formula il suo parere entro tre mesi dalla data di presentazione della proposta.
3. La ENTSO-E assicura che la piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni sia operativa diciotto mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento.
Articolo 4
Presentazione e pubblicazione dei dati
1. I proprietari primari dei dati presentano i dati ai gestori dei sistemi di trasmissione conformemente agli articoli da 6 a 17. Essi assicurano che i dati da essi forniti ai gestori dei sistemi di trasmissione, o ai fornitori di dati nei casi previsti al paragrafo 2, siano completi, della qualità richiesta e forniti in modo da consentire ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai fornitori di dati di elaborare e di fornire i dati alla ENTSO-E in tempo utile per consentire a quest’ultima di rispettare gli obblighi imposti dal presente regolamento in relazione ai termini di pubblicazione delle informazioni.
I gestori dei sistemi di trasmissione, e se del caso i fornitori di dati, elaborano i dati ricevuti e li forniscono alla ENTSO-E in tempo utile per la pubblicazione.
2. I proprietari primari dei dati possono rispettare l’obbligo loro imposto dal paragrafo 1 trasmettendo i dati direttamente alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni, purché facciano ricorso ad un terzo che agisca per loro conto in quanto fornitore di dati. Questa modalità di presentazione dei dati è subordinata all’accordo preliminare del gestore del sistema di trasmissione nella cui area di controllo è ubicato il proprietario primario. Per dare il proprio accordo, il gestore del sistema di trasmissione valuta se il fornitore di dati soddisfa i requisiti di cui al primo comma dell’articolo 5, lettere b) e c).
3. Salvo disposizione contraria, i gestori dei sistemi di trasmissione sono considerati proprietari primari dei dati ai fini degli articoli da 6 a 17.
4. Se una zona di offerta è composta da varie aree di controllo situate in diversi Stati membri, la ENTSO-E pubblica i dati di cui al paragrafo 1 separatamente per gli Stati membri interessati.
5. Fatti salvi gli obblighi a carico dei gestori dei sistemi di trasmissione e della ENTSO-E di cui al paragrafo 1 e all’articolo 3, i dati possono essere pubblicati anche sul sito web dei gestori dei sistemi di trasmissione o di altre parti.
6. Le autorità di regolamentazione nazionali assicurano che i proprietari primari dei dati, i gestori dei sistemi di trasmissione e i fornitori di dati rispettino gli obblighi loro imposti dal presente regolamento.
Articolo 5
Manuale di procedure
1. La ENTSO-E elabora un manuale che specifica:
a)
i dati dettagliati e il formato per la presentazione dei dati di cui all’articolo 4, paragrafo 1;
b)
le modalità e i formati standardizzati per la comunicazione e lo scambio dei dati tra i proprietari primari dei dati, i gestori dei sistemi di trasmissione, i fornitori di dati e la ENTSO-E;
c)
i criteri tecnici e operativi che i fornitori di dati devono rispettare quando forniscono i dati alla piattaforma centrale per la trasparenza delle informazioni;
d)
la classificazione opportuna dei tipi di produzione di cui all’articolo 14, paragrafo 1, all’articolo 15, paragrafo 1, e all’articolo 16, paragrafo 1.
La ENTSO-E elabora il manuale dopo aver effettuato una consultazione aperta e trasparente dei portatori di interesse.
La ENTSO-E mette il manuale a disposizione del pubblico.
La ENTSO-E provvede, se necessario, all’aggiornamento del manuale. Prima di pubblicare o aggiornare il manuale, la ENTSO-E trasmette per parere il progetto all’Agenzia, la quale formula il suo parere entro due mesi. Il progetto della prima versione è presentato all’Agenzia entro quattro mesi dall’entrata in vigore del presente regolamento.
Articolo 6
Informazioni sul carico totale
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e presentano alla ENTSO-E i seguenti dati per ogni zona di offerta:
a)
il carico totale per periodo rilevante di mercato;
b)
la previsione ad un giorno del carico totale per periodo rilevante di mercato;
c)
la previsione ad una settimana del carico totale per ogni giorno della settimana successiva, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni giorno;
d)
la previsione ad un mese del carico totale per ogni settimana del mese successivo, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni data settimana;
e)
la previsione ad un anno del carico totale per tutte le settimane dell’anno successivo, comprensiva del valore di carico massimo e minimo per ogni data settimana.
2. Le informazioni di cui
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro due ore prima della chiusura del mercato ad un giorno nella zona di offerta e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate ogni venerdì, entro due ore prima della chiusura del mercato ad un giorno nella zona di offerta e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro una settimana prima del mese di consegna e sono aggiornate in caso di variazioni significative;
e)
al paragrafo 1, lettera e), sono pubblicate entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono.
3. Le unità di generazione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1, lettera a).
Le unità di generazione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da esse fornite.
4. I gestori dei sistemi di distribuzione ubicati nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1, lettere da b) a e).
I gestori dei sistemi di distribuzione sono considerati proprietari primari delle pertinenti informazioni da essi fornite.
Articolo 7
Informazioni sull’indisponibilità delle unità di consumo
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
l’indisponibilità programmata pari o superiore a 100 MW di un’unità di consumo, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW dell’indisponibilità programmata dell’unità di consumo, che duri almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la zona di offerta,
-
la capacità disponibile per periodo rilevante di mercato nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data prevista di inizio e di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità,
b)
le variazioni della disponibilità effettiva dell’unità di consumo di potenza nominale pari o superiore a 100 MW, specificando:
-
la zona di offerta,
-
la capacità disponibile per periodo rilevante di mercato nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate in forma aggregata per zona di offerta, indicando la somma delle capacità di consumo non disponibili per periodo rilevante di mercato per un dato periodo di tempo, appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione riguardante l’indisponibilità programmata.
Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate in forma aggregata per zona di offerta, indicando la somma delle capacità di consumo non disponibili per periodo rilevante di mercato per un dato periodo di tempo, appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
3. Le unità di consumo ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione calcolano e presentano a quest’ultimo i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di consumo sono considerate proprietario primario dei dati da esse presentati.
Articolo 8
Margine di previsione ad un anno
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E per ogni zona di offerta il margine di previsione ad un anno valutato al periodo rilevante di mercato locale.
Le informazioni sono pubblicate una settimana prima dell’allocazione annua di capacità e comunque entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono.
2. Le unità di generazione e i gestori dei sistemi di distribuzione ubicati nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione e i gestori dei sistemi di distribuzione sono considerati proprietari primari dei dati da esse presentati.
Articolo 9
Infrastrutture di trasmissione
1. I gestori dei sistemi di trasmissione stabiliscono e forniscono alla ENTSO-E informazioni sulle modifiche future degli elementi di rete e dei progetti relativi agli interconnettori, tra cui le espansioni o gli smantellamenti nelle loro reti di trasmissione entro i successivi tre anni. Queste informazioni sono fornite solo relativamente a misure ritenute tali da avere un impatto pari ad almeno 100 MW di capacità interzonale tra zone di offerta o sui profili almeno durante un periodo rilevante di mercato. Le informazioni comprendono:
a)
l’indicazione delle infrastrutture in questione;
b)
l’ubicazione;
c)
il tipo di infrastrutture;
d)
l’impatto sulla capacità di interconnessione per direzione tra zone di offerta;
e)
la data prevista di completamento.
Le informazioni sono pubblicate una settimana prima dell’allocazione annua di capacità e comunque entro il quindicesimo giorno di calendario del mese precedente l’anno a cui i dati si riferiscono. Le informazioni sono aggiornate in caso di variazioni significative prima della fine di marzo, la fine di giugno e la fine di settembre dell’anno a cui l’allocazione si riferisce.
Articolo 10
Informazioni sull’indisponibilità dell’infrastruttura di trasmissione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E le seguenti informazioni:
a)
l’indisponibilità programmata, incluse le variazioni dell’indisponibilità programmata delle interconnessioni e della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone di offerta in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
l’impatto stimato sulla capacità interzonale per direzione tra zone di offerta,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data prevista di inizio e di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
b)
le variazioni della disponibilità effettiva delle interconnessioni e della rete di trasmissione che riducono la capacità interzonale tra zone di offerta in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
l’impatto stimato sulla capacità interzonale per direzione tra zone di offerta,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
c)
le variazioni della disponibilità effettiva di infrastrutture di rete off-shore che riducono l’immissione in rete di energia eolica in misura pari o superiore a 100 MW per almeno un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’indicazione delle infrastrutture in questione,
-
l’ubicazione,
-
il tipo di infrastrutture,
-
la capacità installata di generazione di energia eolica (MW) collegata all’infrastruttura,
-
l’energia eolica immessa (MW) in rete al momento della variazione della disponibilità,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione sull’indisponibilità programmata.
3. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere b) e c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
4. Per le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere a) e b), i gestori dei sistemi di trasmissione possono scegliere di non indicare l’infrastruttura in questione né di precisarne l’ubicazione, se dette informazioni sono classificate come informazioni sensibili relative alla protezione delle infrastrutture critiche nei rispettivi Stati membri, ai sensi dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2008/114/CE del Consiglio (3). Sono fatti salvi gli obblighi loro imposti dal paragrafo 1 del presente articolo.
Articolo 11
Informazioni relative alla stima e all’offerta di capacità di trasmissione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione calcolano e forniscono alla ENTSO-E le informazioni seguenti, con sufficiente anticipo rispetto alla procedura di allocazione:
a)
la capacità prevista e offerta (MW) per direzione tra zone di offerta, in caso di allocazione coordinata di capacità sulla base della capacità netta di trasmissione; oppure
b)
i pertinenti parametri basati sul flusso, in caso di allocazione di capacità sulla base del flusso.
I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi calcolate e fornite.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate come indicato nell’allegato.
3. In relazione ai collegamenti in corrente continua, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono alla ENTSO-E entro un’ora dopo che le informazioni sono note informazioni aggiornate su eventuali restrizioni all’uso delle capacità transfrontaliere disponibili, anche mediante l’applicazione di limiti di rampa e di limiti agli scambi infragiornalieri.
I gestori di collegamenti in corrente continua sono considerati proprietari primari delle informazioni aggiornate da essi fornite.
4. I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione presentano una relazione annuale alla ENTSO-E, indicando:
a)
i principali elementi critici di rete che limitano la capacità offerta;
b)
le aree di controllo a cui appartengono i principali elementi critici di rete;
c)
in che misura l’alleggerimento degli elementi critici di rete consentirebbe di aumentare la capacità offerta;
d)
tutte le misure possibili che potrebbero essere adottate per aumentare la capacità offerta, assieme alla relativa stima dei costi.
Nel preparare la relazione i gestori dei sistemi di trasmissione possono scegliere di non indicare le infrastrutture in questione né di precisarne l’ubicazione, se dette informazioni sono classificate come informazioni sensibili relative alla protezione delle infrastrutture critiche nei rispettivi Stati membri, ai sensi dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2008/114/CE.
I gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari della relazione da essi trasmessa.
Articolo 12
Informazioni relative all’uso della capacità interzonale
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
in caso di allocazione esplicita, per ciascun periodo rilevante di mercato e per ogni direzione tra zone di offerta:
-
la capacità (MW) richiesta dal mercato,
-
la capacità (MW) allocata al mercato,
-
il prezzo della capacità (moneta/MW),
-
i proventi dell’asta (in moneta) per confine tra zone di offerta;
b)
per ogni periodo rilevante di mercato e per direzione tra zone di offerta, la capacità totale oggetto di scambi validati;
c)
prima di ogni allocazione di capacità la capacità totale già allocata nel quadro di precedenti procedure di allocazione per periodo rilevante di mercato e per direzione;
d)
per ogni periodo rilevante di mercato il prezzo ad un giorno in ogni zona di offerta (moneta/MWh);
e)
in caso di allocazione implicita, per ogni periodo rilevante di mercato le posizioni nette di ciascuna zona di offerta (MW) e i proventi delle congestioni (in moneta) per confine tra zone di offerta;
f)
gli scambi commerciali programmati ad un giorno in forma aggregata tra zone di offerta per direzione e periodo rilevante di mercato;
g)
i flussi fisici tra zone di offerta per periodo rilevante di mercato;
h)
la capacità interzonale allocata tra zone di offerta degli Stati membri e di paesi terzi per direzione, per prodotto allocato e per periodo.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettere a) ed e), sono pubblicate entro un’ora dopo ogni allocazione di capacità;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro un’ora dopo ogni procedura di validazione degli scambi;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro la data obbligatoria di pubblicazione dei dati sulla capacità offerta come previsto nell’allegato;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro un’ora dopo la chiusura del mercato;
e)
al paragrafo 1, lettera f), sono pubblicate ogni giorno entro un’ora dopo l’ultimo tempo di chiusura e, laddove applicabile, aggiornate entro due ore dopo ogni procedura infragiornaliera di validazione degli scambi;
f)
al paragrafo 1, lettera g), sono pubblicate per ogni periodo rilevante di mercato quanto più vicino possibile al tempo reale e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
g)
al paragrafo 1, lettera h), sono pubblicate entro un’ora dopo l’allocazione.
3. Gli allocatori della capacità di trasmissione, o laddove applicabile le borse dell’energia elettrica, forniscono ai gestori dei sistemi di trasmissione tutte le informazioni necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Gli allocatori della capacità di trasmissione sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi fornite.
Le borse dell’energia elettrica sono considerate proprietari primari delle informazioni da esse fornite.
Articolo 13
Informazioni sulle misure di gestione della congestione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
informazioni riguardanti il ridispacciamento per periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’azione adottata (ossia aumento o diminuzione della produzione; aumento o diminuzione del carico),
-
l’indicazione, l’ubicazione e il tipo degli elementi di rete oggetto dell’azione,
-
il motivo dell’azione,
-
la capacità oggetto dell’azione adottata (MW);
b)
informazioni riguardanti gli scambi di controflusso per periodo rilevante di mercato, specificando:
-
l’azione adottata (ossia aumento o diminuzione dello scambio interzonale),
-
le zone di offerta interessate,
-
il motivo dell’azione,
-
la variazione dello scambio interzonale (MW);
c)
costi sostenuti in un dato mese per le azioni di cui alle lettere a) e b), e ogni altra azione correttiva.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettere a) e b), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni, tranne per le ragioni da pubblicarsi appena possibile e comunque entro un giorno dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro un mese dopo la fine del mese di riferimento.
Articolo 14
Generazione prevista
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
la somma delle capacità di generazione installate (MW) per tutte le unità di produzione esistenti di capacità di generazione installata pari o superiore a 1 MW, per tipo di produzione;
b)
informazioni sulle unità di produzione (esistenti e programmate) con una capacità di generazione installata pari o superiore a 100 MW. Le informazioni comprendono:
-
la denominazione dell’unità,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
l’ubicazione,
-
il livello di tensione della connessione,
-
la zona di offerta,
-
il tipo di produzione;
c)
la stima del totale della generazione programmata (MW) per zona di offerta, per ogni periodo rilevante di mercato del giorno successivo;
d)
la previsione sulla generazione di energia eolica e solare (MW) per zona di offerta, per ogni periodo rilevante di mercato del giorno successivo.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate annualmente entro una settimana prima della fine dell’anno;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate annualmente per i tre anni successivi entro una settimana prima dell’inizio del primo anno al quale i dati si riferiscono;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro le ore 18:00 (ora di Bruxelles) del giorno precedente la consegna effettiva;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate entro le ore 18:00 (ora di Bruxelles) del giorno precedente la consegna effettiva. Le informazioni sono aggiornate regolarmente e pubblicate nel corso dello scambio infragiornaliero; almeno un aggiornamento deve essere pubblicato alle ore 08:00 (ora di Bruxelles) del giorno della consegna effettiva. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore all’1 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore al 5 %.
3. Le unità di produzione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di produzione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da essi fornite.
Articolo 15
Informazioni sull’indisponibilità delle unità di generazione e di produzione
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
l’indisponibilità programmata pari o superiore a 100 MW di un’unità di generazione fino a tre anni prima, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW della indisponibilità programmata dell’unità di generazione, la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione;
-
la denominazione dell’unità di generazione;
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta;
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
b)
le variazioni pari o superiori a 100 MW della disponibilità effettiva dell’unità di generazione la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
la denominazione dell’unità di generazione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
c)
l’indisponibilità programmata fino a tre anni prima di un’unità di produzione di capacità pari o superiore a 200 MW, comprese le variazioni pari o superiori a 100 MW dell’indisponibilità programmata dell’unità di produzione, non pubblicata ai sensi della lettera a), la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità;
d)
le variazioni pari o superiori a 100 MW della disponibilità effettiva di un’unità di produzione con una capacità di generazione installata pari o superiore a 200 MW, ma non pubblicata ai sensi della lettera a), la cui durata prevista coincida almeno con un periodo rilevante di mercato, specificando:
-
la denominazione dell’unità di produzione,
-
l’ubicazione,
-
la zona di offerta,
-
la capacità di generazione installata (MW),
-
il tipo di produzione,
-
la capacità disponibile nel corso dell’evento,
-
il motivo dell’indisponibilità,
-
la data di inizio e la data prevista di fine (giorno, ora) della variazione della disponibilità.
2. Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere a) e c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo l’adozione della decisione sull’indisponibilità programmata.
Le informazioni di cui al paragrafo 1, lettere b) e d), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la variazione della disponibilità effettiva.
3. Le unità di generazione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione sono considerate proprietari primari dei dati da esse forniti.
Articolo 16
Generazione effettiva
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione calcolano e forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
la generazione effettiva (MW) per periodo rilevante di mercato e per unità di generazione con capacità di generazione installata pari o superiore a 100 MW;
b)
la generazione aggregata per periodo rilevante di mercato e per tipo di produzione;
c)
la generazione effettiva o stimata di energia eolica e solare (MW) in ogni zona di offerta per periodo rilevante di mercato;
d)
il tasso medio settimanale aggregato di riempimento di tutti gli impianti a serbatoio idrico e a stoccaggio idrico (MWh) per zona di offerta, compresi i dati relativi alla stessa settimana dell’anno precedente.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera a), sono pubblicate cinque giorni dopo il periodo delle operazioni;
b)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
c)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni e sono aggiornate sulla base di valori misurati appena si rendono disponibili. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore all’1 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di generazione di energia eolica o solare superiore al 5 %;
d)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate il terzo giorno lavorativo successivo alla settimana alla quale le informazioni si riferiscono. Le informazioni sono fornite per tutte le zone di offerta soltanto negli Stati membri con immissione annua in rete di questo tipo di generazione superiore al 10 % o per zone di offerta con immissione annua in rete di questo tipo di generazione superiore al 30 %.
3. Le unità di generazione e le unità di produzione ubicate nell’area di controllo del gestore del sistema di trasmissione forniscono a quest’ultimo tutte le informazioni pertinenti necessarie per calcolare i dati di cui al paragrafo 1.
Le unità di generazione e le unità di produzione sono considerate proprietari primari delle pertinenti informazioni da esse fornite.
Articolo 17
Bilanciamento
1. Per le rispettive aree di controllo, i gestori dei sistemi di trasmissione o, laddove applicabile, i gestori del mercato di bilanciamento, nei casi in cui tale mercato esista, forniscono le seguenti informazioni alla ENTSO-E:
a)
le regole di bilanciamento, tra cui:
-
le procedure per l’acquisizione di tipi diversi di riserve per il bilanciamento e di energia di bilanciamento,
-
la metodologia di remunerazione sia della fornitura delle riserve che dell’energia attivata per il bilanciamento,
-
il metodo di calcolo dei costi di sbilanciamento,
-
laddove applicabile, la descrizione delle modalità di effettuazione del bilanciamento transfrontaliero tra due o più aree di controllo e le condizioni di partecipazione dei generatori e del carico;
b)
l’importo delle riserve per il bilanciamento (MW) che il gestore del sistema di trasmissione ha sotto contratto, specificando:
-
la fonte della riserva (generazione o carico),
-
il tipo di riserva (ad esempio riserva di contenimento della frequenza, riserva di ripristino della frequenza, riserva di sostituzione),
-
il periodo di tempo delle riserve oggetto di contratto (ad esempio, ora, giorno, settimana, mese, anno ecc.);
c)
i prezzi pagati dal gestore del sistema di trasmissione per tipo di riserva per il bilanciamento acquisita e per periodo di acquisizione (moneta/MW/periodo);
d)
le offerte accettate aggregate per periodo rilevante di bilanciamento, separatamente per ogni tipo di riserva per il bilanciamento;
e)
la quantità di energia di bilanciamento attivata (MW) per periodo rilevante di bilanciamento e per tipo di riserva;
f)
i prezzi pagati dal gestore del sistema di trasmissione per l’energia di bilanciamento attivata per periodo rilevante di bilanciamento e per tipo di riserva. Le informazioni sui prezzi sono fornite separatamente per il regolamento ascendente e discendente;
g)
i prezzi di sbilanciamento per periodo rilevante di bilanciamento;
h)
il volume totale di sbilanciamento per periodo rilevante di bilanciamento;
i)
il saldo finanziario mensile dell’area di controllo, specificando:
-
le spese sostenute dal gestore del sistema di trasmissione per l’acquisizione di riserve e per l’attivazione dell’energia di bilanciamento,
-
i proventi netti del gestore del sistema di trasmissione dopo il regolamento dei conti di sbilanciamento con i soggetti responsabili del bilanciamento;
j)
laddove applicabile, informazioni sul bilanciamento tra aree di controllo per periodo rilevante di bilanciamento, specificando:
-
i volumi delle offerte di acquisto e di vendita scambiate per unità di tempo di acquisizione,
-
i prezzi minimi e massimi delle offerte di acquisto e di vendita scambiate per unità di tempo di acquisizione,
-
il volume dell’energia di bilanciamento nelle aree di controllo interessate.
I gestori del mercato di bilanciamento sono considerati proprietari primari delle informazioni da essi fornite.
2. Le indicazioni prescritte
a)
al paragrafo 1, lettera b), sono pubblicate appena possibile e comunque entro due ore prima dell’esecuzione della successiva procedura di acquisizione;
b)
al paragrafo 1, lettera c), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo la fine della procedura di acquisizione;
c)
al paragrafo 1, lettera d), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
d)
al paragrafo 1, lettera e), sono pubblicate appena possibile e comunque entro trenta minuti dopo il periodo delle operazioni; In caso di dati preliminari, le cifre sono aggiornate dopo che i dati diventano disponibili;
e)
al paragrafo 1, lettera f), sono pubblicate appena possibile e comunque entro un’ora dopo il periodo delle operazioni;
f)
al paragrafo 1, lettera g), sono pubblicate appena possibile;
g)
al paragrafo 1, lettera h), sono pubblicate appena possibile e comunque entro trenta minuti dopo il periodo delle operazioni; In caso di dati preliminari, le cifre sono aggiornate dopo che i dati diventano disponibili;
h)
al paragrafo 1, lettera i), sono pubblicate entro tre mesi dopo il mese delle operazioni. In caso di regolamento preliminare, i dati sono aggiornati dopo il regolamento definitivo;
i)
al paragrafo 1, lettera j), sono pubblicate entro un’ora dopo il periodo delle operazioni.
Articolo 18
Responsabilità
La responsabilità del proprietario dei dati, del fornitore dei dati e della ENTSO-E ai sensi dal presente regolamento è limitata ai soli casi di dolo e/o colpa grave. In ogni caso i predetti soggetti non sono tenuti a risarcire l’utilizzatore dei dati per mancato guadagno, perdita di attività o ogni altro danno indiretto, incidentale, speciale o consequenziale di qualsiasi tipo derivante dalla violazione dei loro obblighi ai sensi del presente regolamento.
Articolo 19
Modifica del regolamento (CE) n. 714/2009
I punti da 5.5 a 5.9 dell’allegato I del regolamento (CE) n. 714/2009 sono abrogati a decorrere dal 5 gennaio 2015.
Articolo 20
Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea.
L’articolo 4, paragrafo 1, si applica diciotto mesi dopo l’entrata in vigore del presente regolamento.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
Fatto a Bruxelles, il 14 giugno 2013