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