NAŘÍZENÍ KOMISE (EU) č. 543/2013
ze dne 14. června 2013
o předkládání a zveřejňování údajů na trzích s elektřinou a o změně přílohy I nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 714/2009
(Text s významem pro EHP)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 714/2009 ze dne 13. července 2009 o podmínkách přístupu do sítě pro přeshraniční obchod s elektřinou a o zrušení nařízení (ES) č. 1228/2003 (1), a zejména na čl. 18 odst. 5 uvedeného nařízení,
vzhledem k těmto důvodům:
(1)
Nařízení (ES) č. 714/2009, a zejména jeho článek 15 a bod 5 rámcových pokynů pro správu a přidělování dostupné přenosové kapacity pro propojení mezi vnitrostátními systémy, stanovených v příloze I uvedeného nařízení, stanoví provozovatelům přenosových soustav povinnost zveřejňovat údaje o dostupnosti sítě, kapacitě přeshraničních propojovacích vedení a výrobě, zatížení a odstávkách sítě.
(2)
Ustanovení čl. 4 odst. 4 nařízení Evropského parlamentu a Rady (EU) č. 1227/2011 ze dne 25. října 2011 o integritě a transparentnosti velkoobchodního trhu s energií (2) uznává, že zveřejnění důvěrných informací v souladu s nařízením (ES) č. 714/2009 nebo rámcovými pokyny přijatými podle uvedeného nařízení představuje souběžné, úplné a účinné veřejné zpřístupnění.
(3)
Dostupnost takových údajů je nezbytná, aby účastníci trhu byli schopni přijímat účinná rozhodnutí o výrobě, spotřebě a obchodování. Hlubší integrace trhu a rychlý rozvoj nepravidelné výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, jako jsou větrné a solární zdroje, vyžaduje poskytování úplných, včas dostupných, kvalitních a snadno pochopitelných informací týkajících se základních aspektů nabídky a poptávky.
(4)
Včasná dostupnost úplných souborů základních údajů by měla zvýšit také bezpečnost dodávek energie. Díky tomu by účastníci trhu mohli přesně slaďovat nabídku a poptávku, čímž se sníží riziko výpadků soustavy. V důsledku toho by provozovatelé přenosových soustav měli být schopni lépe regulovat své sítě a provozovat je za lépe předvídatelných a bezpečnějších podmínek.
(5)
Současná opatření ke zvýšení transparentnosti tato kritéria plně nesplňují. Důležité informace o trhu jsou navíc rozšiřovány mezi účastníky trhu nerovnoměrně a významné zavedené subjekty mají výlučný přístup k informacím v souvislosti se svými vlastními zařízeními, což znevýhodňuje nové účastníky trhu nebo účastníky trhu bez vlastních zařízení.
(6)
Účastníkům trhu by měly být včas poskytovány informace o předpokládané spotřebě. Tyto informace by měly být pravidelně aktualizovány a poskytovány pro různé časové rámce. Také skutečné výsledky předpokládané spotřeby by měly být zpřístupněny s minimálním zpožděním za reálným časem.
(7)
Jednou z nejdůležitějších informací souvisejících s nabídkou a poptávkou je pro účastníky trhu plánovaná a neplánovaná nedostupnost elektroenergetických výrobních bloků a spotřebních jednotek. Účastníci trhu a provozovatelé přenosových soustav potřebují dostávat podrobné informace o tom, kde, kdy a proč nejsou nebo nebudou dostupné výrobny nebo spotřební jednotky a kdy lze očekávat jejich opětovné uvedení do provozu. Provozovatelům přenosových soustav by to též mělo usnadnit nové přidělování nevyužitých záloh, čímž se sníží pravděpodobnost výpadků soustavy.
(8)
Účastníci trhu a provozovatelé přenosových soustav by také měli dostávat podrobné informace o celkovém instalovaném výkonu, odhady celkové sjednané výroby, včetně samostatně uvedených údajů o nepravidelné výrobě, a údaje o skutečné výrobě ve větších výrobních zařízeních rozčleněné na úroveň výrobních zařízení.
(9)
Aby bylo možné přenášet elektřinu z míst, kde je k dispozici, na místa, kde je jí nejvíce zapotřebí, a odpovídajícím způsobem upravovat portfolia, měl by mít trh informace o plánované a neplánované nedostupnosti stávající přeshraniční přenosové infrastruktury a plánech rozvoje infrastruktury. Provozovatelé přenosových soustav by rovněž měli poskytovat a pravidelně aktualizovat údaje o plánovaných a nabízených kapacitách pro přeshraniční přenos pro různé časové horizonty, a stejně tak informace týkající se přidělování a využití kapacit.
(10)
V důsledku rychlého rozšíření zdrojů nepravidelné výroby mimo centra spotřeby je přenosová infrastruktura v rozsáhlých částech Evropy stále více přetížená. Aby se uvolnilo přetížení, provozovatelé přenosových soustav stále více zasahují do tržních operací a požadují od účastníků trhu změnu jejich výrobních nebo obchodních závazků. Má-li trh chápat, kde a proč je nezbytné přijímat opatření pro řízení přetížení, musí provozovatelé přenosových soustav včas poskytovat podrobné a přiměřené informace o svých krocích.
(11)
I po pečlivém plánování může dojít u výrobců, dodavatelů a obchodníků k narušení výkonové rovnováhy a může být vůči nim ze strany provozovatelů přenosových soustav uplatněn systém vyrovnávání a zúčtování. Aby se co nejvíce snížilo riziko spojené s odchylkami, potřebují uživatelé trhu přesné, jasné a včasné informace o vyrovnávacích trzích. Provozovatelé přenosových soustav by měli takové informace poskytovat ve všech zemích ve srovnatelném formátu, včetně údajů o zálohách, jež sjednali, zaplacených cenách a dodaných množstvích regulační energie.
(12)
Provozovatelé přenosových soustav jsou často hlavním zdrojem významných základních informací. Jsou také zvyklí shromažďovat a vyhodnocovat velké množství informací pro účely provozování systémů. Aby se získal celkový přehled významných informací z celé Unie, měli by provozovatelé přenosových soustav usnadnit sběr, ověřování a zpracování údajů a Evropská síť provozovatelů elektroenergetických přenosových soustav (dále jen „síť ENTSO pro elektřinu“) by prostřednictvím centrální platformy pro transparentnost informací měla tyto údaje zpřístupnit veřejnosti. Aby se co nejlépe využily stávající transparentní zdroje, měla by mít síť ENTSO pro elektřinu možnost přijímat informace prostřednictvím třetích stran, jako jsou energetické burzy a platformy pro transparentnost, a zveřejňovat je.
(13)
Příloha I nařízení (ES) č. 714/2009 by proto měla být odpovídajícím způsobem změněna.
(14)
Toto nařízení bylo přijato na základě nařízení (ES) č. 714/2009, které doplňuje a jehož je nedílnou součástí. Odkazy na nařízení (ES) č. 714/2009 v jiných právních aktech se považují také za odkazy na toto nařízení.
(15)
Opatření stanovená v tomto nařízení jsou v souladu se stanoviskem výboru uvedeného v čl. 23 odst. 1 nařízení (ES) č. 714/2009,
PŘIJALA TOTO NAŘÍZENÍ:
Článek 1
Předmět úpravy
Toto nařízení stanoví minimální společný soubor údajů týkajících se výroby, přenosu a spotřeby elektřiny, které se zpřístupňují účastníkům trhu. Stanoví také centrální sběr a zveřejňování těchto údajů.
Článek 2
Definice
Pro účely tohoto nařízení se použijí definice uvedené v článku 2 nařízení (ES) č. 714/2009. Dále se rozumí:
1)
„regulačními zálohami“ veškeré prostředky sjednané předem nebo v reálném čase, nebo na základě právních závazků, které mají provozovatelé přenosových soustav k dispozici pro účely udržování výkonové rovnováhy;
2)
„regulačním intervalem“ časové období, pro něž je stanovena cena za regulační zálohy;
3)
„nabídkovou zónou“ největší zeměpisná oblast, v rámci které jsou účastníci trhu schopni si vyměňovat energii bez přidělení kapacity;
4)
„přidělením kapacity“ alokace kapacity mezi zónami;
5)
„spotřební jednotkou“ zařízení, které získává elektrickou energii pro svou vlastní potřebu, vyjma provozovatelů přenosových soustav a provozovatelů distribučních soustav;
6)
„regulační oblastí“ ucelená část propojeného systému provozovaná jedním provozovatelem soustavy, která zahrnuje též případné fyzicky připojené odběry nebo výrobní bloky;
7)
„koordinovanou čistou přenosovou kapacitou“ způsob výpočtu kapacit založený na ex ante stanovení a určení maximální výměny energie mezi sousedícími nabídkovými zónami;
8)
„kritickým prvkem sítě“ prvek sítě nacházející se buď uvnitř nabídkové zóny, nebo mezi nabídkovými zónami, který se bere v úvahu při výpočtu kapacity a který limituje množství energie, s nímž může být obchodováno;
9)
„udržováním výkonové rovnováhy mezi regulačními oblastmi“ systém udržování výkonové rovnováhy, kdy provozovatel přenosové soustavy může získávat nabídky k aktivaci přicházející z oblastí jiných provozovatelů přenosových soustav. Nezahrnuje redispečink ani havarijní dodávky energie;
10)
„kapacitou mezi zónami“ schopnost propojeného systému zajistit přenos energie mezi nabídkovými zónami;
11)
„měnou“ euro, pokud alespoň jedna část příslušné nabídkové zóny (zón) je součástí země, ve které je euro zákonným platidlem. Ve všech ostatních případech je to místní měna;
12)
„termínem potvrzení“ okamžik, kdy provozovatelé přenosových soustav musí na trhu potvrdit všechny sesouhlasené nominace. Termín potvrzení se vztahuje nejen na denní nebo vnitrodenní trhy, ale také na různé trhy, které zahrnují vyrovnávání bilančních odchylek a přidělování záloh;
13)
„protiobchodem“ výměna energie mezi dvěma nabídkovými zónami z podnětu provozovatelů soustav za účelem uvolnění fyzického přetížení;
14)
„poskytovatelem údajů“ subjekt, který předává údaje centrální platformě pro transparentnost informací;
15)
„explicitním přidělením“ pouze přidělení kapacity mezi zónami bez současného přenosu energie;
16)
„parametry založenými na toku“ disponibilní zálohy na kritických prvcích sítě společně s přidruženými distribučními faktory přenosu elektřiny;
17)
„výrobním blokem“ jeden generátor elektrické energie, který je součástí výrobny;
18)
„implicitním přidělením“ způsob řízení přetížení, při kterém se současně s přidělenou kapacitou mezi zónami získává i energie;
19)
„obchodním intervalem“ doba, pro kterou je stanovena cena na trhu, nebo nejkratší možný společný interval pro dvě nabídkové zóny, pokud se jejich obchodní intervaly liší;
20)
„nabízenou kapacitou“ kapacita mezi zónami nabízená subjektem přidělujícím přenosové kapacity na trhu;
21)
„plánovanou“ událostí událost, která je primárnímu vlastníku údajů známa předem;
22)
„distribučním faktorem přenosu elektřiny“ modelovaná reprezentace fyzického toku na kritickém prvku sítě vyvolaná změnou čisté pozice (salda) nabídkové zóny;
23)
„primárním vlastníkem údajů“ subjekt, který údaje vytváří;
24)
„výrobnou“ zařízení na výrobu elektřiny sestávající z jednoho výrobního bloku nebo seskupení výrobních bloků;
25)
„profilem“ zeměpisná hranice mezi jednou nabídkovou zónou a několika sousedními nabídkovými zónami;
26)
„redispečinkem“ opatření aktivované jedním nebo několika provozovateli přenosových soustav změnou struktury výroby nebo zatížení tak, aby se změnily fyzické toky v přenosové soustavě a uvolnilo se fyzické přetížení;
27)
„celkovým zatížením“ (včetně ztrát, bez elektřiny použité na skladování energie) zatížení, které se rovná výrobě a případnému dovozu, po odečtení případného vývozu a elektřiny použité na skladování energie;
28)
„subjektem přidělujícím přenosové kapacity“ subjekt pověřený provozovateli přenosových soustav k tomu, aby spravoval přidělování kapacit mezi zónami;
29)
„vertikálním zatížením“ celkové množství elektřiny, jež vystupuje z přenosové soustavy do distribučních soustav, k přímo připojeným koncovým zákazníkům nebo na vlastní spotřebu při výrobě elektřiny;
30)
„predikovanou disponibilní zálohou na následující rok“ rozdíl mezi roční prognózou dostupného výkonu a roční prognózou maximálního celkového zatížení s přihlédnutím k prognóze celkového výkonu, prognóze dostupnosti výroby a prognóze smluvních záloh pro systémové služby;
31)
„časem“ místní čas v Bruselu.
Článek 3
Zřízení centrální platformy pro transparentnost informací
1. V rámci Evropské sítě provozovatelů elektroenergetických přenosových soustav (dále jen „síť ENTSO pro elektřinu“) se zřídí a provozuje účinným a úsporným způsobem centrální platforma pro transparentnost informací. Síť ENTSO pro elektřinu zveřejní na této platformě veškeré údaje, které jsou provozovatelé přenosových soustav v souladu s tímto nařízením povinni síti ENTSO pro elektřinu předkládat.
Platforma je bezplatně dostupná veřejnosti prostřednictvím internetu a je k dispozici alespoň v angličtině.
Údaje musí být aktuální, snadno dostupné, stažitelné a přístupné alespoň po dobu pěti let. Aktualizace se datují, archivují a zpřístupňují veřejnosti.
2. Síť ENTSO pro elektřinu do čtyř měsíců od vstupu tohoto nařízení v platnost předloží Agentuře pro spolupráci energetických regulačních orgánů (dále jen „agentura“) návrh týkající se provozování platformy a souvisejících nákladů. Agentura sdělí své stanovisko do tří měsíců od data předložení návrhu.
3. Síť ENTSO pro elektřinu zajistí, že platforma bude funkční před uplynutím 18 měsíců od vstupu tohoto nařízení v platnost.
Článek 4
Předkládání a zveřejňování údajů
1. Primární vlastníci údajů předloží údaje provozovatelům přenosových soustav v souladu s články 6 až 17. Zajistí, že údaje, jež poskytují provozovatelům přenosových soustav nebo v případech, kdy se postupuje podle odstavce 2, poskytovatelům údajů, jsou úplné, v požadované kvalitě a jsou předávány tak, aby provozovatelé přenosových soustav nebo poskytovatelé údajů mohli údaje zpracovat a předat síti ENTSO pro elektřinu s dostatečným předstihem, aby ta mohla splnit své povinnosti vyplývající z tohoto nařízení, pokud jde o lhůty zveřejňování informací.
Provozovatelé přenosových soustav a případně poskytovatelé údajů obdržené údaje zpracují a poskytnou síti ENTSO pro elektřinu včas, aby je mohla ve stanoveném termínu zveřejnit.
2. Primární vlastníci údajů mohou za předpokladu, že využijí třetí stranu působící jejich jménem jako poskytovatel údajů, splnit svou povinnost stanovenou v odstavci 1 tak, že údaje předají přímo centrální platformě pro transparentnost informací. Tento způsob předkládání údajů musí předem schválit provozovatel přenosové soustavy, v jehož regulační oblasti se primární vlastník nachází. Při schvalování provozovatel přenosové soustavy posoudí, zda poskytovatel údajů splňuje požadavky uvedené v čl. 5 písm. b) a c).
3. Provozovatelé přenosových soustav se považují za primární vlastníky údajů pro účely článků 6 až 17, pokud není stanoveno jinak.
4. V případě, že nabídková zóna sestává z několika regulačních oblastí v různých členských státech, zveřejní síť ENTSO pro elektřinu údaje uvedené v odstavci 1 za každý příslušný členský stát zvlášť.
5. Aniž jsou dotčeny povinnosti provozovatelů přenosových soustav a povinnosti sítě ENTSO pro elektřinu stanovené v odstavci 1 a článku 3, mohou být údaje rovněž zveřejněny na internetových stránkách provozovatelů přenosových soustav nebo jiných stran.
6. Vnitrostátní regulační orgány zajistí, že primární vlastníci údajů, provozovatelé přenosových soustav a poskytovatelé údajů splní své povinnosti stanovené v tomto nařízení.
Článek 5
Příručka o postupech
Síť ENTSO pro elektřinu vytvoří příručku, která stanoví:
a)
podrobnosti a formát pro předkládání údajů stanovených v čl. 4 odst. 1;
b)
normalizované způsoby a formáty sdělování a výměny údajů mezi primárními vlastníky údajů, provozovateli přenosových soustav, poskytovateli údajů a sítí ENTSO pro elektřinu;
c)
technická a provozní kritéria, jež by museli splňovat poskytovatelé údajů při poskytování údajů centrální platformě pro transparentnost informací;
d)
vhodnou klasifikaci typů výroby uvedených v čl. 14 odst. 1, čl. 15 odst. 1 a čl. 16 odst. 1.
Tuto příručku vytvoří síť ENTSO pro elektřinu na základě otevřené a transparentní konzultace se zúčastněnými subjekty.
Síť ENTSO pro elektřinu příručku zpřístupní veřejnosti.
V případě potřeby síť ENTSO pro elektřinu příručku aktualizuje. Před zveřejněním nebo aktualizací příručky síť ENTSO pro elektřinu předloží návrh agentuře a vyžádá si od ní stanovisko, které agentura poskytne do dvou měsíců. Návrh prvního vydání se předloží agentuře do čtyř měsíců od vstupu tohoto nařízení v platnost.
Článek 6
Informace o celkovém zatížení
1. Provozovatelé přenosových soustav vypočítají a předloží síti ENTSO pro elektřinu tyto údaje o svých regulačních oblastech za každou nabídkovou zónu:
a)
celkové zatížení pro jednotlivé obchodní intervaly;
b)
prognózu celkového zatížení na následující den pro jednotlivé obchodní intervaly;
c)
týdenní prognózu celkového zatížení na každý den následujícího týdne, která zahrnuje hodnoty maximálního a minimálního zatížení v každém dni;
d)
měsíční prognózu celkového zatížení na každý týden následujícího měsíce, která zahrnuje hodnoty maximálního a minimálního zatížení v daném týdnu;
e)
roční prognózu celkového zatížení na každý týden následujícího roku, která zahrnuje hodnoty maximálního a minimálního zatížení v daném týdnu.
2. Informace uvedené
a)
v odst. 1 písm. a) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období;
b)
v odst. 1 písm. b) se zveřejní nejpozději dvě hodiny před uzávěrkou obchodování na denním trhu v nabídkové zóně a aktualizují se při každé významné změně;
c)
v odst. 1 písm. c) se zveřejní každý pátek nejpozději dvě hodiny před uzávěrkou obchodování na denním trhu v nabídkové zóně a aktualizují se při každé významné změně;
d)
v odst. 1 písm. d) se zveřejní nejpozději jeden týden před měsícem dodávky a aktualizují se při každé významné změně;
e)
v odst. 1 písm. e) se zveřejní nejpozději 15. kalendářního dne v měsíci předcházejícím roku, ke kterému se údaje vztahují.
3. Výrobní bloky nacházející se v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy poskytnou tomuto provozovateli přenosové soustavy veškeré významné informace potřebné pro výpočet údajů uvedených v odst. 1 písm. a).
Výrobní bloky se považují za primární vlastníky významných informací, jež poskytují.
4. Provozovatelé distribučních soustav nacházející se v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy poskytnou tomuto provozovateli přenosové soustavy veškeré významné informace potřebné pro výpočet údajů uvedených v odst. 1 písm. b) až e).
Provozovatelé distribučních soustav se považují za primární vlastníky významných informací, jež poskytují.
Článek 7
Informace týkající se nedostupnosti spotřebních jednotek
1. Provozovatelé přenosových soustav poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
plánovanou nedostupnost spotřebních jednotek odpovídající nejméně 100 MW, včetně změn v plánované nedostupnosti spotřebních jednotek odpovídajících nejméně 100 MW, s délkou trvání alespoň jeden obchodní interval, kde se uvede:
-
nabídková zóna,
-
dostupná kapacita pro jednotlivé obchodní intervaly po dobu trvání události,
-
důvod nedostupnosti,
-
předpokládané datum (den, hodina) začátku a ukončení změny v dostupnosti;
b)
změny ve skutečné dostupnosti spotřební jednotky o příkonu 100 MW nebo větším, kde se uvede:
-
nabídková zóna,
-
dostupná kapacita pro jednotlivé obchodní intervaly po dobu trvání události,
-
důvod nedostupnosti,
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti.
2. Informace stanovené v odst. 1 písm. a) se zveřejní v souhrnné podobě za celé nabídkové zóny, přičemž se uvede celková nedostupná spotřební kapacita pro jednotlivé obchodní intervaly během daného období, a to co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po přijetí rozhodnutí týkajícího se plánované nedostupnosti.
Informace stanovené v odst. 1 písm. b) se zveřejní v souhrnné podobě za celé nabídkové zóny, přičemž se uvede celková nedostupná spotřební kapacita pro jednotlivé obchodní intervaly během daného období, a to co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po změně ve skutečné dostupnosti.
3. Spotřební jednotky, které se nacházejí v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy, vypočítají a předloží údaje stanovené v odstavci 1 tomuto provozovateli přenosové soustavy.
Tyto spotřební jednotky se považují za primárního vlastníka údajů, jež předkládají.
Článek 8
Predikovaná disponibilní záloha na následující rok
1. Provozovatelé přenosových soustav vypočítají pro své regulační oblasti za každou nabídkovou zónu predikovanou disponibilní zálohu na následující rok hodnocenou v lokálním obchodním intervalu a poskytnou ji síti ENTSO pro elektřinu.
Tyto informace se zveřejní jeden týden před ročním přidělováním kapacit, avšak nejpozději 15. kalendářního dne v měsíci předcházejícím roku, k němuž se údaje vztahují.
2. Výrobní bloky a provozovatelé distribučních soustav, kteří se nacházejí v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy, poskytnou tomuto provozovateli přenosové soustavy veškeré významné informace potřebné pro výpočet údajů uvedených v odstavci 1.
Výrobní bloky a provozovatelé distribučních soustav se považují za primární vlastníky údajů, jež předkládají.
Článek 9
Přenosová infrastruktura
1. Provozovatelé přenosových soustav vypracují informace o budoucích změnách prvků sítě a projektů propojovacího vedení včetně rozšiřování nebo rušení v jejich přenosových sítích v následujících třech letech a poskytnou je síti ENTSO pro elektřinu. Tyto informace se poskytnou pouze o opatřeních, u nichž se očekává, že budou mít dopad na kapacitu mezi nabídkovými zónami nebo na profily odpovídající nejméně 100 MW, a to alespoň během jednoho obchodního intervalu. Informace obsahují:
a)
označení příslušných zařízení;
b)
místo;
c)
typ zařízení;
d)
dopad na propojovací kapacitu pro jednotlivé směry přenosu mezi nabídkovými zónami;
e)
předpokládané datum dokončení.
Tyto informace se zveřejní jeden týden před ročním přidělováním kapacit, avšak nejpozději 15. kalendářního dne v měsíci předcházejícím roku, k němuž se přidělování vztahuje. Informace se aktualizují o příslušné změny do konce března, konce června a konce září roku, ke kterému se přidělování vztahuje.
Článek 10
Informace o nedostupnosti přenosové infrastruktury
1. Provozovatelé přenosových soustav vypočítají a poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
plánovanou nedostupnost včetně změn v plánované nedostupnosti propojení a v přenosové síti, které snižují kapacity mezi nabídkovými zónami o 100 MW nebo více alespoň během jednoho obchodního intervalu, kde se uvede:
-
označení příslušných zařízení,
-
místo,
-
typ zařízení,
-
předpokládaný dopad na kapacitu mezi zónami pro jednotlivé směry přenosu mezi nabídkovými zónami,
-
důvody nedostupnosti,
-
předpokládané datum (den, hodina) začátku a ukončení změny v dostupnosti;
b)
změny ve skutečné dostupnosti propojení a v přenosové síti, které snižují kapacity mezi nabídkovými zónami o 100 MW nebo více alespoň během jednoho obchodního intervalu, kde se uvede:
-
označení příslušných zařízení,
-
místo,
-
typ zařízení,
-
předpokládaný dopad na kapacitu mezi zónami pro jednotlivé směry přenosu mezi nabídkovými zónami,
-
důvody nedostupnosti,
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti;
c)
změny ve skutečné dostupnosti infrastruktury příbřežních elektrizačních soustav, které snižují dodávky větrné energie do sítě o 100 MW nebo více během alespoň jednoho obchodního intervalu, kde se uvede:
-
označení příslušných zařízení,
-
místo,
-
typ zařízení,
-
instalovaný výkon větrné energie (MW) připojený k zařízení,
-
dodávky větrné energie do sítě (MW) v době změny v dostupnosti,
-
důvody nedostupnosti,
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti.
2. Informace stanovené v odst. 1 písm. a) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po přijetí rozhodnutí týkajícího se plánované nedostupnosti.
3. Informace stanovené v odst. 1 písm. b) a c) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po změně ve skutečné dostupnosti.
4. Pokud jde o informace stanovené v odst. 1 písm. a) a b), provozovatelé přenosových soustav si mohou zvolit, že neoznačí příslušné zařízení a neuvedou jeho místo, pokud jsou tyto údaje zařazeny do kategorie citlivých informací týkajících se ochrany kritické infrastruktury v jejich členských státech, jak je stanoveno v čl. 2 písm. d) směrnice Rady 2008/114/ES (3). Tímto nejsou dotčeny jejich ostatní závazky stanovené v odstavci 1 tohoto článku.
Článek 11
Informace týkající se odhadu a nabídky kapacit mezi zónami
1. Provozovatelé přenosových soustav nebo případně subjekty přidělující přenosové kapacity vypočítají a poskytnou síti ENTSO pro elektřinu v dostatečném předstihu před postupem přidělování tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
prognózu a nabídku kapacity (MW) pro jednotlivé směry přenosu mezi nabídkovými zónami v případě přidělování kapacity založeného na koordinované čisté přenosové kapacitě, nebo
b)
příslušné parametry založené na toku v případě přidělování kapacity založeného na tocích.
Provozovatelé přenosových soustav nebo případně subjekty přidělující přenosové kapacity se považují za primární vlastníky informací, jež vypočítávají a poskytují.
2. Informace stanovené v odst. 1 písm. a) se zveřejní tak, jak je stanoveno v příloze.
3. Pokud jde o vedení stejnosměrného proudu, poskytnou provozovatelé přenosových soustav síti ENTSO pro elektřinu aktualizované informace o všech omezeních využití dostupné přeshraniční kapacity včetně uplatňování omezení z titulu rampování (přípustné změny výkonu za jednotku času) nebo vnitrodenních omezení přenosu, a to nejpozději jednu hodinu poté, co jsou tyto informace k dispozici.
Provozovatelé vedení stejnosměrného proudu se považují za primární vlastníky aktualizovaných informací, jež poskytují.
4. Provozovatelé přenosových soustav nebo případně subjekty přidělující přenosové kapacity poskytnou síti ENTSO pro elektřinu výroční zprávu, v níž uvedou:
a)
hlavní kritické prvky sítě omezující nabízenou kapacitu;
b)
regulační oblast (oblasti), do kterých kritické prvky sítě patří;
c)
v jaké míře by uvolnění kritických prvků sítě zvýšilo nabízenou kapacitu;
d)
veškerá opatření přicházející v úvahu, která by bylo možné zavést pro zvýšení nabízené kapacity, a to spolu s odhadem nákladů.
Při přípravě zprávy si provozovatelé přenosových soustav mohou zvolit, že neoznačí příslušné zařízení a neuvedou jeho místo, pokud jsou tyto údaje zařazeny do kategorie citlivých informací týkajících se ochrany kritické infrastruktury v jejich členských státech, jak je stanoveno v čl. 2 písm. d) směrnice 2008/114/ES.
Provozovatelé přenosových soustav nebo případně subjekty přidělující přenosové kapacity se považují za primární vlastníky zprávy, již poskytují.
Článek 12
Informace týkající se využití kapacit mezi zónami
1. Provozovatelé přenosových soustav vypočítají a poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
v případě explicitního přidělování, pro každý obchodní interval a pro jednotlivé směry přenosu mezi nabídkovými zónami:
-
kapacitu (MW) požadovanou trhem,
-
kapacitu (MW) přidělenou trhu,
-
cenu za kapacitu (měna/MW),
-
příjmy z aukce (v měně) pro jednotlivé hranice mezi nabídkovými zónami;
b)
pro každý obchodní interval a pro jednotlivé směry přenosu mezi nabídkovými zónami: celkovou nominovanou kapacitu;
c)
před každým přidělením kapacity: celkovou kapacitu přidělenou již prostřednictvím předchozích přidělovacích postupů za jednotlivé obchodní intervaly a směry;
d)
pro každý obchodní interval: ceny na denním trhu v každé nabídkové zóně (měna/MWh);
e)
v případě implicitního přidělování, pro každý obchodní interval: čisté pozice každé nabídkové zóny (MW) a příjem z přetížení (v měně) za jednotlivé hranice mezi nabídkovými zónami;
f)
sjednané obchody na denním trhu v souhrnné podobě mezi nabídkovými zónami pro jednotlivé směry a obchodní intervaly;
g)
fyzické toky mezi nabídkovými zónami pro jednotlivé obchodní intervaly;
h)
kapacity mezi zónami přidělené mezi nabídkové zóny v členských státech a třetích zemích pro jednotlivé směry, přidělené produkty a jednotlivá období.
2. Informace stanovené
a)
v odst. 1 písm. a) a e) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po každém přidělení kapacity;
b)
v odst. 1 písm. b) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po každém kole nominací;
c)
v odst. 1 písm. c) se zveřejní nejpozději ve lhůtě pro zveřejnění údajů o nabízené kapacitě, která je stanovena v příloze;
d)
v odst. 1 písm. d) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po uzávěrce obchodování;
e)
v odst. 1 písm. f) se zveřejní každý den nejpozději jednu hodinu po posledním termínu potvrzení a případně se aktualizují nejpozději dvě hodiny po každém postupu vnitrodenní nominace;
f)
v odst. 1 písm. g) se zveřejní za každý obchodní interval co nejblíže reálnému času, avšak nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období;
g)
v odst. 1 písm. h) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po každém přidělení.
3. Subjekty přidělující přenosové kapacity nebo popřípadě energetické burzy poskytnou provozovatelům přenosových soustav veškeré významné informace potřebné pro výpočet údajů stanovených v odstavci 1.
Subjekty přidělující přenosové kapacity se považují za primární vlastníky informací, jež poskytují.
Energetické burzy se považují za primární vlastníky informací, jež poskytují.
Článek 13
Informace týkající se opatření pro řízení přetížení
1. Provozovatelé přenosových soustav poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
informace týkající se redispečinku za jednotlivé obchodní intervaly, kde se uvedou:
-
přijatá opatření (tj. zvýšení nebo snížení výroby, zvýšení nebo snížení zatížení),
-
označení, místo a typ prvků sítě, jichž se tato opatření týkají,
-
důvody těchto opatření,
-
kapacita dotčená přijatými opatřeními (MW);
b)
informace týkající se protiobchodu za jednotlivé obchodní intervaly, kde se uvedou:
-
přijatá opatření (tj. zvýšení nebo snížení obchodu mezi zónami),
-
dotčené nabídkové zóny,
-
důvody těchto opatření,
-
změna v obchodu mezi zónami (MW);
c)
náklady, které v daném měsíci vznikly v důsledku opatření uvedených v písmenech a) a b) a jakýchkoli dalších nápravných kroků.
2. Informace stanovené
a)
v odst. 1 písm. a) a b) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období, kromě důvodů, které se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jeden den po skončení provozního období;
b)
v odst. 1 písm. c) se zveřejní nejpozději jeden měsíc po skončení daného měsíce.
Článek 14
Predikovaná výroba
1. Provozovatelé přenosových soustav vypočítají a poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
součet instalovaného výkonu (MW) všech stávajících výroben, jejichž instalovaný výkon je roven 1 MW nebo je vyšší, podle jednotlivých typů výroby;
b)
informace o výrobnách (stávajících a plánovaných) s instalovaným výkonem rovným 100 MW nebo vyšším. Informace obsahují:
-
název výrobny,
-
instalovaný výkon (MW),
-
místo,
-
úroveň napětí elektrického vedení,
-
nabídkovou zónu,
-
typ výroby;
c)
odhad celkové sjednané výroby (MW) za jednotlivé nabídkové zóny pro každý obchodní interval následujícího dne;
d)
prognózu výroby větrné a solární energie (MW) za jednotlivé nabídkové zóny pro každý obchodní interval následujícího dne.
2. Informace stanovené
a)
v odst. 1 písm. a) se zveřejní každoročně, nejpozději jeden týden před koncem roku;
b)
v odst. 1 písm. b) se zveřejní každoročně pro tři následující roky, nejpozději jeden týden před začátkem prvního roku, ke kterému se vztahují;
c)
v odst. 1 písm. c) se zveřejní nejpozději v 18:00 hodin bruselského času, jeden den před uskutečněním skutečné dodávky;
d)
v odst. 1 písm. d) se zveřejní nejpozději v 18:00 hodin bruselského času, jeden den před uskutečněním skutečné dodávky. Informace se pravidelně aktualizují a zveřejňují během vnitrodenního obchodování, přičemž alespoň jedna aktualizace má být zveřejněna v 8:00 hodin bruselského času v den skutečné dodávky. Informace se poskytnou za všechny nabídkové zóny pouze v členských státech, v nichž dodávky větrné nebo solární energie do sítě tvoří více než 1 % roční výroby, nebo za nabídkové zóny, v nichž dodávky větrné nebo solární energie do sítě tvoří více než 5 % roční výroby.
3. Výrobny, které se nacházejí v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy, poskytnou tomuto provozovateli přenosové soustavy veškeré významné informace potřebné pro výpočet údajů stanovených v odstavci 1.
Výrobny se považují za primární vlastníky významných informací, jež poskytují.
Článek 15
Informace týkající se nedostupnosti výrobních bloků a výroben
1. Provozovatelé přenosových soustav poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
plánovanou nedostupnost výrobního bloku odpovídající nejméně 100 MW, včetně změn v plánované nedostupnosti daného výrobního bloku odpovídajících nejméně 100 MW, s očekávanou délkou trvání alespoň jeden obchodní interval a až tři roky do budoucna, kde se uvede:
-
název výrobny,
-
název výrobního bloku,
-
místo,
-
nabídková zóna,
-
instalovaný výkon (MW),
-
typ výroby,
-
dostupný výkon během události,
-
důvod nedostupnosti,
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti;
b)
změny ve skutečné dostupnosti výrobního bloku odpovídající nejméně 100 MW, u kterých se očekává, že potrvají alespoň jeden obchodní interval, kde se uvede:
-
název výrobny,
-
název výrobního bloku,
-
místo,
-
nabídková zóna,
-
instalovaný výkon (MW),
-
typ výroby,
-
dostupný výkon během události,
-
důvod nedostupnosti a
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti;
c)
plánovanou nedostupnost výrobny odpovídající nejméně 200 MW, včetně změn v plánované nedostupnosti dané výrobny odpovídajících nejméně 100 MW, která nebyla zveřejněna podle písmene a), s očekávanou délkou trvání alespoň jeden obchodní interval a až tři roky do budoucna, kde se uvede:
-
název výrobny,
-
místo,
-
nabídková zóna,
-
instalovaný výkon (MW),
-
typ výroby,
-
dostupný výkon během události,
-
důvod nedostupnosti,
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti;
d)
změny odpovídající nejméně 100 MW ve skutečné dostupnosti výrobny s instalovaným výkonem nejméně 200 MW, které nebyly zveřejněny podle písmene b), u kterých se očekává, že potrvají alespoň jeden obchodní interval, kde se uvede:
-
název výrobny,
-
místo,
-
nabídková zóna,
-
instalovaný výkon (MW),
-
typ výroby,
-
dostupný výkon během události,
-
důvod nedostupnosti a
-
datum (den, hodina) začátku a předpokládaného ukončení změny v dostupnosti.
2. Informace stanovené v odst. 1 písm. a) a c) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po přijetí rozhodnutí týkajícího se plánované nedostupnosti.
Informace stanovené v odst. 1 písm. b) a d) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po změně ve skutečné dostupnosti.
3. Výrobní bloky, které se nacházejí v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy, poskytnou tomuto provozovateli přenosové soustavy údaje stanovené v odstavci 1.
Výrobní bloky se považují za primární vlastníky údajů, jež poskytují.
Článek 16
Skutečná výroba
1. Provozovatelé přenosových soustav vypočítají a poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
skutečný výrobní výkon (MW) za jednotlivé obchodní intervaly a výrobní bloky s instalovaným výkonem 100 MW nebo větším;
b)
souhrnný výrobní výkon za jednotlivé obchodní intervaly a typy výroby;
c)
skutečnou nebo předpokládanou výrobu větrné a solární energie (MW) v každé nabídkové zóně a za jednotlivé obchodní intervaly;
d)
souhrnnou týdenní průměrnou rychlost plnění všech akumulačních a přečerpávacích vodních elektráren (MWh) za jednotlivé nabídkové zóny včetně údaje za stejný týden předchozího roku.
2. Informace stanovené
a)
v odst. 1 písm. a) se zveřejní do pěti dnů po skončení provozního období;
b)
v odst. 1 písm. b) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období;
c)
v odst. 1 písm. c) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období a aktualizují se na základě naměřených hodnot, jakmile jsou tyto hodnoty k dispozici. Informace se poskytnou za všechny nabídkové zóny pouze v členských státech, v nichž dodávky větrné nebo solární energie do sítě tvoří více než 1 % roční výroby, nebo za nabídkové zóny, v nichž dodávky větrné nebo solární energie do sítě tvoří více než 5 % roční výroby;
d)
v odst. 1 písm. d) se zveřejní třetího pracovního dne následujícího po týdnu, ke kterému se informace vztahují. Informace se poskytnou za všechny nabídkové zóny pouze v členských státech, v nichž dodávky energie z tohoto typu výroby do sítě tvoří více než 10 % roční výroby, nebo za nabídkové zóny, v nichž dodávky energie z tohoto typu výroby do sítě tvoří více než 30 % roční výroby.
3. Výrobní bloky a výrobny, které se nacházejí v regulační oblasti daného provozovatele přenosové soustavy, poskytnou tomuto provozovateli přenosové soustavy veškeré významné informace, aby bylo možné vypočítat údaje stanovené v odstavci 1.
Výrobní bloky a výrobny se považují za primární vlastníky významných informací, jež poskytují.
Článek 17
Udržování výkonové rovnováhy
1. Provozovatelé přenosových soustav nebo případně provozovatelé vyrovnávacích trhů, pokud tyto trhy existují, poskytnou síti ENTSO pro elektřinu tyto informace o svých regulačních oblastech:
a)
pravidla udržování výkonové rovnováhy včetně:
-
postupů pro sjednávání různých druhů regulačních záloh a regulační energie,
-
metodiky úhrady za poskytnutí záloh a dodávky regulační energie,
-
metodiky výpočtu zúčtovacích poplatků za odchylky,
-
případně popisu, jakým způsobem se provádí přeshraniční vyrovnávání mezi dvěma nebo více regulačními oblastmi, a podmínek pro zapojení výrobců a spotřeby;
b)
výši regulačních záloh (MW) smluvně zajištěných provozovatelem přenosové soustavy, kde se uvede:
-
zdroj zálohy (výroba nebo zatížení),
-
druh zálohy (např. záloha pro omezení odchylek kmitočtu, záloha pro obnovení kmitočtu, záloha pro nahrazení vyčerpaných záloh),
-
časové období, pro které jsou zálohy smluvně zajištěny (např. hodina, den, týden, měsíc, rok atd.);
c)
ceny zaplacené provozovatelem přenosové soustavy za jednotlivé druhy sjednaných regulačních záloh a období sjednávané služby (měna/MW/období);
d)
přijaté souhrnné nabídky za jednotlivé regulační intervaly, zvlášť za každý druh regulační zálohy;
e)
množství dodané regulační energie (MW) za jednotlivé regulační intervaly a druhy záloh;
f)
ceny zaplacené provozovatelem přenosové soustavy za dodanou regulační energii za jednotlivé regulační intervaly a druhy záloh; informace o cenách se poskytuje zvlášť pro regulaci směrem nahoru a regulaci směrem dolů;
g)
zúčtovací ceny odchylky za jednotlivé regulační intervaly;
h)
celková velikost odchylek za jednotlivé regulační intervaly;
i)
měsíční finanční bilanci regulační oblasti, kde se uvedou:
-
výdaje vynaložené provozovatelem přenosové soustavy v souvislosti se sjednáním záloh a dodávkami regulační energie,
-
čistý příjem provozovatele přenosové soustavy po zúčtování odchylek se stranami odpovídajícími za udržování výkonové rovnováhy;
j)
případně informace týkající se udržování výkonové rovnováhy mezi regulačními oblastmi za jednotlivé regulační intervaly, kde se uvede:
-
objem zobchodovaných nabídek a poptávek za jednotlivé sjednávací intervaly,
-
maximální a minimální ceny zobchodovaných nabídek a poptávek za jednotlivé sjednávací intervaly,
-
množství regulační energie dodané v dotčených regulačních oblastech.
Provozovatelé vyrovnávacích trhů se považují za primární vlastníky informací, jež poskytují.
2. Informace stanovené
a)
v odst. 1 písm. b) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději dvě hodiny před uskutečněním následujícího postupu sjednávání;
b)
v odst. 1 písm. c) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po ukončení postupu sjednávání;
c)
v odst. 1 písm. d) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období;
d)
v odst. 1 písm. e) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději 30 minut po skončení provozního období. Jsou-li údaje předběžné, aktualizují se, jakmile jsou údaje k dispozici;
e)
v odst. 1 písm. f) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období;
f)
v odst. 1 písm. g) se zveřejní co nejdříve;
g)
v odst. 1 písm. h) se zveřejní co nejdříve, avšak nejpozději 30 minut po skončení provozního období. Jsou-li údaje předběžné, aktualizují se, jakmile jsou údaje k dispozici;
h)
v odst. 1 písm. i) se zveřejní nejpozději tři měsíce po provozním měsíci. V případě předběžného zúčtování se údaje po konečném zúčtování aktualizují;
i)
v odst. 1 písm. j) se zveřejní nejpozději jednu hodinu po skončení provozního období.
Článek 18
Odpovědnost
Odpovědnost primárního vlastníka údajů, poskytovatele údajů a sítě ENTSO pro elektřinu v rámci tohoto nařízení je omezena na případy hrubé nedbalosti nebo úmyslného pochybení. V žádném případě nejsou povinni nahradit osobě, která tyto údaje používá, jakýkoli ušlý zisk, podnikatelské ztráty nebo jakékoli jiné nepřímé náhodné, zvláštní nebo následné škody jakéhokoli druhu vzniklé v souvislosti s porušením jejich povinností podle tohoto nařízení.
Článek 19
Změna nařízení (ES) č. 714/2009
Ustanovení bodů 5.5 až 5.9 přílohy I nařízení (ES) č. 714/2009 se zrušují s účinkem ode dne 5. ledna 2015.
Článek 20
Toto nařízení vstupuje v platnost dvacátým dnem po vyhlášení v Úředním věstníku Evropské unie.
Ustanovení čl. 4 odst. 1 se použije po uplynutí 18 měsíců od vstupu tohoto nařízení v platnost.
Toto nařízení je závazné v celém rozsahu a přímo použitelné ve všech členských státech.
V Bruselu dne 14. června 2013.
REGULAMENTO (UE) N.o 543/2013 DA COMISSÃO
de 14 de junho de 2013
sobre a apresentação e a publicação de dados dos mercados da eletricidade e que altera o anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho
(Texto relevante para efeitos do EEE)
A COMISSÃO EUROPEIA,
Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,
Tendo em conta o Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade e que revoga o Regulamento (CE) n.o 1228/2003 (1), nomeadamente o artigo 18.o, n.o 5,
Considerando o seguinte:
(1)
O Regulamento (CE) n.o 714/2009, nomeadamente no artigo 15.o e no ponto 5 das Orientações sobre a Gestão e a Atribuição da Capacidade de Transporte Disponível nas Linhas de Interligação entre Redes Nacionais constantes do anexo I desse regulamento, estabelece requisitos para os Operadores das Redes de Transporte (ORT) publicarem os dados relevantes sobre a disponibilidade das redes, a capacidade das interligações transfronteiriças e as indisponibilidades de produção, consumo e rede.
(2)
O artigo 4.o, n.o 4, do Regulamento (UE) n.o 1227/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2011, relativo à integridade e à transparência nos mercados grossistas da energia (2), reconhece que a publicação de informações privilegiadas, por força do Regulamento (CE) n.o 714/2009 ou de orientações adotadas nos termos deste regulamento, constitui uma divulgação pública, simultânea, completa e efetiva.
(3)
A disponibilidade desses dados é indispensável para uma tomada de decisão eficiente pelos participantes no mercado em matéria de produção, de consumo e de comercialização. Uma maior integração do mercado e o rápido desenvolvimento de fontes de energia renovável intermitentes, nomeadamente eólica e solar, exigem a divulgação de uma informação completa, disponível em tempo útil, de elevada qualidade e de fácil compreensão, sobre os princípios fundamentais da oferta e da procura.
(4)
A disponibilização em tempo útil de dados completos sobre os princípios fundamentais da oferta e da procura deverá também reforçar a segurança do abastecimento energético. Deverá permitir às partes do mercado ajustar adequadamente a oferta e a procura, reduzindo assim o risco de cortes gerais de eletricidade. Como resultado, os ORT poderão controlar melhor as suas redes e explorá-las em condições mais previsíveis e seguras.
(5)
As medidas de transparência em vigor não satisfazem inteiramente esses critérios. Além disso, existe uma divulgação desigual da informação relevante entre os participantes no mercado, detendo os grandes operadores históricos um acesso exclusivo à informação relacionada com os seus próprios ativos, o que representa uma desvantagem para os novos participantes no mercado ou para os participantes sem ativos próprios.
(6)
Os participantes no mercado devem receber informações em tempo útil sobre o consumo esperado. Essa informação deve ser regularmente atualizada e ser fornecida para diferentes horizontes temporais. Os resultados efetivos do consumo previsto deverão também ser disponibilizados rapidamente após a situação real.
(7)
A indisponibilidade planeada e não planeada das unidades de produção de eletricidade e das unidades de consumo é uma das mais importantes informações em matéria de oferta e procura para os participantes no mercado. Os participantes no mercado e os ORT necessitam de informações detalhadas sobre o local, o momento e as razões da indisponibilidade de produção ou consumo dessas unidades e o momento em que esperam voltar a estar operacionais. Tal ajudará também os ORT a reatribuir mais adequadamente as reservas, de forma a reduzir a probabilidade de cortes gerais de eletricidade.
(8)
Os participantes no mercado e os ORT também devem receber informações detalhadas acerca da capacidade total de produção instalada, estimativas sobre a produção total prevista, incluindo informações separadas para a produção de energia intermitente e dados por unidade sobre a produção efetiva das instalações de maior dimensão.
(9)
A fim de poder transportar energia dos locais onde está mais disponível para onde é mais necessária e ajustar as carteiras em conformidade, o mercado deverá receber informações sobre a indisponibilidade planeada e não planeada das infraestruturas de transporte transfronteiriças existentes e os planos de desenvolvimento dessas infraestruturas. Os ORT devem também fornecer e atualizar regularmente dados sobre as capacidades de transferência transfronteiriça planeadas e disponibilizadas, para diferentes horizontes temporais, bem como informações relativas à atribuição e utilização das capacidades.
(10)
Devido à rápida implantação de fontes de geração intermitente, fora dos centros de consumo, as infraestruturas de transporte ficaram cada vez mais congestionadas em grandes partes da Europa. Para resolver esses congestionamentos, os ORT têm procurado intervir cada vez mais nas operações do mercado, orientando os participantes na alteração dos seus compromissos de produção ou comercialização. Para que o mercado compreenda onde e por que motivo se tornaram necessárias medidas de gestão dos congestionamentos, é preciso que os ORT forneçam uma informação atempada, detalhada e fundamentada acerca das suas ações.
(11)
Mesmo após uma planificação cuidadosa, os produtores e os comercializadores grossistas e retalhistas podem encontrar-se em desvio e ficar expostos aos mecanismos de compensação de desvios e de liquidação dos ORT. A fim de mitigar ao máximo o risco de desvio, os participantes no mercado precisam de informações precisas, claras e atempadas sobre os mercados de compensação de desvios. Os ORT devem fornecer essas informações num formato comparável entre países, incluindo detalhes sobre as reservas que tenham contratualizado, os preços pagos e as quantidades mobilizadas para a compensação de desvios.
(12)
Os ORT são muitas vezes a primeira fonte de informações fundamentais pertinentes. Podem igualmente recolher e avaliar grandes quantidades de informação para efeitos de exploração da rede. No intuito de fornecer uma visão global das informações relevantes de toda a União, os ORT devem facilitar a recolha, a verificação e o tratamento de dados e a Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte para a Eletricidade («REORT para a Eletricidade») deve disponibilizar dados relevantes ao público através de uma plataforma central de transparência da informação. Para fazer o melhor uso possível das atuais fontes de transparência, a REORT para a Eletricidade deve poder obter informações para publicação através de terceiros, como as bolsas de energia elétrica e as plataformas de transparência.
(13)
O anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 deve, portanto, ser alterado em conformidade.
(14)
O presente regulamento foi adotado com base no Regulamento (CE) n.o 714/2009, que complementa e do qual é parte integrante. Por conseguinte, as remissões para o Regulamento (CE) n.o 714/2009 noutros atos jurídicos devem ser entendidas também como remissões para o presente regulamento.
(15)
As medidas previstas no presente regulamento são conformes com o parecer do comité instituído pelo artigo 23.o, n.o 1, do Regulamento (CE) n.o 714/2009,
ADOTOU O PRESENTE REGULAMENTO:
Artigo 1.o
Objeto
O presente regulamento estabelece o conjunto mínimo comum de dados relativos à produção, ao transporte e ao consumo de eletricidade que devem ser disponibilizados aos participantes no mercado. Prevê, igualmente, a recolha e a publicação centralizadas desses dados.
Artigo 2.o
Definições
Para efeitos do presente regulamento, são aplicáveis as definições do artigo 2.o do Regulamento (CE) n.o 714/2009. São igualmente aplicáveis as seguintes definições:
1)
«reservas para compensação de desvios», todos os recursos, se obtidos ex ante ou em tempo real, ou de acordo com obrigações legais, que estejam disponíveis aos ORT para efeitos de compensação de desvios;
2)
«unidade de tempo de compensação de desvios», o período de tempo para o qual é estabelecido o preço das reservas para compensação de desvios;
3)
«zona de ofertas», a mais vasta zona geográfica dentro da qual os participantes no mercado podem trocar energia sem atribuição de capacidade;
4)
«atribuição de capacidade», a atribuição de capacidade interzonal;
5)
«unidade de consumo», recurso que recebe energia elétrica para sua própria utilização, com exceção dos Operadores das Redes de Transporte (ORT) e dos Operadores das Redes de Distribuição (ORD);
6)
«zona de controlo», uma parte coerente do sistema interligado, operada por um único operador de rede, incluindo cargas físicas ligadas e/ou unidades de produção, quando existam;
7)
«capacidade líquida coordenada de transporte», método de cálculo da capacidade baseado no princípio da avaliação e da definição ex ante do intercâmbio máximo de energia entre zonas de ofertas adjacentes;
8)
«elemento crítico da rede», um elemento da rede, situado dentro de uma zona de ofertas ou entre zonas de ofertas, tido em conta no processo de cálculo da capacidade, que limita a quantidade de energia que pode ser trocada;
9)
«compensação de desvios entre zonas de controlo», sistema de compensação em que um ORT pode receber ofertas de mobilização de energia procedentes de zonas de outros ORT. Não inclui o redespacho ou o fornecimento de energia de emergência;
10)
«capacidade intrazonal», a capacidade da rede interligada para suportar a transferência de energia entre zonas de ofertas;
11)
«moeda», o euro, quando pelo menos uma parte da(s) zona(s) de ofertas em causa pertencer a um país em que o euro seja a moeda oficial. Em qualquer outro caso, refere-se à moeda local;
12)
«hora de fecho definitivo», momento em que os ORT têm de confirmar ao mercado todas as nomeações aceites. A hora de fecho respeita não só aos mercados diários ou intradiários, mas também aos diferentes mercados que cobrem o ajustamento dos desvios e a atribuição de reservas;
13)
«trocas compensatórias» significa a troca interzonal realizada pelos operadores das redes entre duas zonas de ofertas, para aliviar os congestionamentos físicos;
14)
«fornecedor de dados» é a entidade que envia os dados à plataforma central de transparência da informação;
15)
«atribuição explícita» refere-se apenas à atribuição de capacidade interzonal, sem transferência de energia;
16)
«parâmetros do método baseado em fluxos» são as margens disponíveis nos elementos críticos da rede associados aos fatores de distribuição da transferência de energia;
17)
«unidade de geração», um único gerador de eletricidade pertencente a uma unidade de produção;
18)
«atribuição implícita», um método de gestão de congestionamentos em que se obtém energia simultaneamente com a capacidade intrazonal;
19)
«unidade de tempo do mercado», o período para o qual se estabeleceu o preço de mercado ou o mais breve período de tempo comum possível para as duas zonas de ofertas, se as suas unidades de tempo do mercado forem diferentes;
20)
«capacidade oferecida», a capacidade intrazonal disponibilizada pela entidade de atribuição da capacidade de transporte ao mercado;
21)
«planeado/a» significa uma ocorrência conhecida ex ante pelo proprietário primário dos dados;
22)
«fator de distribuição da transferência de energia», uma representação do fluxo físico num elemento crítico da rede, induzido pela variação da posição líquida de uma zona de ofertas;
23)
«proprietário primário dos dados», a entidade que cria os dados;
24)
«unidade de produção», uma instalação de produção de eletricidade composta por uma única ou por várias unidades de geração;
25)
«perfil», uma fronteira geográfica entre uma zona de ofertas e várias zonas de ofertas vizinhas;
26)
«redespacho», uma medida ativada por um ou vários operadores da rede, que altera o padrão de produção e/ou de carga, com o objetivo de mudar os fluxos físicos na rede de transporte e aliviar os congestionamentos físicos;
27)
«carga total», incluindo as perdas sem eletricidade utilizada para armazenamento de energia, significa uma carga igual à produção e quaisquer importações, deduzindo quaisquer exportações e eletricidade utilizada para armazenamento de energia;
28)
«entidade de atribuição da capacidade de transporte», a entidade designada pelos ORT para gerir a atribuição das capacidades intrazonais;
29)
«carga vertical», a quantidade total de energia elétrica que flui da rede de transporte para as redes de distribuição, até aos clientes finais ligados diretamente ou até à parte consumidora da instalação de produção;
30)
«margem de previsão a um ano», a diferença entre a previsão anual da capacidade de produção disponível e a previsão anual da carga total máxima, tendo em conta a previsão da capacidade de produção total, a previsão da disponibilidade de produção e a previsão das reservas contratualizadas para os serviços da rede;
31)
«hora» significa a hora local de Bruxelas.
Artigo 3.o
Criação de uma plataforma central de transparência da informação
1. Uma plataforma central de transparência da informação deve ser criada e funcionar com eficiência e com eficácia em matéria de custos, no âmbito da Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte para a Eletricidade («REORT para a Eletricidade»). Compete à REORT para a Eletricidade divulgar na plataforma central de transparência da informação todos os dados que os ORT devem fornecer à REORT para a Eletricidade, em conformidade com o presente regulamento.
A plataforma central de transparência da informação deve ser disponibilizada ao público gratuitamente, via Internet e, no mínimo, em inglês.
Os dados devem estar atualizados, ser facilmente acessíveis e descarregáveis e permanecer disponíveis durante, pelo menos, 5 anos. Todas as atualizações dos dados serão datadas, arquivadas e disponibilizadas ao público.
2. A REORT para a Eletricidade deve apresentar uma proposta sobre o funcionamento da plataforma central de transparência da informação e os respetivos custos à Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia («a Agência»), quatro meses após a entrada em vigor do presente regulamento. A Agência formulará o seu parecer no prazo de três meses a contar da data de apresentação da proposta.
3. A REORT para a Eletricidade deve garantir a operacionalidade da plataforma central de transparência da informação dezoito meses após a entrada em vigor do presente regulamento.
Artigo 4.o
Transmissão e publicação de dados
1. Os proprietários primários dos dados devem transmiti-los aos ORT, nos termos dos artigos 6.o a 17.o. Devem garantir que os dados transmitidos aos ORT, ou em conformidade com o n.o 2 aos fornecedores de dados, estão completos, apresentam a qualidade exigida e são fornecidos com antecedência suficiente para os ORT ou os fornecedores de dados tratarem os dados e poderem enviá-los atempadamente à REORT para a Eletricidade, de modo a poder cumprir as obrigações previstas pelo presente regulamento em matéria de publicação de informação.
Os ORT, e quando relevante os fornecedores de dados, tratarão os dados recebidos e enviá-los-ão à REORT para a Eletricidade, em tempo útil para publicação.
2. Os proprietários primários dos dados podem cumprir as obrigações estabelecidas no n.o 1 apresentando os dados diretamente à plataforma central de transparência da informação, recorrendo a um terceiro que agirá enquanto fornecedor dos dados em seu nome. Esta forma de transmissão dos dados está sujeita a acordo prévio dos ORT em cuja zona de controlo esteja localizado o proprietário primário. Ao conceder o seu acordo, os ORT determinarão se o fornecedor dos dados cumpre os requisitos referidos no artigo 5.o, primeiro parágrafo, alíneas b) e c).
3. Os ORT serão considerados proprietários primários dos dados para efeitos dos artigos 6.o a 17.o, exceto quando indicado em contrário.
4. Caso uma zona de ofertas inclua várias zonas de controlo, em diferentes Estados-Membros, a REORT para a Eletricidade publicará os dados referidos no n.o 1 separadamente para os Estados-Membros em causa.
5. Sem prejuízo das obrigações dos ORT e da REORT para a Eletricidade estabelecidas no n.o 1 e no artigo 3.o, os dados podem também ser publicados nos sítios web dos ORT ou de outras partes.
6. As autoridades nacionais de regulação devem garantir que os proprietários primários dos dados, os ORT e os fornecedores de dados cumprem as obrigações decorrentes do presente regulamento.
Artigo 5.o
Manual de procedimento
A REORT para a Eletricidade deve elaborar um manual, especificando:
a)
As condições específicas e o formato da transmissão dos dados a que se refere o artigo 4.o, n.o 1;
b)
Os procedimentos e formatos uniformes de transmissão e intercâmbio de dados aplicáveis entre os proprietários primários dos dados, os ORT, os fornecedores dos dados e a REORT para a Eletricidade;
c)
Os critérios técnicos e operacionais a cumprir pelos fornecedores dos dados, ao apresentarem os dados à plataforma central de transparência da informação;
d)
Uma classificação adequada dos tipos de produção a que se referem o artigo 14.o, n.o 1, artigo 15.o, n.o 1, e artigo 16.o, n.o 1.
A REORT para a Eletricidade elaborará o manual no âmbito de uma consulta aberta e transparente junto das partes interessadas.
A REORT para a Eletricidade disponibilizará o manual ao público.
A REORT para a Eletricidade atualizará o manual, quando necessário. Antes de publicar ou atualizar o manual, a REORT para a Eletricidade deve apresentar um projeto de manual à Agência para parecer, a emitir pela Agência no prazo de dois meses. O projeto da primeira versão do manual será apresentado à Agência no prazo de quatro meses, a contar da data de entrada em vigor do presente regulamento.
Artigo 6.o
Informação sobre a carga total
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e comunicar os seguintes dados à REORT para a Eletricidade, para cada zona de ofertas:
a)
A carga total por unidade de tempo do mercado;
b)
A previsão a um dia da carga total por unidade de tempo do mercado;
c)
A previsão a uma semana da carga total, para cada dia da semana seguinte, incluindo por cada dia um valor máximo e mínimo de carga;
d)
A previsão a um mês da carga total, para cada semana do mês seguinte, incluindo por semana um valor máximo e mínimo de carga;
e)
A previsão a um ano da carga total, para cada semana do ano seguinte, incluindo por semana um valor máximo e mínimo de carga.
2. A informação a que se faz referência:
a)
No n.o 1, alínea a), deve ser publicada, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
b)
No n.o 1, alínea b), deve ser publicada, o mais tardar, duas horas antes do encerramento do mercado diário na zona de ofertas e ser atualizada quando ocorram alterações significativas;
c)
No n.o 1, alínea c), deve ser publicada todas as sextas-feiras, o mais tardar, duas horas antes do encerramento do mercado diário na zona de ofertas e ser atualizada quando ocorram alterações significativas;
d)
No n.o 1, alínea d), deve ser publicada, o mais tardar, uma semana antes do mês de fornecimento e ser atualizada quando ocorram alterações significativas;
e)
No n.o 1, alínea e), deve ser publicada, o mais tardar, no décimo quinto dia civil do mês anterior ao ano a que se referem os dados.
3. As unidades de geração situadas numa zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados referidos no n.o 1, alínea a).
As unidades de geração serão consideradas proprietárias primárias das informações relevantes que forneçam.
4. Os ORD situados dentro de uma zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados referidos no n.o 1, alíneas b) a e).
Os ORD serão considerados proprietários primários das informações relevantes que forneçam.
Artigo 7.o
Informação sobre a indisponibilidade das unidades de consumo
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A indisponibilidade planeada equivalente ou superior a 100 MW de uma unidade de consumo, incluindo variações equivalentes ou superiores a 100 MW na indisponibilidade planeada das unidades de consumo, com a duração de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade disponível por unidade de tempo do mercado durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
b)
As alterações na disponibilidade efetiva de uma unidade de consumo com uma potência nominal equivalente ou superior a 100 MW, especificando:
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade disponível por unidade de tempo do mercado durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade.
2. As informações previstas no n.o 1, alínea a), serão publicadas de forma agregada, por zona de ofertas, indicando a soma da capacidade de consumo indisponível, por unidade de tempo do mercado, durante um determinado período de tempo, logo que possível e, o mais tardar, uma hora após ser tomada a decisão relativa à indisponibilidade planeada.
As informações previstas no n.o 1, alínea b), serão publicadas de forma agregada, por zona de ofertas, indicando a soma da capacidade do consumo indisponível, por unidade de tempo do mercado, durante um determinado período de tempo, logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a alteração da disponibilidade efetiva.
3. As unidades de consumo localizadas na zona de controlo de um ORT devem calcular e fornecer os dados referidos no n.o 1 a esse ORT.
As unidades de consumo serão consideradas proprietárias primárias dos dados que forneçam.
Artigo 8.o
Margem de previsão a um ano
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer à REORT para a Eletricidade, para cada zona de ofertas, a margem de previsão para o ano seguinte, avaliada com base na unidade de tempo do mercado local.
A informação deve ser publicada uma semana antes da atribuição anual das capacidades e, o mais tardar, no décimo quinto dia civil do mês anterior ao ano a que se referem os dados.
2. As unidades de geração e os ORD situados na zona de controlo de um ORT devem fornecer a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados a que se refere o n.o 1.
As unidades de geração e os ORD serão considerados proprietários primários dos dados que forneçam.
Artigo 9.o
Infraestrutura de transporte
1. Os ORT devem identificar e fornecer informações à REORT para a Eletricidade sobre os futuros projetos de expansão ou de desmantelamento de componentes da rede e de interligação nas suas redes de transporte nos três anos seguintes. Essa informação só será fornecida para medidas com um impacto previsto de, pelo menos, 100 MW na capacidade intrazonal entre zonas de ofertas ou nos perfis, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado. A informação deve incluir:
a)
A identificação dos ativos em causa;
b)
A localização;
c)
O tipo de ativo;
d)
O impacto na capacidade de interligação em cada sentido entre zonas de ofertas;
e)
A data prevista de conclusão.
A informação deve ser publicada uma semana antes da atribuição anual das capacidades e, o mais tardar, no décimo quinto dia civil do mês anterior ao ano a que se refere a atribuição. A informação deve ser atualizada com as alterações relevantes, antes do final de março, do final de junho e do final de setembro do ano a que respeita a atribuição.
Artigo 10.o
Informação sobre a indisponibilidade da infraestrutura de transporte
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer à REORT para a Eletricidade:
a)
A indisponibilidade planeada, incluindo as alterações na indisponibilidade planeada das interligações e na rede de transporte que impliquem uma redução da capacidade intrazonal entre zonas de ofertas equivalente ou superior a 100 MW, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a identificação dos ativos em causa,
-
a localização,
-
o tipo de ativo,
-
o impacto estimado na capacidade intrazonal em cada sentido entre zonas de ofertas,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
b)
As alterações na disponibilidade efetiva das interligações e da rede de transporte que impliquem uma redução das capacidades intrazonais entre zonas de ofertas equivalente ou superior a 100 MW, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a identificação dos ativos em causa,
-
a localização,
-
o tipo de ativo,
-
o impacto estimado na capacidade intrazonal em cada sentido entre zonas de ofertas,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
c)
As alterações na disponibilidade efetiva da infraestrutura da rede marítima que impliquem uma redução da energia eólica injetada na rede equivalente ou superior a 100 MW, com a duração mínima de uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
a identificação dos ativos em causa,
-
a localização,
-
o tipo de ativo,
-
a capacidade de produção de energia eólica instalada (MW) ligada ao ativo,
-
a energia eólica injetada (MW) no momento da alteração de disponibilidade,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade.
2. A informação prevista no n.o 1, alínea a), deve ser publicada logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a decisão relativa à indisponibilidade planeada.
3. A informação prevista no n.o 1, alíneas b) e c), deve ser publicada logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a alteração na disponibilidade efetiva.
4. No que se refere às informações estabelecidas no n.o 1, alíneas a) e b), os ORT podem optar por não identificar o ativo em questão e não especificar a sua localização, se essa informação for considerada sensível para a proteção das infraestruturas críticas nos respetivos Estados-Membros, como referido no artigo 2.o, alínea d), da Diretiva 2008/114/CE do Conselho (3). Tal não prejudica as outras obrigações previstas no n.o 1 do presente artigo.
Artigo 11.o
Informações relativas à estimativa e à oferta de capacidades intrazonais
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT ou, se for caso disso, as entidades de atribuição da capacidade de transporte, devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade, com antecedência suficiente em relação ao processo de atribuição:
a)
A capacidade prevista e disponibilizada (MW) em cada sentido, entre zonas de ofertas, no caso de atribuição de capacidade baseada na capacidade líquida coordenada de transporte; ou
b)
Os parâmetros pertinentes do método baseado em fluxos, em caso de atribuição de capacidade com base nos fluxos.
Os ORT, ou, se for caso disso, as entidades de atribuição de capacidade de transporte, serão considerados proprietários primários da informação que calculem e que forneçam.
2. As informações previstas no n.o 1, alínea a), devem ser publicadas como referido no anexo.
3. No que diz respeito às ligações em corrente contínua, e no prazo de uma hora a partir do momento em que as informações sejam conhecidas, os ORT devem fornecer à REORT para a Eletricidade todas as informações atualizadas sobre quaisquer restrições impostas à utilização da capacidade transfronteiriça disponível, incluindo a aplicação de restrições ao gradiente de geração ou limites intradiários da capacidade de transporte.
Os operadores de ligações em corrente contínua serão considerados proprietários primários das informações atualizadas que forneçam.
4. Os ORT, ou, se for caso disso, as entidades de atribuição da capacidade de transporte, devem fornecer um relatório anual à REORT para a Eletricidade, indicando:
a)
Os principais elementos críticos da rede que limitem a capacidade oferecida;
b)
A(s) zona(s) de controlo a que pertencem os elementos críticos da rede;
c)
Em que medida a mitigação dos elementos críticos da rede pode aumentar a capacidade oferecida;
d)
Todas as medidas que seja possível implementar para aumentar a capacidade oferecida e os seus custos estimados.
Ao preparar o relatório, os ORT podem optar por não identificar o ativo em questão e por não especificar a sua localização, se essa informação for considerada sensível para a proteção de infraestruturas críticas nos respetivos Estados-Membros, como referido no artigo 2.o, alínea d), da Diretiva 2008/114/CE.
Os ORT, ou, se for caso disso, as entidades de atribuição da capacidade de transporte, serão considerados proprietários primários do relatório que forneçam.
Artigo 12.o
Informação relativa à utilização das capacidades intrazonais
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
Em caso de atribuições explícitas, para cada unidade de tempo do mercado e em cada sentido entre zonas de ofertas:
-
a capacidade (MW) requerida pelo mercado,
-
a capacidade (MW) atribuída ao mercado,
-
o preço da capacidade (moeda/MW),
-
as receitas do leilão (em moeda), por limite entre zonas de ofertas;
b)
Para cada unidade de tempo do mercado e em cada sentido entre zonas de ofertas, a capacidade total nomeada;
c)
Antes de cada atribuição de capacidade, a capacidade total já atribuída no âmbito de um procedimento de atribuição anterior por unidade de tempo do mercado e em cada sentido;
d)
Para cada unidade de tempo do mercado, os preços do dia seguinte em cada zona de ofertas (moeda/MWh);
e)
No caso de atribuições implícitas, para cada unidade de tempo do mercado, as posições líquidas de cada zona de ofertas (MW) e a receita do congestionamento (na moeda), por fronteira entre zonas de ofertas;
f)
As trocas comerciais programadas para o dia seguinte de forma agregada, entre zonas de ofertas, em cada sentido e por unidade de tempo do mercado;
g)
Os fluxos físicos entre zonas de ofertas, por unidade de tempo do mercado;
h)
As capacidades intrazonais atribuídas entre zonas de ofertas nos Estados-Membros e em países terceiros, em cada sentido, em relação a cada produto atribuído e período.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alíneas a) e e), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após cada atribuição de capacidade;
b)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após cada ronda de nomeação;
c)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, aquando da publicação dos dados relativos à capacidade oferecida, como estabelecido no anexo;
d)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o encerramento;
e)
No n.o 1, alínea f), devem ser publicadas diariamente, o mais tardar, uma hora após a última hora de fecho definitivo e, se for caso disso, devem ser atualizadas, o mais tardar, duas horas após cada processo de nomeação intradiário;
f)
No n.o 1, alínea g), devem ser publicadas, para cada unidade de tempo do mercado, o mais próximo possível do tempo real e, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
g)
No n.o 1, alínea h), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após a atribuição.
3. As entidades de atribuição da capacidade de transporte ou, quando aplicável, as bolsas de energia elétrica, fornecerão aos ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados mencionados no n.o 1.
As entidades de atribuição da capacidade de transporte serão consideradas proprietárias primárias da informação que forneçam.
As bolsas de energia elétrica serão consideradas proprietárias primárias da informação que forneçam.
Artigo 13.o
Informação relativa às medidas de gestão dos congestionamentos
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
Informações relacionadas com o redespacho por unidade de tempo do mercado, especificando:
-
as medidas tomadas (ou seja, o aumento ou diminuição da produção, aumento ou diminuição da carga),
-
a identificação, localização e tipo de elementos da rede abrangidos pelas medidas,
-
o motivo das medidas,
-
a capacidade afetada pelas medidas tomadas (MW);
b)
Informações relacionadas com as trocas compensatórias por unidade de tempo do mercado, especificando:
-
as medidas tomadas (ou seja, aumento ou diminuição das trocas entre zonas),
-
as zonas de ofertas afetadas,
-
o motivo das medidas,
-
a alteração no intercâmbio interzonal (MW);
c)
Os custos incorridos por mês em virtude das medidas referidas nas alíneas a) e b) e de qualquer outra medida com o mesmo fim.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alíneas a) e b), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após o período operacional, exceto pelas razões a publicar o mais rapidamente possível e, o mais tardar, um dia após o período operacional;
b)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, um mês após o final do referido mês.
Artigo 14.o
Previsões de produção
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A soma da capacidade de produção instalada (MW), para todas as unidades de produção existentes com capacidade de produção instalada equivalente ou superior a 1 MW, por tipo de produção;
b)
Informação sobre as unidades de produção (existentes ou planeadas) com capacidade de produção instalada equivalente ou superior a 100 MW. Essa informação deve incluir:
-
o nome da unidade,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
a localização,
-
a voltagem de ligação,
-
a zona de ofertas,
-
o tipo de produção;
c)
Uma estimativa da produção total programada (MW), por zona de ofertas, por unidade de tempo do mercado do dia seguinte;
d)
Uma previsão da produção de energia solar e eólica (MW), por zona de ofertas, por unidade de tempo do mercado do dia seguinte.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alínea a), devem ser publicadas anualmente, o mais tardar, uma semana antes do final do ano;
b)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas anualmente, para os três anos seguintes, o mais tardar, uma semana antes do início do primeiro ano a que se referem os dados;
c)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, às 18h00, hora de Bruxelas, um dia antes da entrega efetiva;
d)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas, o mais tardar, às 18h00, hora de Bruxelas, um dia antes da entrega efetiva. As informações devem ser atualizadas regularmente e publicadas durante a negociação intradiária, assegurando, no mínimo, uma atualização a publicar até às 8h00, hora de Bruxelas, do dia da entrega efetiva. As informações devem ser fornecidas para todas as zonas de ofertas, apenas nos Estados-Membros com mais de 1 % de produção a partir de energia solar ou eólica por ano, ou para as zonas de ofertas com mais de 5 % de injeção de energia eólica ou solar por ano.
3. As unidades de produção localizadas na zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT todas as informações relevantes necessárias para calcular os dados previstos no n.o 1.
As unidades de produção serão consideradas proprietárias primárias das informações relevantes que forneçam.
Artigo 15.o
Informação sobre a indisponibilidade das unidades de geração e unidades de produção
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A indisponibilidade planeada equivalente ou superior a 100 MW de uma unidade de geração, incluindo alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na indisponibilidade planeada dessa unidade de geração, com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado até três anos, indicando:
-
o nome da unidade de produção,
-
o nome da unidade de geração,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
b)
As alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na disponibilidade efetiva de uma unidade de geração, com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
o nome da unidade de produção,
-
o nome da unidade de geração,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade e
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
c)
A indisponibilidade planeada equivalente ou superior a 200 MW de uma unidade de produção, incluindo alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na indisponibilidade planeada dessa unidade de produção, mas não publicada em conformidade com a alínea a), com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado até três anos, indicando:
-
o nome da unidade de produção,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de geração instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade,
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade;
d)
As alterações equivalentes ou superiores a 100 MW na disponibilidade efetiva de uma unidade de produção, com uma capacidade de produção instalada equivalente ou superior a 200 MW, mas não publicada em conformidade com a alínea b), com uma duração esperada de, pelo menos, uma unidade de tempo do mercado, especificando:
-
o nome da unidade de produção,
-
a localização,
-
a zona de ofertas,
-
a capacidade de produção instalada (MW),
-
o tipo de produção,
-
a capacidade disponível durante a ocorrência,
-
o motivo da indisponibilidade e
-
as datas de início e de termo previstas (dia, hora) da alteração de disponibilidade.
2. As informações previstas no n.o 1, alíneas a) e c), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a decisão relativa à indisponibilidade planeada.
As informações previstas no n.o 1, alíneas b) e d), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a alteração na disponibilidade efetiva.
3. As unidades de geração localizadas na zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT os dados previstos no n.o 1.
As unidades de geração serão consideradas proprietárias primárias dos dados que forneçam.
Artigo 16.o
Produção efetiva
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT devem calcular e fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
A energia efetiva (MW) gerada por unidade de tempo do mercado e por unidade de geração equivalente ou superior a 100 MW de capacidade de produção instalada;
b)
A energia agregada gerada e emitida para a rede por unidade de tempo do mercado e por tipo de produção;
c)
A energia solar e eólica (MW) gerada, efetiva ou estimada, em cada zona de ofertas, por unidade de tempo do mercado;
d)
A taxa média semanal agregada de enchimento de todos os reservatórios de água e instalações de armazenamento hídrico (MWh), por zona de ofertas, incluindo os valores relativos à mesma semana do ano precedente.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alínea a), devem ser publicadas cinco dias após o período operacional;
b)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
c)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o período operacional e ser atualizadas com base em valores medidos logo que estejam disponíveis. As informações devem ser fornecidas para todas as zonas de ofertas, apenas nos Estados-Membros com mais de 1 % de produção a partir de energia solar ou eólica por ano ou para as zonas de ofertas com mais de 5 % de injeção de energia eólica ou solar por ano;
d)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas no terceiro dia útil após a semana a que se referem as informações. Essas informações devem ser fornecidas para todas as zonas de ofertas apenas nos Estados-Membros com mais de 10 % de injeções por ano a partir deste tipo de produção, ou para todas as zonas de ofertas com mais de 30 % de injeções na rede a partir deste tipo de produção por ano.
3. As unidades de geração e as unidades de produção localizadas na zona de controlo de um ORT fornecerão a esse ORT toda a informação relevante necessária para calcular os dados previstos no n.o 1.
As unidades de geração e as unidades de produção respetivamente serão consideradas proprietárias primárias das informações relevantes que forneçam.
Artigo 17.o
Compensação de desvios
1. No que se refere às suas zonas de controlo, os ORT ou, se for caso disso, os operadores dos mercados de compensação de desvios, quando esses mercados existam, devem fornecer as seguintes informações à REORT para a Eletricidade:
a)
As regras em matéria de compensação de desvios, incluindo:
-
os processos de contratação dos diferentes tipos de reservas e de energia para compensação de desvios,
-
o método de remuneração tanto para o fornecimento de reservas como para a energia mobilizada para compensar os desvios,
-
o método para calcular os custos unitários dos desvios,
-
quando aplicável, uma descrição da forma como a compensação de desvios transfronteiriça entre duas ou mais zonas de controlo é realizada, bem como das condições de participação da produção e do consumo;
b)
A quantidade de reservas para compensação de desvios contratadas (MW) pelo ORT, especificando:
-
a fonte da reserva (produção ou consumo),
-
o tipo de reserva (p. ex. reserva de para controlo da frequência, reserva para reposição da frequência, reserva de substituição),
-
o período de tempo para o qual as reservas são contratadas (p. ex., hora, dia, semana, mês, ano, etc.);
c)
Os preços pagos pelo ORT por tipo de reserva contratada para a compensação de desvios e por período de contratação (moeda/MW/período);
d)
As ofertas aceites agregadas por unidade de tempo de compensação de desvios, separadamente para cada tipo de reserva para compensação de desvios;
e)
A quantidade de energia mobilizada para a compensação de desvios (MW), por unidade de tempo de compensação de desvios e por tipo de reserva;
f)
Os preços pagos pelo ORT pela energia mobilizada para a compensação de desvios, por unidade de tempo de compensação de desvios e por tipo de reserva. A informação sobre o preço será fornecida separadamente para regulação ex ante e ex post;
g)
Os custos unitários dos desvios por unidade de tempo de compensação de desvios;
h)
O volume total de compensação de desvios por unidade de tempo de compensação de desvios;
i)
O balanço financeiro mensal da zona de controlo, especificando:
-
as despesas incorridas pelo ORT com a contratação de reservas e a mobilização de energia para compensação de desvios,
-
a receita líquida do ORT, após liquidação das contas de compensação de desvios com as partes responsáveis pelo serviço de compensação de desvios;
j)
Quando aplicável, informações relativas à Compensação de Desvios entre Zonas de Controlo, por unidade de tempo de compensação de desvios, especificando:
-
os volumes das ofertas concretizadas e não concretizadas, por unidade de tempo de contratação,
-
os preços máximos e mínimos das ofertas concretizadas e não concretizadas, por unidade de tempo de contratação,
-
o volume da energia para compensação de desvios mobilizada nas zonas de controlo em causa.
Os operadores dos mercados de compensação de desvios serão considerados proprietários primários das informações que forneçam.
2. As informações estabelecidas:
a)
No n.o 1, alínea b), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, duas horas antes do processo de contratação seguinte;
b)
No n.o 1, alínea c), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após a conclusão do processo de contratação;
c)
No n.o 1, alínea d), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
d)
No n.o 1, alínea e), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, trinta minutos após o período operacional. No caso de dados preliminares, os valores devem ser atualizados logo que os novos dados estejam disponíveis;
e)
No n.o 1, alínea f), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, uma hora após o período operacional;
f)
No n.o 1, alínea g), devem ser publicadas logo que possível;
g)
No n.o 1, alínea h), devem ser publicadas logo que possível e, o mais tardar, trinta minutos após o período operacional. No caso de dados preliminares, os valores devem ser atualizados logo que os novos dados estejam disponíveis;
h)
No n.o 1, alínea i), devem ser publicadas, o mais tardar, três meses após o mês operacional. No caso de liquidação preliminar, os valores devem ser atualizados após a liquidação final;
i)
No n.o 1, alínea j), devem ser publicadas, o mais tardar, uma hora após o período operacional.
Artigo 18.o
Responsabilidade
A responsabilidade do proprietário primário dos dados, do fornecedor dos dados e da REORT para a Eletricidade, nos termos do presente regulamento, deve ser limitada aos casos de negligência grave e/ou conduta dolosa. Em qualquer caso, não devem ser obrigados a compensar uma pessoa cuja utilização dos dados resulte numa perda de receitas, numa perda de negócio ou noutro prejuízo indireto, acessório ou específico de qualquer tipo, decorrente do incumprimento das suas obrigações ao abrigo do presente regulamento.
Artigo 19.o
Alteração do Regulamento (CE) n.o 714/2009
Os pontos 5.5 a 5.9 do anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 são suprimidos, com efeitos a partir de 5 de janeiro de 2015.
Artigo 20.o
O presente regulamento entra em vigor no vigésimo dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia.
O artigo 4.o, n.o 1, aplica-se dezoito meses após a entrada em vigor do presente regulamento.
O presente regulamento é obrigatório em todos os seus elementos e diretamente aplicável em todos os Estados-Membros.
Feito em Bruxelas, em 14 de junho de 2013.