15.6.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 163/1

(1)

Le règlement (CE) no 714/2009, et notamment son article 15 et le point 5 des orientations pour la gestion et l’attribution de la capacité d’échange disponible des interconnexions entre réseaux nationaux, qui figurent à l’annexe I dudit règlement, établit les obligations incombant aux gestionnaires de réseau de transport (GRT) en ce qui concerne la publication de données sur la disponibilité des réseaux, la capacité des interconnexions transfrontalières et des moyens de production, la charge et les pannes de réseau.

(2)

L'article 4, paragraphe 4, du règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (2) dispose que la publication d'une information privilégiée, conformément au règlement (CE) no 714/2009 ou à des orientations et des codes de réseau adoptés en vertu de ce règlement, constitue une divulgation simultanée, intégrale et efficace.

(3)

La disponibilité de ces données détermine la capacité des acteurs du marché à prendre des décisions efficaces en matière de production, de consommation et d’échanges. L’approfondissement de l’intégration des marchés et le développement rapide des sources intermittentes de production d’énergie renouvelable, telles que l’éolien ou le solaire, rendent nécessaire la divulgation d’informations de grande qualité, disponibles en temps voulu et facilement assimilables sur les paramètres essentiels de l’offre et de la demande.

(4)

La disponibilité en temps opportun d’ensembles complets de données sur ces paramètres devrait également améliorer la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Elle devrait permettre aux acteurs du marché de s’adapter exactement à l’offre et à la demande, ce qui diminuerait les risques de pannes générales. Les gestionnaires de réseaux de transport pourraient ainsi mieux maîtriser leurs réseaux et les gérer dans des conditions plus prévisibles et plus sûres.

(5)

Les mesures de transparence en vigueur actuellement ne répondent pas complètement à ces critères. En outre, les informations de marché pertinentes ne sont pas réparties équitablement entre les acteurs du marché. En effet, les grands acteurs en place disposent d’un accès exclusif aux informations concernant leurs propres actifs, ce qui désavantage les nouveaux acteurs ou les acteurs ne possédant pas d’actifs propres.

(6)

Les acteurs du marché devraient disposer en temps voulu d’informations sur la consommation prévue. Ces informations devraient être régulièrement mises à jour et fournies pour différents horizons temporels. Les chiffres réels de consommation par rapport aux prévisions devraient également être mis à disposition en léger différé.

(7)

Les données concernant les indisponibilités programmées et fortuites des moyens de production d’électricité et des unités de consommation font partie des informations relatives à l’offre et à la demande qui ont le plus d’importance pour les acteurs du marché. Ces derniers et les GRT doivent disposer d’informations détaillées indiquant où, quand et pourquoi des unités ne sont ou ne seront pas disponibles pour produire ou consommer et à quel moment elles devraient être à nouveau opérationnelles. Ce type d’informations permettrait aussi aux GRT de mieux réattribuer les réserves, ce qui diminuerait la probabilité de panne générale.

(8)

Les acteurs du marché et les GRT devraient aussi recevoir des informations détaillées sur la capacité de production totale installée, des estimations concernant la production totale planifiée avec des données distinctes pour la production intermittente ainsi que des données au niveau de l’unité pour la production réelle des grandes installations.

(9)

Pour qu’il soit possible de transférer de l’électricité de l’endroit où elle est disponible vers celui où elle est le plus nécessaire et d’ajuster les portefeuilles en conséquence, il convient que les acteurs du marché disposent d’informations sur les indisponibilités programmées et fortuites des infrastructures de transport transfrontalières existantes et sur les plans de développement des infrastructures. Les GRT devraient aussi fournir et mettre régulièrement à jour les données concernant les capacités de transfert transfrontalières prévues et offertes pour différents horizons temporels, ainsi que les informations relatives à l’attribution et à l’utilisation des capacités.

(10)

Le déploiement rapide de sources de production intermittentes à l’écart des centres de consommation a entraîné une congestion croissante des infrastructures de transport dans de grandes parties de l’Europe. Pour y remédier, les GRT interviennent de plus en plus dans les opérations de marché en demandant aux acteurs de modifier leurs engagements de production ou d’échange. Pour permettre aux acteurs de comprendre où et pourquoi des mesures de gestion de la congestion sont devenues nécessaires, les GRT doivent fournir en temps voulu des informations détaillées et motivées sur leurs actions.

(11)

Même à l’issue d’un processus de planification minutieux, les fournisseurs et les négociants peuvent se trouver en déséquilibre et être soumis au régime d’ajustement et de règlement des écarts des GRT. Les acteurs doivent disposer, en temps opportun, d’informations précises et claires sur les marchés d’ajustement pour que les risques de déséquilibre soient limités au minimum. Les GRT devraient fournir ces informations dans un format standard utilisable dans tous les pays. Elles devraient contenir notamment des précisions sur les réserves contractualisées, les prix payés et les volumes activés à des fins d’équilibrage.

(12)

Les GRT sont souvent la première source d’informations pertinentes fondamentales. Ils servent aussi à recueillir et à évaluer de grandes quantités d’informations aux fins de l’exploitation du réseau. Afin de fournir un aperçu général des informations pertinentes dans toute l’Union, les GRT devraient faciliter la collecte, la vérification et le traitement des données, et le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ci-après dénommé «REGRT pour l’électricité») devrait rendre ces données publiques par l’intermédiaire d’une plate-forme centrale pour la transparence des informations. Pour utiliser au mieux les sources d’informations transparentes existantes, le REGRT pour l’électricité devrait pouvoir recevoir des informations destinées à la publication par le biais de tiers tels que des bourses d’échange d’électricité ou des plates-formes en matière de transparence.

(13)

Il convient dès lors de modifier l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 en conséquence.

(14)

La base juridique du présent règlement est le règlement (CE) no 714/2009, qu’il complète et dont il fait partie intégrante. Par conséquent, les références au règlement (CE) no 714/2009 dans d’autres actes juridiques s’entendent comme des références au présent règlement.

(15)

Les mesures prévues par le présent règlement sont conformes à l’avis du comité visé à l’article 23, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009,

1)

«réserves d’ajustement», toutes les ressources, acquises ex ante ou en temps réel, ou en application d’obligations légales, dont le GRT dispose à des fins d’équilibrage;

2)

«unité de temps d’ajustement», la période temporelle pour laquelle le prix des réserves d’ajustement est établi;

3)

«zone de dépôt des offres», la plus grande zone géographique à l’intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d’énergie sans attribution de capacité;

4)

«attribution de capacité», l’attribution de capacité entre zones;

5)

«unité de consommation», une ressource qui reçoit de l’énergie électrique pour son usage propre, à l’exception des GRT et des gestionnaires de réseau de distribution (GRD);

6)

«zone de contrôle», une partie cohérente du réseau interconnecté, qui est exploitée par un gestionnaire de réseau unique et comporte des charges physiques et/ou des unités de production connectées, le cas échéant;

7)

«capacité de transport nette coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe d’évaluation et de définition ex ante d’un échange d’énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes;

8)

«élément critique de réseau», un élément de réseau situé soit à l’intérieur d’une zone de dépôt des offres, soit entre des zones de dépôt des offres, qui est pris en considération dans le processus de calcul de capacité et limite la quantité d’électricité qui peut être échangée;

9)

«modèles d’échanges d’ajustement entre zones de contrôle», un système d’ajustement dans le cadre duquel un GRT peut recevoir des offres d’activation provenant des zones d’autres GRT. Il ne comprend pas le redéploiement (redispatching) ou la fourniture d’énergie en urgence;

10)

«capacité d’échange entre zones», la capacité du système interconnecté à accepter des transferts d’énergie entre zones de dépôt des offres;

11)

«monnaie», l’euro, si une partie au moins de la (des) zone(s) de dépôt des offres concernée(s) appartient à un pays dans lequel l’euro a cours légal. Dans tous les autres cas, il s’agit de la monnaie locale;

12)

«heure de clôture», l’heure à laquelle les GRT doivent confirmer toutes les nominations fermes sur le marché. L’heure de clôture ne concerne pas uniquement les marchés journaliers ou infrajournaliers mais aussi les différents marchés qui couvrent l’ajustement des déséquilibres et l’attribution des réserves;

13)

«échanges de contrepartie», un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique;

14)

«fournisseur de données», l’entité qui envoie des données à la plate-forme centrale pour la transparence des informations;

15)

«attribution explicite», l’attribution de capacité entre zones uniquement, sans le transfert d’énergie;

16)

«paramètres fondés sur le flux», les marges disponibles sur les éléments critiques de réseau auxquels sont associés des coefficients d’influencement;

17)

«générateur», un générateur d’électricité individuel appartenant à une unité de production;

18)

«attribution implicite», une méthode de gestion de la congestion prévoyant l’obtention de l’énergie en même temps que la capacité d’échange entre zones;

19)

«unité de temps du marché», la période pour laquelle le prix du marché est établi ou la période temporelle la plus courte possible commune aux deux zones de dépôt des offres, si leurs unités de temps du marché sont différentes;

20)

«capacité offerte», la capacité d’échange entre zones offerte au marché par le responsable des attributions de capacité de transport;

21)

«programmé», un événement connu à l’avance par le détenteur initial des données;

22)

«coefficient d’influencement», une représentation du flux physique sur un élément critique de réseau induit par la variation de la position nette d’une zone de dépôt des offres;

23)

«détenteur initial des données», l’entité qui crée les données;

24)

«unité de production», une installation de production d’électricité composée d’un seul générateur ou d’un ensemble de générateurs;

25)

«profil», une frontière géographique entre une zone de dépôt des offres et plusieurs zones de dépôt des offres voisines;

26)

«redispatching», une mesure activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau consistant à modifier le modèle de production et/ou de charge de manière à modifier les flux physiques sur le réseau de transport et à soulager une congestion physique;

27)

«charge totale», y compris les pertes sans l’électricité utilisée pour le stockage d’énergie, une charge égale à la production et aux éventuelles importations, diminuée des éventuelles exportations et de l’électricité utilisée pour le stockage d’énergie;

28)

«responsable des attributions de capacité de transport», l’entité chargée par le GRT de gérer l’attribution des capacités d’échange entre zones;

29)

«soutirage sur le réseau de transport», la quantité totale d’énergie quittant le réseau de transport pour les réseaux de distribution, les consommateurs finals directement raccordés ou la consommation des auxiliaires de production;

30)

«marge prévisionnelle annuelle», la différence entre la prévision annuelle de capacité de production disponible et la prévision annuelle de charge totale maximale compte tenu de la prévision de capacité de production totale, de la prévision de disponibilité de production et de la prévision des réserves contractualisées pour les services de réseau;

31)

«heure», l’heure locale de Bruxelles.

a)

les particularités et le format des données soumises conformément à l’article 4, paragraphe 1;

b)

les modalités et formats normalisés de communication et d’échange de données entre les détenteurs initiaux des données, les GRT, les fournisseurs de données et le REGRT pour l’électricité;

c)

les critères opérationnels et techniques que les fournisseurs de données devraient respecter lorsqu’ils fournissent des informations à la plate-forme centrale pour la transparence des informations;

d)

une classification appropriée des types de production visés à l’article 14, paragraphe 1, à l’article 15, paragraphe 1, et à l’article 16, paragraphe 1.

a)

la charge totale par unité de temps du marché;

b)

une prévision à un jour de la charge totale par unité de temps du marché;

c)

une prévision à une semaine de la charge totale pour chaque jour de la semaine suivante comportant, pour chaque jour, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge;

d)

une prévision à un mois de la charge totale pour chaque semaine du mois suivant comportant, pour une semaine donnée, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge;

e)

une prévision à un an de la charge totale pour chaque semaine de l’année suivante comportant, pour une semaine donnée, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge.

a)

au point a) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité;

b)

au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard deux heures avant la fermeture du guichet du marché à un jour de la zone de dépôt des offres et sont mises à jour en cas de modifications significatives;

c)

au point c) du paragraphe 1 sont publiées tous les vendredis, au plus tard deux heures avant la fermeture du guichet du marché à un jour de la zone de dépôt des offres et sont mises à jour en cas de modifications significatives;

d)

au point d) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une semaine avant le mois de livraison et sont mises à jour en cas de modifications significatives;

e)

au point e) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapportent les données.

a)

l’indisponibilité programmée d’au moins 100 MW d’une unité de consommation donnée, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée d’unités de consommation, durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

b)

les changements de la disponibilité réelle d’une unité de consommation d’une puissance d’au moins 100 MW, en précisant:

a)

la liste des actifs concernés;

b)

la localisation;

c)

le type d’actif;

d)

l’incidence sur la capacité d’interconnexion par direction entre les zones de dépôt des offres;

e)

la date d’achèvement prévue.

a)

l’indisponibilité programmée, y compris les variations dans l’indisponibilité programmée d’interconnexions et dans le réseau de transport qui réduisent d’au moins 100 MW les capacités d’échange entre zones de dépôt des offres durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

b)

les changements dans l’état de disponibilité réel des interconnexions et dans le réseau de transport qui réduisent d’au moins 100 MW les capacités d’échange entre zones de dépôt des offres durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

c)

les changements dans l’état de disponibilité réel des infrastructures de réseau offshore qui réduisent l’injection d’électricité d’origine éolienne d’au moins 100 MW durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

a)

la capacité prévue et offerte (en MW) par direction entre zones de dépôt des offres en cas d’attribution de capacité sur la base de la capacité de transport nette coordonnée; ou

b)

les paramètres fondés sur les flux pertinents en cas d’attribution des capacités fondée sur les flux.

a)

les principaux éléments critiques de réseau qui limitent la capacité offerte;

b)

les zones de contrôle auxquelles ces éléments critiques de réseau appartiennent;

c)

la mesure dans laquelle le fait de soulager les éléments critiques de réseau permettrait d’augmenter la capacité offerte;

d)

toutes les mesures qui pourraient éventuellement être mises en œuvre pour augmenter la capacité offerte, ainsi que l’estimation des coûts qui s’y rapportent.

a)

pour des attributions explicites, pour chaque unité de temps du marché et par direction entre les zones de dépôt des offres:

b)

la capacité totale nominée, pour chaque unité de temps du marché et par direction entre les zones de dépôt des offres;

c)

avant chaque attribution de capacité, la capacité totale déjà attribuée dans le cadre de procédures d’attribution antérieures, par unité de temps du marché et par direction;

d)

pour chaque unité de temps du marché, les prix à un jour dans chaque zone de dépôt des offres (monnaie/MWh);

e)

pour les attributions implicites, pour chaque unité de temps du marché, les positions nettes de chaque zone de dépôt des offres (en MW) et la rente de congestion (en monnaie) par frontière entre zones de dépôt des offres;

f)

les échanges commerciaux programmés à un jour sous forme agrégée, entre zones de dépôt des offres par direction et par unité de temps du marché;

g)

les flux physiques entre zones de dépôt des offres par unité de temps du marché;

h)

les capacités d’échange attribuées entre zones de dépôt des offres dans les États membres et dans les pays tiers par direction, par produit attribué et par période.

a)

aux points a) et e) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après chaque attribution de capacité;

b)

au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après chaque cycle de nomination;

c)

au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard à la date à laquelle les chiffres de la capacité offerte doivent être publiés conformément à l’annexe;

d)

au point d) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la fermeture du guichet;

e)

au point f) du paragraphe 1 sont publiées quotidiennement, au plus tard une heure après la dernière heure de clôture et, le cas échéant, elles sont mises à jour au plus tard deux heures après chaque procédure de nomination infrajournalière;

f)

au point g) du paragraphe 1 sont publiées, pour chaque unité de temps du marché, dans un délai le plus proche possible du temps réel et au plus tard une heure après la période d’activité;

g)

au point h) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après l’attribution.

a)

informations relatives au redispatching par unité de temps du marché, en précisant:

b)

informations relatives aux échanges de contrepartie par unité de temps du marché, en précisant:

c)

les coûts imputables, pour un mois donné, aux actions visées aux points a) et b) et à toute autre action correctrice.

a)

aux points a) et b) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité, sauf pour des raisons qui sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard un jour après la période d’activité;

b)

au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard un mois après la fin du mois considéré.

a)

le total de la capacité de production installée (en MW) pour toutes les unités de production existantes dont la capacité de production installée est supérieure ou égale à 1 MW, par type de production;

b)

des informations sur les unités de production (existantes et en projet) dont la capacité de production installée est supérieure ou égale à 100 MW. Ces informations comprennent:

c)

une estimation de la production totale programmée (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps du marché pour le jour suivant;

d)

une prévision de la production d’origine éolienne et solaire (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps du marché pour le jour suivant.

a)

au point a) du paragraphe 1 sont publiées tous les ans, au plus tard une semaine avant la fin de l’année;

b)

au point b) du paragraphe 1 sont publiées tous les ans, pour les trois années suivantes, au plus tard une semaine avant le début de la première année à laquelle se rapportent les données;

c)

au point c) du paragraphe 1 sont publiées un jour avant la livraison effective, au plus tard à 18 heures, heure de Bruxelles;

d)

au point d) du paragraphe 1 sont publiées un jour avant la livraison effective, au plus tard à 18 heures, heure de Bruxelles. Les informations sont mises à jour régulièrement et publiées pendant les échanges infrajournaliers, avec publication d’au moins une mise à jour à 8 heures, heure de Bruxelles, le jour de la livraison effective. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 1 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 5 % par an.

a)

l’indisponibilité programmée d’au moins 100 MW d’un générateur donné, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée de ce générateur, dont on estime qu’elle durera au moins une unité de temps du marché. Cette information doit être fournie jusqu’à trois ans à l’avance, en précisant:

b)

les variations d’au moins 100 MW dans l’état de disponibilité réel d’un générateur, dont on estime qu’elles dureront au moins une unité de temps du marché, en précisant:

c)

l’indisponibilité programmée d’au moins 200 MW d’une unité de production donnée, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée de cette unité de production, qui n’a pas été publiée conformément au point a) et dont on estime qu’elle durera au moins une unité de temps du marché. Cette information doit être fournie jusqu’à trois ans à l’avance, en précisant:

d)

les variations d’au moins 100 MW dans l’état de disponibilité réel d’une unité de production dont la capacité de production installée est supérieure à 200 MW, qui n’ont pas été publiées conformément au point b) et dont on estime qu’elles dureront au moins une unité de temps du marché, en précisant:

a)

la production réelle (en MW) par unité de temps du marché et par générateur ayant une capacité de production installée d’au moins 100 MW;

b)

la production agrégée par unité de temps du marché et par type de production;

c)

la production d’origine éolienne et solaire réelle ou estimée (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps de marché;

d)

le taux agrégé de remplissage hebdomadaire de tous les réservoirs et centrales de stockage hydrauliques (en MWh) par zone de dépôt des offres, avec le chiffre correspondant à la même semaine de l’année précédente.

a)

au point a) du paragraphe 1 sont publiées cinq jours après la période d’activité;

b)

au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité;

c)

au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité et mises à jour en fonction des valeurs mesurées dès que ces dernières sont disponibles. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 1 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 5 % par an;

d)

au point d) du paragraphe 1 sont publiées le troisième jour ouvrable suivant la semaine à laquelle se rapportent les informations. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité de ce type de production est supérieure à 10 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité de ce type de production est supérieure à 30 % par an.

a)

les règles d’ajustement, y compris:

b)

la quantité des réserves d’ajustement (en MW) contractualisées par le GRT, en précisant:

c)

les prix payés par le GRT par type de réserve d’ajustement acquise et par période d’acquisition (monnaie/MW/période);

d)

les offres acceptées agrégées par unité de temps d’ajustement, indiquées séparément pour chaque type de réserve d’ajustement;

e)

la quantité d’énergie activée pour l’équilibre du système (en MW), par unité de temps d’ajustement et par type de réserve;

f)

les prix payés par le GRT pour l’énergie activée pour l’équilibre du système, par unité de temps d’ajustement et par type de réserve; les informations sur les prix seront fournies séparément pour le réglage à la hausse ou à la baisse;

g)

les tarifs de déséquilibre par unité de temps d’ajustement;

h)

le volume total de déséquilibre par unité de temps d’ajustement;

i)

l’équilibre financier mensuel de la zone de contrôle, en précisant:

j)

le cas échéant, des informations concernant l’ajustement entre zones de contrôle par unité de temps d’ajustement, en précisant:

a)

au point b) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard deux heures avant la procédure d’acquisition suivante;

b)

au point c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la clôture de la procédure d’acquisition;

c)

au point d) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité;

d)

au point e) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard 30 minutes après la période d’activité. S’il s’agit de données préliminaires, les chiffres sont mis à jour lorsque les données sont disponibles;

e)

au point f) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité;

f)

au point g) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais;

g)

au point h) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard 30 minutes après la période d’activité. S’il s’agit de données préliminaires, les chiffres sont mis à jour lorsque les données sont disponibles;

h)

au point i) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard trois mois après le mois d’activité. S’il s’agit d’une compensation préliminaire, les chiffres sont mis à jour après la compensation définitive;

i)

au point j) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité.