02019R0943 — PT — 23.06.2022 — 001.001
Este texto constitui um instrumento de documentação e não tem qualquer efeito jurídico. As Instituições da União não assumem qualquer responsabilidade pelo respetivo conteúdo. As versões dos atos relevantes que fazem fé, incluindo os respetivos preâmbulos, são as publicadas no Jornal Oficial da União Europeia e encontram-se disponíveis no EUR-Lex. É possível aceder diretamente a esses textos oficiais através das ligações incluídas no presente documento
REGULAMENTO (UE) 2019/943 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 5 de junho de 2019 relativo ao mercado interno da eletricidade (reformulação) (Texto relevante para efeitos do EEE) (JO L 158 de 14.6.2019, p. 54) |
Alterado por:
|
|
Jornal Oficial |
||
n.° |
página |
data |
||
REGULAMENTO (UE) 2022/869 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 30 de maio de 2022 |
L 152 |
45 |
3.6.2022 |
REGULAMENTO (UE) 2019/943 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO
de 5 de junho de 2019
relativo ao mercado interno da eletricidade
(reformulação)
(Texto relevante para efeitos do EEE)
CAPÍTULO I
OBJETO, ÂMBITO DE APLICAÇÃO E DEFINIÇÕES
Artigo 1.o
Objeto e âmbito de aplicação
O presente regulamento visa:
Estabelecer a base para a prossecução dos objetivos da União da Energia e em especial o quadro em matéria de clima e energia para 2030, permitindo que os sinais de mercado sejam considerados para efeitos de uma maior eficiência, de uma percentagem mais elevada de fontes de energia renovável, de segurança do abastecimento, de flexibilidade, de sustentabilidade, de descarbonização e de inovação;
Definir princípios fundamentais para o bom funcionamento de mercados integrados da eletricidade que permitam um acesso não discriminatório ao mercado de todos os fornecedores de recursos e clientes de eletricidade, capacitem os consumidores, garantirem a competitividade no mercado global, a resposta da procura, o armazenamento de energia e a eficiência energética e facilitem a agregação da procura e da oferta na distribuição, permitindo a integração do mercado e a integração setorial, bem como a remuneração de mercado da eletricidade de fontes renováveis;
Criar regras equitativas em matéria de comércio transfronteiriço de eletricidade, aumentando assim a concorrência no mercado interno da eletricidade, tendo em conta as características particulares dos mercados nacionais e regionais, incluindo a criação de um mecanismo de balanço para os fluxos transfronteiriços de eletricidade, o estabelecimento de princípios harmonizados no que se refere às tarifas para o transporte transfronteiriço e a atribuição das capacidades disponíveis de interligação entre as redes de transporte nacionais;
Facilitar a emergência de um mercado grossista transparente e em bom funcionamento, que contribua para um elevado nível de segurança do abastecimento de eletricidade, e prevendo mecanismos para a harmonização das regras aplicáveis ao comércio transfronteiriço de eletricidade.
Artigo 2.o
Definições
São aplicáveis as seguintes definições:
«Interligação», uma linha de transporte que atravessa ou transpõe uma fronteira entre Estados-Membros e que liga as redes de transporte nacionais dos Estados-Membros;
«Entidade reguladora», uma entidade reguladora designada por cada Estado-Membro nos termos do artigo 57.o, n.o 1, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Fluxo transfronteiriço», o fluxo físico de eletricidade numa rede de transporte de um Estado-Membro, resultante do impacto da atividade de produtores, clientes, ou ambos, situados fora desse Estado-Membro sobre a sua rede de transporte;
«Congestionamento», uma situação em que não é possível satisfazer todos os pedidos dos participantes no mercado para realizarem transações entre zonas de rede, uma vez que implicariam transportar fluxos físicos significativos através de elementos da rede que não têm capacidade para tal;
«Nova interligação», uma interligação não terminada até 4 de agosto de 2003;
«Congestionamento estrutural», o congestionamento da rede de transporte que é capaz de ser inequivocamente definido, é previsível, apresenta estabilidade geográfica ao longo do tempo e ocorre frequentemente nas condições normais da rede de eletricidade;
«Operador de mercado», uma entidade que presta um serviço em que as propostas de venda da eletricidade são comparadas com as propostas de compra de eletricidade;
«Operador nomeado do mercado da eletricidade», um operador de mercado designado pela autoridade competente para desempenhar funções relacionadas com o acoplamento único do mercado para o dia seguinte ou intradiário;
«Valor da energia não distribuída», uma estimativa em euros/MWh do preço máximo da eletricidade que os clientes estão dispostos a pagar para evitar uma indisponibilidade de serviço;
«Balanço», todas as ações e processos, em todos os prazos, através dos quais os operadores de redes de transporte asseguram, de forma duradoura, a manutenção da frequência da rede dentro de um determinado intervalo de estabilidade e o cumprimento do volume de reservas necessário para respeitar os padrões de qualidade exigidos;
«Energia de balanço», a energia utilizada pelos operadores das redes de transporte para efetuar a balanço;
«Prestador de serviços de balanço», um participante no mercado que fornece energia de balanço e/ou capacidade de balanço aos operadores de redes de transporte;
«Capacidade de balanço», um volume de capacidade que um prestador de serviços de balanço aceitou manter e em relação ao qual o prestador de serviços de balanço concordou em apresentar propostas para o volume correspondente da energia de balanço ao operador da rede de transporte, durante o período de vigência do contrato;
«Agente de mercado responsável pela liquidação de desvios», um participante no mercado, ou o seu representante designado, responsável pelos seus desvios no mercado da eletricidade;
«Período de liquidação de desvios», a unidade de tempo em que o desvio dos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios é calculado;
«Preço de desvio», o preço, quer seja positivo, negativo ou igual a zero, em cada período de liquidação de desvios, do desvio em cada direção;
«Zona de preços de desvio», a área em que um preço de desvio é calculado;
«Processo de pré-qualificação», o processo de verificação do cumprimento de um fornecedor de capacidade de balanço com os requisitos estabelecidos pelos operadores das redes de transporte;
«Capacidade em reserva», a quantidade de reservas de controlo da frequência, reservas de restabelecimento da frequência ou reservas de substituição que tem de estar à disposição do operador da rede de transporte;
«Despacho prioritário», no modelo de autodespacho, o despacho de centrais elétricas com base em critérios diferentes da ordem económica das propostas e, no modelo de despacho centralizado, o despacho de centrais elétricas com base em critérios diferentes da ordem económica das propostas e dos condicionalismos da rede, dando prioridade ao despacho de determinadas tecnologias de produção;
«Região de cálculo da capacidade», a zona geográfica à qual é aplicável o cálculo da capacidade coordenada;
«Mecanismo de capacidade», uma medida temporária destinada a assegurar o nível necessário de adequação dos recursos através da remuneração dos recursos com base na sua disponibilidade, não incluindo as medidas relativas a serviços de sistema ou à gestão do congestionamento;
«Cogeração de elevada eficiência», a cogeração que corresponde aos critérios enunciados no anexo II da Diretiva 2012/27/UE do Parlamento Europeu e do Conselho ( 1 );
«Projeto de demonstração», um projeto demonstrativo de uma tecnologia única no seu género na União e representando uma inovação substantiva que transcende o estado da técnica;
«Participante no mercado», a pessoa singular ou coletiva que compra, vende ou produz eletricidade, que está envolvida na agregação ou que é um operador de serviços de resposta da procura ou de serviços de armazenamento de energia, incluindo através da colocação de ordens de negociação, em um ou mais mercados de eletricidade, incluindo nos mercados de balanço de energia;
«Redespacho», uma medida, incluindo o deslastre, ativada por um ou mais operadores das redes de transporte ou das redes de distribuição, que altera o padrão de produção, de carga, ou ambos, com o objetivo de mudar os fluxos físicos na rede de eletricidade e aliviar os congestionamentos físicos ou assegurar de outro modo a segurança do sistema;
«Trocas compensatórias», a troca interzonal realizada pelos operadores das redes entre duas zonas de ofertas, para aliviar os congestionamentos físicos;
«Instalação de produção de energia», uma instalação que converte energia primária em energia elétrica e que consiste num ou mais módulos geradores ligados a uma rede;
«Modelo de despacho central», um modelo de programação e de despacho no âmbito do qual os programas de geração e os programas de consumo, bem como o despacho das instalações de produção de energia e das instalações de consumo, no tocante a instalações despacháveis, são estabelecidos por um operador de redes de transportes no âmbito do processo de programação integrado;
«Modelo de autodespacho», um modelo de programação e de despacho no âmbito do qual os programas de geração e os programas de consumo, bem como o despacho das instalações de produção de energia e das instalações de consumo, são estabelecidos pelos agentes de programação dessas instalações;
«Produto normalizado de balanço», um produto de balanço harmonizado definido por todos os operadores de redes de transportes para troca de serviços de balanço;
«Produto específico de balanço», um produto de balanço diferente de um produto de balanço não-normalizado;
«Operador delegado», uma entidade a quem tarefas e obrigações específicas confiadas a um operador das redes de transporte ou a um operador do mercado da eletricidade nomeado, ao abrigo do presente regulamento ou de outro atos jurídicos da União, foram delegadas por esses operadores de redes de transportes ou operadores do mercado da eletricidade nomeado ou atribuídas por um Estado-Membro ou por uma entidade reguladora;
«Cliente», um cliente na aceção do artigo 2.o, ponto 1, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Cliente final», um cliente final na aceção do artigo 2.o, ponto 3, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Cliente grossista», um cliente grossista na aceção do artigo 2.o, ponto 2, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Cliente doméstico», um cliente doméstico na aceção do artigo 2.o, ponto 4, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Pequena empresa», uma pequena empresa na aceção do artigo 2.o, ponto 7, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Cliente ativo», um cliente ativo na aceção do artigo 2.o, ponto 8, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Mercados da eletricidade», mercados de eletricidade na aceção do artigo 2.o, ponto 9, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Comercialização», comercialização na aceção do artigo 2.o, ponto 12, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Contratos de fornecimento de eletricidade», contratos de fornecimento de eletricidade na aceção do artigo 2.o, ponto 13, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Agregação», uma agregação na aceção do artigo 2.o, ponto 18, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Resposta da procura», uma resposta da procura na aceção do artigo 2.o, ponto 20, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Sistema de contadores inteligentes», um sistema de contadores inteligentes na aceção do artigo 2.o, ponto 23, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Interoperabilidade», interoperabilidade na aceção do artigo 2.o, ponto 24, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Distribuição», uma distribuição na aceção do artigo 2.o, ponto 28, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Operador da rede de distribuição», operador da rede de distribuição na aceção do artigo 2.o, ponto 29, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Eficiência energética», eficiência energética na aceção do artigo 2.o, ponto 30, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Energia de fontes renováveis» ou «energia renovável», uma energia proveniente de fontes renováveis na aceção do artigo 2.o, ponto 31, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Produção distribuída», uma produção distribuída na aceção do artigo 2.o, ponto 32, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Transporte», um transporte na aceção do artigo 2.o, ponto 34, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Operador da rede de transporte», um operador da rede de transporte na aceção do artigo 2.o, ponto 35, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Utilizador da rede», um utilizador da rede na aceção do artigo 2.o, ponto 36, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Produção», produção na aceção do artigo 2.o, ponto 37, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Produtor», um produtor na aceção do artigo 2.o, ponto 38, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Rede interligada», uma rede interligada na aceção do artigo 2.o, ponto 40, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Pequena rede isolada», pequena rede isolada na aceção do artigo 2.o, ponto 42, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Pequena rede interligada», pequena rede interligada na aceção do artigo 2.o, ponto 43, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Serviço de sistema», um serviço de sistema na aceção do artigo 2.o, ponto 48, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Serviço de sistema não associado à frequência», um serviço de sistema não associado à frequência na aceção do artigo 2.o, ponto 49, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Armazenamento de energia», um armazenamento de energia na aceção do artigo 2.o, ponto 59, da Diretiva (UE) 2019/944;
«Centro de coordenação regional», o centro de coordenação regional estabelecido nos termos do artigo 35.o do presente regulamento;
«Mercado grossista de energia», Mercado grossista de energia na aceção do artigo 2.o, ponto 6, do Regulamento (UE) n.o 1227/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 2 );
«Zona de ofertas», a mais vasta zona geográfica dentro da qual os participantes no mercado podem trocar energia sem atribuição de capacidade;
«Atribuição de capacidade», a atribuição de capacidade interzonal;
«Zona de controlo», uma parte coerente da rede interligada, operada por um único operador de rede, incluindo cargas físicas ligadas e/ou unidades de produção, quando existam;
«Capacidade líquida coordenada de transporte», método de cálculo da capacidade baseado no princípio da avaliação e da definição ex ante do intercâmbio máximo de energia entre zonas de ofertas adjacentes;
«Elemento crítico da rede», um elemento da rede, situado dentro de uma zona de ofertas ou entre zonas de ofertas, tido em conta no processo de cálculo da capacidade, que limita a quantidade de energia que pode ser trocada;
«Capacidade intrazonal», a capacidade da rede interligada para suportar a transferência de energia entre zonas de ofertas;
«Unidade de geração», um gerador de eletricidade único pertencente a uma unidade de produção.
CAPÍTULO II
REGRAS GERAIS APLICÁVEIS AO MERCADO DA ELETRICIDADE:
Artigo 3.o
Princípios relativos ao funcionamento dos mercados da eletricidade
Os Estados-Membros, as entidades reguladoras, os operadores de redes de transporte, os operadores de redes de distribuição, os operadores do mercado e os operadores delegados devem garantir que os mercados da eletricidade são explorados de acordo com os seguintes princípios:
Os preços são formados com base na procura e na oferta;
As regras do mercado devem incentivar a livre formação de preços e devem evitar as ações que impeçam a formação dos preços em função da oferta e da procura;
As regras do mercado devem promover o desenvolvimento de uma produção mais flexível, de uma produção hipocarbónica sustentável e de uma maior flexibilidade da procura;
Os clientes devem poder beneficiar das oportunidades de mercado e do aumento da concorrência nos mercados retalhistas e devem poder agir como participantes no mercado no mercado da energia e na transição energética;
A participação dos clientes finais e das pequenas empresas no mercado deve ser assegurada através da agregação da produção de várias instalações de produção de energia ou ser alimentada a partir de múltiplas estruturas de resposta da procura, de forma a proporcionar ofertas conjuntas no mercado da eletricidade e ser gerida em conjunto na rede de eletricidade, de acordo com o direito da concorrência da União.
As regras do mercado devem possibilitar a descarbonização da rede da eletricidade e, portanto, da economia, permitindo, por exemplo, a integração da eletricidade de fontes de energia renovável e incentivando a eficiência energética;
As regras do mercado devem proporcionar incentivos ao investimento para a produção, em especial investimentos a longo prazo para um sistema elétrico hipocarbónico e sustentável, o armazenamento de energia, a eficiência energética, a resposta da procura, de forma a assegurar a satisfação das necessidades do mercado e devem facilitar a concorrência leal, e garantir assim a segurança do abastecimento;
Devem ser progressivamente eliminados os obstáculos aos fluxos transfronteiriços de eletricidade entre zonas de ofertas ou Estados-Membros e às transações transfronteiriças nos mercados da eletricidade e nos mercados de serviços;
As regras do mercado devem prever a cooperação regional, quando tal reforce a eficácia;
A produção, o armazenamento de energia e resposta à procura seguros e sustentáveis devem participar no mercado em pé de igualdade, ao abrigo dos requisitos previstos no direito da União;
Todos os produtores são direta ou indiretamente responsáveis pela venda da eletricidade que produzem;
As regras do mercado devem permitir o desenvolvimento de projetos de demonstração de fontes, tecnologias ou redes de energia sustentáveis, seguras e hipocarbónicas, a realizar e utilizar em benefício da sociedade;
As regras do mercado devem permitir o despacho da produção, o armazenamento de energia e a resposta da procura eficientes;
As regras do mercado devem permitir a entrada e saída de empresas produtoras e fornecedoras de eletricidade e de armazenamento de energia, com base na avaliação da viabilidade económica e financeira das suas operações;
A fim de permitir que os participantes no mercado estejam protegidos contra os riscos de volatilidade dos preços no mercado e de atenuar a incerteza sobre o retorno dos investimentos futuros, os produtos de cobertura a longo prazo devem ser negociáveis em bolsa de forma transparente e os contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo devem ser negociados nos mercados fora da bolsa, sujeitos ao cumprimento do o direito da concorrência da União;
As regras do mercado devem facilitar o comércio de produtos em toda a União e as alterações regulamentares devem ter em conta os efeitos sobre os mercados e produtos a prazo e de futuros tanto de curto como de longo prazo;
Os participantes no mercado devem ter o direito de dispor de acesso às redes de transporte e distribuição em condições objetivas, transparentes e não discriminatórias.
Artigo 4.o
Transição justa
A Comissão deve apoiar os Estados-Membros que estabelecem uma estratégia nacional de redução progressiva da capacidade existente de produção a partir de carvão e de outros combustíveis fósseis e de capacidade de extração mineira por todos os meios disponíveis para permitir uma «transição justa» nas regiões afetadas por mudanças estruturais. A Comissão deve assistir os Estados-Membros na gestão dos impactos em termos sociais e económicos causados pela transição para energias limpas.
A Comissão deve trabalhar em estreita parceria com os interessados de regiões muito dependentes do carvão e do carbono, deve promover o acesso aos fundos e programas disponíveis, assim como a utilização dos mesmos, e deve incentivar o intercâmbio de boas práticas, incluindo debates sobre roteiros industriais e necessidades de requalificação.
Artigo 5.o
Responsabilidade em matéria de balanço
Os Estados-Membros só podem conceder derrogações da responsabilidade em matéria de balanço para:
Projetos de demonstração para as tecnologias inovadoras, sujeitos à aprovação pela entidade reguladora, desde que essas derrogações se limitem no tempo e na medida necessários para a consecução dos fins de demonstração;
Instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável com uma capacidade de produção de eletricidade instalada inferior a 400 kW;
Instalações que beneficiam de apoio aprovado pela Comissão ao abrigo das regras da União em matéria de auxílios estatais, nos termos dos artigos 107.o, 108.o e 109.o do TFUE, e que entraram em funcionamento antes de 4 de julho de 2019.
Os Estados-Membros podem, sem prejuízo dos artigos 107.o a 108.o do TFUE, prever incentivos para os participantes no mercado que estejam total ou parcialmente isentos de responsabilidade de balanço a assumir uma plena responsabilidade de balanço.
Artigo 6.o
Mercado de balanço
Os mercados de balanço, incluindo os processos de pré-qualificação, devem ser organizados de forma a:
Assegurar a não discriminação efetiva entre os participantes no mercado, tendo em conta as diferentes necessidades técnicas da rede de eletricidade e as diferentes capacidades técnicas das fontes de geração, de armazenamento de energia e de resposta da procura;
Assegurar uma definição transparente e tecnologicamente neutra dos serviços e a sua contratação de modo transparente e baseado no mercado;
Assegurar o acesso não discriminatório a todos os participantes no mercado, quer individualmente quer através de agregação, incluindo a eletricidade de fontes de energia renovável variável, a resposta da procura e o armazenamento de energia;
Respeitar a necessidade de ter em conta o aumento das quotas de produção variável, o aumento da capacidade de resposta da procura e o advento das novas tecnologias.
Os participantes no mercado devem poder apresentar as suas propostas da forma mais próxima do tempo real quanto possível, e a hora de fecho do mercado da energia de balanço não deve ser antes da hora de encerramento do mercado intradiário interzonal.
Os operadores de redes de transporte que apliquem um modelo de despacho centralizado podem estabelecer regras adicionais nos termos da orientação-quadro relativa ao balanço de eletricidade adotada com base no artigo 6.o, n.o 11, do Regulamento (CE) n.o 714/2009.
A contratação de capacidade de balanço deve ter por base um mercado primário, a menos que, e na medida em que, a entidade reguladora tenha concedido uma derrogação que permita a utilização de outras formas de contratação baseadas no mercado, devido à falta de concorrência no mercado dos serviços de balanço. As derrogações à obrigação de basear a contratação de capacidade de balanço na utilização dos mercados primários devem ser reexaminadas de três em três anos.
Se for concedida uma derrogação pelo menos para um mínimo de 40 % dos produtos de compensação normalizados e um mínimo de 30 % de todos os produtos utilizados para a capacidade de balanço, a contratação da capacidade de balanço deve realizar-se, no máximo, um dia antes da prestação da capacidade de balanço e o período de contratação não deve durar mais de um dia. A contratação da parte restante da capacidade de balanço deve realizar-se, no máximo, um mês antes da prestação da capacidade de balanço e deve ter uma duração máxima de um mês.
A pedido do operador da rede de transporte, a entidade reguladora pode decidir prorrogar o período de contratação da parte restante da capacidade de balanço referida no n.o 9, no máximo, por um período de 12 meses, desde que essa decisão seja limitada no tempo e que os efeitos positivos em termos de baixa dos custos para os clientes finais ultrapassem os impactos negativos no mercado. O pedido inclui:
O período específico durante o qual se aplica a isenção;
O volume específico de capacidade de balanço a que se aplica a isenção;
Uma análise do impacto da isenção pretendida na participação dos recursos de balanço; e
Uma justificação da isenção que demonstre que esta se traduzirá numa baixa de custos para os clientes finais.
As propostas de derrogações devem incluir uma descrição das medidas propostas para minimizar a utilização de produtos específicos sujeitos à eficiência económica, uma demonstração de que os produtos específicos não geram ineficiências e distorções significativas no mercado de balanço, dentro e fora da zona de programação, bem como, se for caso disso, regras e informações destinadas ao processo de conversão das ofertas de energia de balanço relativas a produtos de balanço específicos em ofertas de energia de balanço relativas a produtos de balanço normalizados.
Artigo 7.o
Mercados para o dia seguinte e intradiário
Os mercados para o dia seguinte e intradiário devem:
Ser organizados de forma não discriminatória;
Maximizar a probabilidade de todos os participantes no mercado gerirem os desvios;
Maximizar as oportunidades de todos os participantes no mercado atuarem no comércio interzonal transfronteiriço da forma mais próxima do tempo real quanto possível em todas as zonas de ofertas;
Proporcionar preços que reflitam os princípios fundamentais do mercado, incluindo o valor da energia em tempo real, e em que os participantes no mercado se possam basear para celebrarem acordos sobre produtos de cobertura a longo prazo;
Garantir a segurança operacional e permitir uma utilização máxima da capacidade de transporte;
Ser transparentes e, simultaneamente, proteger a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis e garantir que o comércio decorra de forma anónima;
Não fazer qualquer distinção entre as transações dentro de uma zona de ofertas e entre zonas de ofertas diferentes; e
Ser organizados de forma a assegurar que todos os participantes no mercado têm acesso ao mercado, quer individualmente quer através de agregação.
Artigo 8.o
Comércio nos mercados para o dia seguinte e intradiário
A partir de 1 de janeiro de 2025, o período de liquidação de desvios não deve ser superior a 30 minutos, se todas as entidades reguladoras duma zona síncrona tiverem concedido uma isenção.
Artigo 9.o
Mercados a prazo
Artigo 10.o
Limites de ofertas técnicas
Artigo 11.o
Valor da energia não distribuída
Artigo 12.o
Despacho da produção e resposta da procura
Sem prejuízo dos artigos 107.o, 108.o e 109.o do TFUE, os Estados-Membros devem assegurar que, ao procederem ao despacho das instalações de produção de energia, os operadores de redes devem dar prioridade às instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável, na medida em que a operação segura da rede de eletricidade nacional o permita, com base em critérios transparentes e não discriminatórios e quando essas instalações de produção de energia são:
Instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável e que têm uma capacidade de produção de eletricidade instalada inferior a 400 kW; ou
Projetos de demonstração para as tecnologias inovadoras, sujeitos à aprovação pela entidade reguladora, desde que aquela prioridade seja limitada no tempo e na medida necessária para fins de demonstração.
Um Estado-Membro pode decidir não aplicar o despacho prioritário às instalações de produção de energia nos termos do n.o 2, alínea a), cujo início de funcionamento ocorreu, pelo menos, seis meses após essa decisão ou aplicar um nível de capacidade mínima inferior ao estabelecido no n.o 2, alínea a), se:
Os seu mercado intradiário e os seus mercados grossista e de balanço funcionarem bem e forem plenamente acessíveis a todos os participantes no mercado, nos termos do presente regulamento;
As regras de despacho e de gestão dos congestionamentos são transparentes para todos os participantes no mercado;
A contribuição nacional dos Estados-Membros para a meta vinculativa global da União referente à quota de energia proveniente de fontes renováveis ao abrigo do artigo 3.o, n.o 2, da Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento e do Conselho ( 3 ) e do artigo 4.o, alínea a), n.o 2, do Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 4 ) é, pelo menos, igual ao resultado da fórmula estabelecida no anexo II do Regulamento (UE) 2018/1999 e a quota de energia de fontes renováveis do Estado-Membro não é inferior aos seus pontos de referência nos termos do artigo 4.o, alínea a), n.o 2, do Regulamento (UE) 2018/1999, ou em alternativa, a quota de energia de fontes renováveis do Estado-Membro no consumo final bruto de eletricidade é de, pelo menos, 50 %;
O Estado-Membro notificou a derrogação prevista à Comissão, indicando pormenorizadamente a forma como são preenchidas as condições previstas nas alíneas a), b) e c); e
O Estado-Membro publicou a derrogação prevista, incluindo a fundamentação pormenorizada de concessão dessa derrogação, tendo em devida conta a proteção das informações comercialmente sensíveis sempre que necessário.
Qualquer derrogação deve evitar alterações retroativas em instalações de produção que já beneficiem de prioridade de despacho, não obstante qualquer acordo voluntário entre um Estado-Membro e uma instalação de produção.
Sem prejuízo dos artigos 107.o, 108.o e 109.o do TFUE, os Estados-Membros podem conceder incentivos às instalações elegíveis para despacho prioritário para abandonarem voluntariamente o despacho prioritário.
Artigo 13.o
Redespacho
O redespacho da produção, o armazenamento de energia e o redespacho da resposta da procura não baseados no mercado só podem ser utilizados:
Quando não existir uma alternativa baseada no mercado;
Quando todos os recursos baseados no mercado já tiverem sido utilizados;
Quando o número de instalações de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura para a prestação do serviço disponíveis na zona for insuficiente para garantir uma concorrência efetiva, ou
Quando a atual situação da rede conduzir de forma tão regular e previsível a congestionamentos, que o redespacho baseado no mercado conduziria a uma oferta estratégica periódica que aumentaria o nível de congestionamento interno e os Estados-Membros em causa tiverem adotado um plano de ação para resolver esses congestionamentos ou garantir que a capacidade mínima disponível para o comércio interzonal esteja de acordo com o artigo 16.o, n.o 8.
Os operadores de redes de transporte e os operadores de redes de distribuição pertinentes apresentam relatórios à entidade reguladora competente, pelo menos uma vez por ano, sobre:
O nível de desenvolvimento e eficácia dos mecanismos de redespacho baseados no mercado para as instalações de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura;
As razões, os volumes em MWh e o tipo de fonte de produção objeto de redespacho;
As medidas adotadas para reduzir a necessidade de redespacho descendente de instalações de produção que utilizam fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência no futuro, incluindo os investimentos em digitalização das infraestruturas da rede e em serviços que aumentam a flexibilidade.
A entidade reguladora pertinente deve apresentar um relatório à ACER e publicar uma síntese das informações a que se referem as alíneas a), b) e c) do primeiro parágrafo, em conjunto com recomendações para melhorias, quando necessário.
Sem prejuízo dos requisitos relativos à manutenção da fiabilidade e segurança da rede, e com base em critérios transparentes e não discriminatórios definidos pelas entidades reguladoras, os operadores de redes de transporte e os operadores de redes de distribuição devem:
Garantir a capacidade de as redes de transporte e distribuição enviarem a eletricidade de fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência com o mínimo possível de redespachos. Tal não deve impedir que o planeamento da rede tenha em conta o redespacho limitado quando os operadores de redes de transporte ou os operadores de redes de distribuição puderem demonstrar de forma transparente que tal é mais eficaz do ponto de vista económico e não exceder os 5 % da eletricidade gerada anualmente por instalações que utilizam fontes de energia renovável e que estão ligadas diretamente à respetiva rede, salvo disposição em contrário de um Estado-Membro em que a eletricidade de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável ou por cogeração de elevada eficiência represente mais do que 50 % do consumo final bruto anual de eletricidade;
Adotar as medidas operacionais adequadas relativamente à rede e ao mercado, a fim de minimizar o redespacho descendente de eletricidade de fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência;
Assegurar que as suas redes sejam suficientemente flexíveis, de modo a que as possam gerir.
Quando se utilizar o redespacho descendente não baseado no mercado, são aplicáveis os seguintes princípios:
As instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável só devem ser objeto de redespacho descendente se não existir outra alternativa, ou se as outras soluções resultassem em custos significativamente desproporcionados ou riscos graves para a segurança da rede;
A eletricidade produzida mediante um processo de cogeração de elevada eficiência só pode ser objeto de redespacho descendente quando não existir outra alternativa, à exceção do redespacho descendente de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável, ou se as outras soluções resultassem em custos desproporcionados ou riscos graves para a segurança da rede;
A eletricidade autogerada proveniente de instalações de produção que utilizam fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência que não é enviada para a rede de transporte ou de distribuição não deve ser objeto de redespacho descendente, salvo se não houver outra solução para resolver questões de segurança da rede;
O redespacho descendente ao abrigo das alíneas a), b) e c) deve ser devidamente justificado e transparente. A justificação deve ser incluída no relatório previsto no n.o 3.
Quando se utilizar o redespacho não baseado no mercado, este deve ser objeto de balanço financeira pelo operador do sistema que o solicitou, a favor do operador da instalação de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura objeto do redespacho, exceto no caso dos produtores que aceitaram um acordo de ligação no qual não é garantida a entrega firme de energia. Esse balanço financeiro deve ser pelo menos igual ao maior dos seguintes elementos ou uma combinação de ambos se a aplicação exclusiva do elemento maior conduzir a um balanço injustificadamente baixa ou injustificadamente elevada:
Os custos de exploração adicionais causados pelo redespacho, tais como o combustível adicional em caso de redespacho ascendente ou o aquecimento de apoio em caso de redespacho descendente das instalações de produção de energia que utilizam a cogeração de elevada eficiência;
As receitas líquidas obtidas com a venda no mercado para o dia seguinte da eletricidade que a instalação de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura teria gerado sem o redespacho solicitado; nos casos em que seja concedido apoio financeiro a instalações de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura com base no volume de eletricidade produzida ou consumida, o apoio financeiro que teria sido recebido mas tendo em conta o redespacho solicitado deve ser considerado como parte das receitas líquidas.
CAPÍTULO III
ACESSO À REDE E GESTÃO DE CONGESTIONAMENTOS
SECÇÃO 1
Atribuição de capacidades
Artigo 14.o
Reexame das zonas de ofertas
Artigo 15.o
Planos de ação
O referido aumento anual deve ser alcançado através de uma trajetória linear. O ponto de partida desta trajetória deve consistir na capacidade atribuída nessa fronteira ou o elemento crítico da rede no ano anterior à adoção do plano de ação, ou na média da capacidade durante os três anos anteriores à adoção do plano de ação, consoante o valor mais elevado. O Estado-Membro deve assegurar que, durante o período em que esteja a executar o seu plano de ação, a capacidade disponibilizada para as transações interzonais nos termos do artigo 16.o, n.o 8, seja pelo menos igual aos valores da trajetória linear, nomeadamente utilizando medidas corretivas na região de cálculo da capacidade.
Caso os Estados-Membros pertinentes não consigam chegar a uma decisão unânime no prazo previsto, devem notificar imediatamente a Comissão. A título de medida de último recurso e o mais tardar seis meses após receber essa notificação, a Comissão, após consulta à ACER e às partes interessadas, adota uma decisão de alterar ou manter a configuração das zonas de ofertas nos e entre esses Estados-Membros.
Antes da elaboração do relatório, o operador da rede de transporte enviará à sua entidade reguladora, para aprovação, a sua contribuição para o relatório, incluindo todos os dados relevantes. No caso de a avaliação demonstrar que um operador da rede de transporte não cumpriu o nível mínimo de capacidade, é aplicável o processo de decisão previsto no n.o 5 do presente artigo.
Artigo 16.o
Princípios gerais da atribuição de capacidades e gestão dos congestionamentos
Os centros de coordenação regional devem calcular capacidades interzonais que respeitem os limites de segurança operacional com recurso a dados dos operadores de redes de transporte, incluindo informação sobre a disponibilidade técnica de medidas corretivas, exceto a limitação de carga. Se os centros de coordenação regional concluírem que essas medidas corretivas disponíveis na região de cálculo da capacidade ou entre regiões de cálculo da capacidade não são suficientes para atingir a trajetória linear nos termos do artigo 15.o, n.o 2, ou os níveis mínimos de capacidade previsto no n.o 8 do presente artigo, respeitando os limites de segurança operacional, podem, como medida de último recurso, estabelecer ações coordenadas que reduzam as capacidades interzonais nesse sentido. Os operadores de redes de transporte podem desviar-se de ações coordenadas no que se refere ao cálculo da capacidade coordenada e à análise de segurança coordenada, mas só nos termos do artigo 42.o, n.o 2.
Até 3 meses após a data de entrada em vigor dos centros de coordenação regionais nos termos do artigo 35.o, n.o 2 do presente regulamento, e, posteriormente, uma vez por trimestre apresentam um relatório às entidades reguladoras competentes e à ACER sobre as reduções de capacidade ou desvios de ações de coordenação nos termos do segundo parágrafo e avaliam as incidências e fazem recomendações, se necessário, sobre a forma de evitar tais desvios no futuro. Se a ACER concluir que os requisitos prévios para um desvio nos termos do presente número não foram cumpridos ou têm natureza estrutural, a ACER apresenta um parecer às entidades reguladoras pertinentes e à Comissão. As entidades reguladoras competentes devem tomar as medidas adequadas contra os operadores de redes de transporte ou os centros de coordenação regionais, nos termos dos artigos 59.o ou 62.o da Diretiva (UE) 2019/944, se os pré-requisitos para esse desvio nos termos do presente número não tiverem sido cumpridos.
Os desvios de natureza estrutural são abordados no plano de ação nos termos do artigo 14.o, n.o 7, ou numa atualização de um plano de ação existente.
Os operadores de redes de transporte não devem limitar o volume de capacidade de interligação a disponibilizar a participantes no mercado para resolverem congestionamentos no seio das suas próprias zonas de ofertas, ou como meio de gerir os fluxos resultantes de transações internas para zonas de ofertas. Sem prejuízo da aplicação das derrogações nos termos dos n.os 3 e 9 do presente artigo e em aplicação do artigo 15.o, n.o 2, considera-se cumprido o disposto no presente número se forem atingidos os seguintes níveis mínimos de capacidade disponível para o comércio interzonal:
Para fronteiras que utilizam uma abordagem baseada na capacidade líquida coordenada de transporte, a capacidade mínima será de 70 % da capacidade de transporte, respeitando os limites de segurança operacional após dedução de emergências, tal como determinado nos termos da orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Para fronteiras que utilizam uma abordagem baseada nos fluxos, o nível mínimo de capacidade deve corresponder a uma margem fixada no processo de cálculo da capacidade disponível para fluxos induzidos pelo intercâmbio interzonal. A margem será de 70 % da capacidade, respeitando os limites de segurança operacional dos elementos críticos da rede internos ou interzonais, tendo em conta as emergências, tal como determinado nos termos da orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009.
A quantidade total de 30 % pode ser utilizada para margens de fiabilidade, fluxos circulares e fluxos internos de cada um dos elementos críticos da rede.
Antes de conceder uma derrogação, a entidade reguladora em questão deve consultar as entidades reguladoras dos outros Estados-Membros que fazem parte de uma região afetada pelo cálculo da capacidade. Se uma entidade reguladora não concordar com a proposta de derrogação, a ACER decide se a derrogação deve ser concedida nos termos do artigo 6.o, n.o 10, alínea a), do Regulamento (UE) 2019/942. A justificação e os motivos da derrogação são publicados.
Quando uma derrogação for concedida, os operadores de redes de transporte devem elaborar e publicar a metodologia e os projetos que proporcionam uma solução a longo prazo para a questão na base da derrogação. A derrogação termina quando o prazo for atingido ou quando a solução for aplicada, consoante o que ocorrer primeiro.
Esse nível deve ser analisado e definido conjuntamente por todos os operadores de redes de transporte duma região de cálculo da capacidade para cada fronteira da zona de ofertas respetiva, devendo ser aprovado por todas as entidades reguladoras da região de cálculo da capacidade.
Artigo 17.o
Atribuição de capacidade interzonal nos diferentes períodos de operação
Os operadores de redes de transporte devem definir uma estrutura adequada para a atribuição de capacidade interzonal nos diferentes períodos de operação, incluindo os períodos do dia seguinte, intradiários e de balanço. Essa estrutura de atribuição será sujeita a reexame pelas entidades reguladoras competentes. Ao elaborarem a sua proposta, os operadores de redes de transporte devem ter em conta:
As características dos mercados;
As condições de funcionamento da rede de eletricidade, como as implicações de compensar operações programadas firmes;
O nível de harmonização das percentagens atribuídas a períodos diferentes e os períodos adotados para os diferentes mecanismos de atribuição de capacidade interzonal já existentes.
SECÇÃO 2
Tarifas de rede e receitas provenientes dos congestionamentos
Artigo 18.o
Tarifas de acesso às redes, utilização de redes e reforço
Sem prejuízo do artigo 15.o, n.os 1 e 6, e dos critérios previstos no anexo XI da Diretiva 2012/27/UE, o método utilizado para determinar as tarifas de rede deve apoiar de forma neutra a eficiência global do sistema a longo prazo, através de sinais de preços para os clientes e produtores e, em especial, ser aplicado de forma que não discrimine, positiva ou negativamente, entre a produção ligada à distribuição e a produção ligada ao transporte. As tarifas de rede não devem discriminar, positiva ou negativamente, o armazenamento e a agregação de energia, nem criar desincentivos à produção e ao consumo próprios nem à participação na resposta da procura. Sem prejuízo do disposto no n.o 3 do presente artigo, as referidas tarifas não devem ser em função da distância.
Na definição das tarifas de acesso à rede, devem ser tidos em conta os seguintes elementos:
Os pagamentos e receitas resultantes do mecanismo de balanço entre operadores de redes de transporte;
Os montantes efetivamente pagos e recebidos, bem como os montantes dos pagamentos previstos para períodos futuros, estimados com base em períodos anteriores.
Até 5 de outubro de 2019, a fim de atenuar o risco de fragmentação do mercado, a ACER apresenta um relatório sobre boas práticas em matéria de metodologias de tarifas de transporte e distribuição, tendo em conta as especificidades nacionais. Esse relatório sobre boas práticas deve incidir, no mínimo, sobre:
O rácio das tarifas aplicadas aos produtores e das tarifas aplicadas aos clientes finais;
Os custos a recuperar pelas tarifas;
As tarifas de rede diferenciadas em função do período do dia;
Os sinais de localização;
A relação entre as tarifas de transporte e as tarifas de distribuição;
Os métodos para garantir a transparência na definição e estrutura das tarifas;
Os grupos de utilizadores da rede sujeitos a tarifas, incluindo, se for caso disso, as suas características, formas de consumo e eventuais isenções de tarifas;
As perdas nas redes de alta, média e baixa tensão.
A ACER deve atualizar o relatório sobre boas práticas, pelo menos, de dois em dois anos.
Artigo 19.o
Receitas de congestionamentos
No que respeita às receitas provenientes da atribuição de capacidades interzonais são prioritários os seguintes objetivos:
Garantia da efetiva disponibilidade da capacidade atribuída, incluindo balanço pela firmeza; ou
Manter ou aumentar as capacidades interzonais através da otimização do uso de interligações existentes por meio de medidas corretivas coordenadas, se for caso disso; ou cobrindo os custos resultantes de investimentos na rede relevantes para reduzir o congestionamento das interligações.
A ACER pode solicitar aos operadores de redes de transporte que alterem ou atualizem a metodologia referida no primeiro parágrafo. A ACER decide sobre a metodologia alterada ou atualizada no prazo máximo de seis meses a contar da sua apresentação.
A metodologia deve especificar, no mínimo, as condições em que as receitas podem ser utilizadas para os fins referidos no n.o 2, as condições em que essas receitas podem ser colocadas numa rubrica contabilística interna separada para utilização futura nesses objetivos e o período durante o qual essas receitas podem ser colocadas na referida rubrica contabilística
Os operadores de redes de transporte devem definir, antecipadamente e de forma clara, a forma como as receitas associadas aos congestionamentos serão utilizadas, e apresentar relatórios à entidades reguladoras sobre a utilização efetivamente dada a essas receitas. Até 1 de março de cada ano, as entidades reguladoras devem informar a ACER e devem publicar um relatório indicando o seguinte:
As receitas cobradas no período de 12 meses que termina em 31 de dezembro do ano anterior;
O modo como essas receitas foram utilizadas, nos termos do n.o 2, incluindo os projetos específicos em que foram utilizadas e o montante colocado na rubrica contabilística separada;
O montante utilizado para efeitos de cálculo das tarifas de rede; e
A verificação de que o montante referido na alínea c) respeita o disposto no presente regulamento e a metodologia desenvolvida nos termos dos n.os 3 e 4.
Caso algumas das receitas de congestionamento sejam utilizadas para efeitos de cálculo das tarifas de rede, o relatório deve indicar de que forma os operadores de redes de transporte cumpriram os objetivos prioritários previstos no n.o 2, se aplicável.
CAPÍTULO IV
ADEQUAÇÃO DOS RECURSOS
Artigo 20.o
Adequação dos recursos no mercado interno da eletricidade
Os Estados-Membros com problemas de adequação dos recursos identificados devem desenvolver e publicar um plano de execução, com um calendário para a adoção de medidas destinadas a eliminar as eventuais distorções regulamentares ou falhas de mercado identificadas como parte do processo de auxílios estatais. Ao procurarem resolver o problema de adequação dos recursos, os Estados-Membros devem, em especial, ter em conta os princípios enunciados no artigo 3.o e devem ponderar:
Suprimir as distorções regulamentares;
Eliminar os preços máximos, nos termos do artigo 10.o;
Introduzir uma função de fixação de preços de escassez para a energia de balanço, tal como referido no artigo 44.o, n.o 3, do Regulamento (UE) 2017/2195;
Reforçar a interligação e a capacidade de rede interna, com vista a atingir, pelo menos, os seus objetivos de interligação referidos no artigo 4.o, alínea d), ponto 1, do Regulamento (UE) 2018/1999;
Permitir a produção própria, o armazenamento de energia, as medidas do lado da procura e a eficiência energética através da adoção de medidas destinadas a eliminar distorções regulamentares identificadas;
Garantir que a contratação de balanço e de serviços de sistema seja eficaz do ponto de vista económico e baseada no mercado;
Eliminar a fixação dos preços, quando exigido pelo artigo 5.o da Diretiva (UE) 2019/944.
Artigo 21.o
Princípios gerais dos mecanismos de capacidade
Artigo 22.o
Princípios para a conceção dos mecanismos de capacidade
Os mecanismos de capacidade:
Devem ser temporários;
Não devem criar distorções desnecessárias no mercado nem limitar o comércio interzonal;
Não devem ir além do necessário para resolver o problema de adequação a que se refere o artigo 20.o;
Devem selecionar os fornecedores de capacidade através de um processo transparente, não discriminatório e concorrencial;
Devem proporcionar incentivos aos fornecedores de capacidade, para que estejam disponíveis em possíveis alturas de pressão sobre o sistema;
Devem assegurar que a remuneração seja determinada através de um processo concorrencial;
Devem estabelecer as condições técnicas para a participação de fornecedores de capacidade antes do processo de seleção;
Devem ser abertos à participação de todos os recursos, incluindo o armazenamento de energia e a gestão do lado da procura, suscetíveis de assegurar o desempenho técnico necessário;
Devem aplicar sanções adequadas aos fornecedores de capacidade que não estejam disponíveis em situações de pressão sobre o sistema;
Os princípios para a conceção das reservas estratégicas devem cumprir os seguintes requisitos:
Quando um mecanismo de capacidade corresponde a uma reserva estratégica, os recursos desta só devem ser despachados se os operadores de redes de transporte estiverem em risco de esgotar os seus recursos de balanço para estabelecer um equilíbrio entre a oferta e a procura;
Durante os períodos de liquidação de desvios em que os recursos da reserva estratégica são despachados, os desvios no mercado são fixados, pelo menos, pelo valor da energia não distribuída/por um valor superior ao limite técnico do preço intradiário a que se refere o artigo 10.o, n.o 1, consoante o que for mais elevado;
O rendimento da reserva estratégica após o despacho é atribuído aos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios através do mecanismo de liquidação de desvios;
Os recursos que fazem parte da reserva estratégica não são remunerados através dos mercados grossistas de eletricidade nem dos mercados de balanço;
Os recursos da reserva estratégica são mantidos fora do mercado pelo menos durante o período contratual.
Este requisito a que se refere a alínea a) do primeiro parágrafo não deve impedir que sejam ativados recursos antes do despacho efetivo, a fim de respeitar os condicionalismos inerentes à variação de carga, bem como os requisitos de funcionamento dos recursos. O rendimento da reserva estratégica durante a ativação não é atribuído a grupos de balanço através dos mercados grossistas nem modifica os seus desvios.
Para além dos requisitos estabelecidos no n.o 1, os mecanismos de capacidade que não sejam reservas estratégicas devem:
Ser construídos de modo a garantir que o preço pago pela disponibilidade tende automaticamente para zero, quando se esperar que o nível de capacidade fornecida seja adequado para responder ao nível de capacidade procurada;
Remunerar os recursos participantes apenas pela sua disponibilidade e garantir que a remuneração não afeta a decisão do fornecedor de capacidade de produzir ou não;
Garantir que as obrigações de capacidade são transferíveis entre fornecedores de capacidade elegíveis.
Os mecanismos de capacidade devem incluir os seguintes requisitos em matéria de limites de emissões de CO2:
A partir de 4 de julho de 2019, o mais tardar, as capacidades de geração cuja produção comercial tenha tido início nessa data ou após essa data e que emitam mais de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade, não devem ser integradas nem recebem pagamentos ou compromissos de futuros pagamentos no âmbito de um mecanismo de capacidade;
A partir de 1 de julho de 2025, o mais tardar, as capacidades de geração cuja produção comercial tenha tido início antes de 4 de julho de 2019 e que emitam mais de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade e mais de 350 kg de CO2 provenientes de combustíveis fósseis em média por ano por kW instalado não devem ser integradas nem recebem pagamentos ou compromissos de futuros pagamentos no âmbito de um mecanismo de capacidade.
O limite de emissão de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade e o limite de 350 kg de CO2 provenientes de combustíveis fósseis em média por ano por kW instalado e referido nas alíneas a) e b) do primeiro parágrafo devem ser calculados com base na eficiência de conceção da unidade de produção, ou seja, o rendimento líquido em capacidade nominal e sob normas relevantes previstas pela Organização Internacional de Normalização.
Até 5 de janeiro de 2020, a ACER publica um parecer com orientações técnicas sobre o cálculo dos valores referidos no primeiro parágrafo.
Artigo 23.o
Avaliação europeia da adequação dos recursos
A REORT para a Eletricidade deve realizar esta avaliação europeia da adequação dos recursos todos os anos. Os produtores e outros participantes no mercado devem fornecer aos operadores de redes de transporte dados relativos à utilização prevista dos recursos gerados, tendo em conta a disponibilidade dos recursos primários e cenários adequados de previsão da procura e da oferta.
A avaliação europeia da adequação dos recursos deve basear-se numa metodologia transparente que assegure que a avaliação:
Seja efetuada a nível de cada uma das zonas de ofertas que abrangem, pelo menos, todos os Estados-Membros;
Se baseie em cenários centrais de referência adequados de previsão da procura e da oferta, incluindo uma avaliação da probabilidade de desativação, de abandono por um período indefinido, de novas instalações de produção e de medidas para atingir os objetivos de eficiência energética e de interligação da eletricidade, e que integre uma análise de sensibilidade adequada sobre ocorrências meteorológicas e condições hidrológicas extremas, os preços grossistas e a evolução do preço do carbono;
Preveja cenários distintos que reflitam a probabilidade variável dos problemas de adequação dos recursos a que os diferentes tipos de mecanismos de capacidade devem dar resposta;
Tenha adequadamente em conta o contributo de todos os recursos, incluindo a produção, armazenamento de energia, integração setorial, resposta da procura e possibilidades de importação e exportação atuais e futuras e o seu contributo para o funcionamento flexível da rede;
Antecipe o impacto provável das medidas referidas no artigo 20.o, n.o 3;
Inclua variantes sem os mecanismos de capacidade existentes ou previstos e, se for caso disso, com tais mecanismos;
Tenha por base um modelo de mercado utilizando uma abordagem baseada nos fluxos, quando adequado;
Aplique cálculos probabilísticos;
Aplique um instrumento único de modelização;
Inclua pelo menos os seguintes indicadores a que se refere o artigo 25.o:
Identifique as causas de eventuais problemas com a adequação dos recursos, em especial tratando-se de condicionalismos da rede ou de recursos, ou ambos;
Tenha em conta o desenvolvimento real da rede;
Assegure que a nível nacional as características de geração, a flexibilidade da procura e o armazenamento de energia, a disponibilidade de recursos primários e o nível de interligação são devidamente tidos em conta.
Até 5 de janeiro de 2020, a REORT para a Eletricidade deve apresentar à ACER uma proposta de metodologia de cálculo:
Do valor da energia não distribuída;
Do «custo de mais entrada» para produção ou resposta da procura; e
Da norma de fiabilidade a que se refere o artigo 25.o.
A metodologia deve basear-se em critérios transparentes, objetivos e verificáveis.
Artigo 24.o
Avaliações nacionais da adequação dos recursos
As avaliações nacionais da adequação dos recursos devem prever os cenários centrais de referência a que se refere o artigo 23.o, n.o 5, alínea b).
Para além disso, as avaliações nacionais da adequação dos recursos podem ter em conta sensibilidades adicionais àquelas referidas no artigo 23.o, n.o 5, alínea b). Nesses casos, as avaliações nacionais da adequação dos recursos podem:
Formular hipóteses tendo em conta as especificidades da procura e da oferta de eletricidade ao nível nacional;
Utilizar ferramentas e dados recentes coerentes que sejam complementares em relação àqueles que são utilizados pela REORT para a Eletricidade para efeitos da avaliação europeia da adequação dos recursos.
Além disso, quando avaliam a contribuição da participação dos fornecedores de capacidade situados noutro Estado-Membro para a segurança do abastecimento das zonas de ofertas que abrangem, as avaliações nacionais da adequação dos recursos devem usar a metodologia prevista no artigo 26.o, n.o 11, alínea a).
No prazo de dois meses a contar da data da receção do relatório, a ACER deve emitir um parecer indicando se as diferenças entre a avaliação nacional da adequação dos recursos e a avaliação europeia da adequação dos recursos se justificam.
A entidade responsável pela avaliação nacional da adequação dos recursos tem em devida conta o parecer da ACER e, se necessário, modifica a sua avaliação. Se decidir não ter plenamente em conta o parecer da ACER, deve publicar um relatório com uma fundamentação detalhada.
Artigo 25.o
Norma de fiabilidade
Artigo 26.o
Participação transfronteiriça nos mecanismos de capacidade
Os Estados-Membros podem exigir que a capacidade externa esteja localizada num Estado-Membro com uma ligação de rede direta com o Estado-Membro que aplica o mecanismo.
Caso os fornecedores de capacidade participem em mais do que um mecanismo de capacidade no mesmo período de entrega, devem ter em conta a disponibilidade previsível de interligação e a provável ocorrência simultânea de pressão entre a rede em que o mecanismo é aplicado e a rede em que essa capacidade externa se encontra, de acordo com a metodologia referida no n.o 11, alínea a).
Caso os fornecedores de capacidade participem em mais do que um mecanismo de capacidade no mesmo período de entrega, devem ser sujeitos a pagamentos de indisponibilidade múltiplos se não puderem cumprir múltiplos compromissos.
Os operadores de redes de transporte devem fixar anualmente a capacidade de entrada máxima disponível para a participação externa na capacidade, com base na recomendação do Centro de Coordenação Regional.
O operador da rede de transporte onde se situa a capacidade externa deve:
Verificar se os fornecedores de capacidade interessados podem proporcionar o desempenho técnico exigido pelo mecanismo de capacidade em que o fornecedor de capacidade pretenda participar e registar o fornecedor de capacidade como elegível num registo criado para o efeito;
Realizar testes de disponibilidade;
Notificar ao operador da rede de transporte no Estado-Membro que aplica o mecanismo de capacidade a informação recebida nos termos das alíneas a) e b) do presente parágrafo e do segundo parágrafo;
O respetivo fornecedor de capacidade notifica sem demora o operador da rede de transporte sobre a sua participação num mecanismo de capacidade externa.
Até 5 de julho de 2020, a REORT para a Eletricidade deve apresentar à ACER:
Uma metodologia de cálculo do limite máximo de capacidade de entrada para a participação transfronteiriça, tal como referido no n.o 7;
Uma metodologia de partilha das receitas a que se refere o n.o 9;
Regras comuns para a realização dos testes de disponibilidade referidos no n.o 10, alínea b);
Regras comuns para calcular quando são devidos pagamentos de indisponibilidade;
As regras de funcionamento do registo a que se refere o n.o 10, alínea a);
As regras comuns para identificar a capacidade elegível para participação no mecanismo de capacidade a que se refere o n.o 10, alínea a).
A proposta deve ser submetida a consulta e aprovação prévia pela ACER, nos termos do artigo 27.o.
Artigo 27.o
Procedimento de homologação
CAPÍTULO V
EXPLORAÇÃO DA REDE DE TRANSPORTE
Artigo 28.o
Rede europeia dos operadores de redes de transporte de eletricidade
Artigo 29.o
A REORT para a Eletricidade
Artigo 30.o
Funções da REORT para a Eletricidade
A REORT para a Eletricidade deve:
Desenvolver códigos de rede nos domínios mencionados no artigo 59.o, n.os 1 e 2, com vista a atingir os objetivos estabelecidos no artigo 28.o;
Aprovar e publicar, de dois em dois anos, um plano decenal não vinculativo de desenvolvimento da rede à escala da União (a seguir designado plano de desenvolvimento da rede à escala da União);
Elaborar e adotar propostas relacionadas com a avaliação europeia da adequação dos recursos nos termos do artigo 23.o, e com as especificações técnicas para a participação transfronteiriça nos mecanismos de capacidade nos termos do artigo 26.o, n.o 11;
Adotar recomendações sobre a coordenação da cooperação técnica entre os operadores de redes de transporte da União e de países terceiros;
Adotar um quadro para a cooperação e a coordenação entre os centros de coordenação regionais;
Adotar uma proposta para definir a região de exploração da rede nos termos artigo 36.o;
Cooperar com os operadores de redes de distribuição e com a entidade ORD UE;
Promover a digitalização das redes de transporte, incluindo a recolha e utilização eficazes de dados em tempo real e a implantação de redes inteligentes e de sistemas de contadores inteligentes;
Adotar instrumentos comuns para o funcionamento da rede, a fim de assegurar a coordenação do funcionamento da rede em condições normais e de emergência, incluindo uma escala comum de classificação de incidentes, e planos comuns de investigação, incluindo a realização destes planos através de um programa de investigação eficiente. Estes instrumentos especificam, entre outros aspetos:
as informações, incluindo as informações apropriadas com um dia de antecedência, ao longo do próprio dia e em tempo real, que sejam úteis para melhorar coordenação operacional, assim como a frequência ótima para a recolha e a partilha dessas informações,
a plataforma tecnológica para o intercâmbio de informações em tempo real e, se for o caso, as plataformas tecnológicas para a recolha, o tratamento e a transmissão das restantes ínformações referidas na subalínea i), bem como para a aplicação dos procedimentos suscetíveis de aumentar a coordenação operacional entre os operadores de redes de transporte, a fim de que essa coordenação se estenda a toda a União,
a forma como os operadores de redes de transporte colocam as informações operacionais à disposição de outros operadores de redes de transporte ou de qualquer entidade devidamente mandatada para os apoiar na realização da coordenação operacional, e da ACER, e
que os operadores de redes de transporte designam um ponto de contacto encarregado de responder às perguntas colocadas por outros operadores de redes de transporte ou por qualquer entidade devidamente mandatada referida na subalínea iii), ou pela ACER, sobre as referidas informações;
Adotar um programa de trabalho anual;
Contribuir para o estabelecimento de requisitos de interoperabilidade e de procedimentos transparentes e não discriminatórios de acesso aos dados, tal como previsto no artigo 24.o da Diretiva (UE) 2019/944;
Adotar um relatório anual;
Elaborar e adotar avaliações da adequação sazonais nos termos do artigo 9.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2019/941;
Promover a cibersegurança e a proteção de dados, em cooperação com as autoridades competentes e as entidades regulamentadas;
Ter em conta a evolução da resposta da procura no cumprimento das suas funções.
Artigo 31.o
Consultas
Artigo 32.o
Monitorização pela ACER
A ACER deve monitorizar a aplicação pela REORT para a Eletricidade dos códigos de rede desenvolvidos nos termos do artigo 59.o. Caso a REORT para a Eletricidade não tenha aplicado algum desses códigos, a ACER deve solicitar à REORT para a Eletricidade que transmita uma explicação devidamente fundamentada da razão por que o não fez. A ACER informa a Comissão sobre essa justificação e apresenta um parecer sobre a mesma.
A ACER deve monitorizar e analisar a aplicação dos códigos de rede e das orientações aprovados pela Comissão nos termos do artigo 58.o, n.o 1, e o seu efeito na harmonização das regras aplicáveis destinadas a facilitar a integração do mercado bem como a não discriminação, a concorrência efetiva e o funcionamento eficaz do mercado, e apresentar um relatório à Comissão.
No prazo de dois meses a contar do dia de receção, a ACER envia um parecer devidamente fundamentado bem como recomendações à REORT para a Eletricidade e à Comissão, caso considere que o projeto de programa de trabalho anual ou o projeto de plano de desenvolvimento de rede à escala da União apresentado pela REORT para a Eletricidade não contribui para um tratamento não discriminatório, uma concorrência efetiva e um funcionamento eficaz do mercado ou para um nível suficiente de interligação transfronteiriça aberta ao acesso de terceiros.
Artigo 33.o
Custos
Os custos relacionados com as atividades da REORT para a Eletricidade referidas nos artigos 28.o a 32.o e 58.o a 61.o do presente regulamento e no artigo 11.o do Regulamento (UE) n.o 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 7 ) são suportados pelos operadores de redes de transporte e tidos em conta no cálculo das tarifas. As entidades reguladoras só aprovam os referidos custos se estes forem razoáveis e apropriados.
Artigo 34.o
Cooperação regional dos operadores de redes de transporte
A Comissão fica habilitada a adotar atos delegados nos termos do artigo 68.o, a fim de completar o presente regulamento, no que diz respeito a estabelecer a área geográfica coberta por cada estrutura de cooperação regional. Para esse efeito, a Comissão consulta as entidades reguladoras, a ACER e a REORT para a Eletricidade.
Os atos delegados referidos no presente número aplicam-se sem prejuízo do disposto no artigo 36.o.
Artigo 35.o
Criação e missão dos centros de coordenação regionais
As entidades reguladoras da região operacional devem reexaminar e aprovar a proposta.
A proposta deve incluir, pelo menos, os seguintes elementos:
O Estado-Membro onde se situará a sede dos centros de coordenação regionais e os operadores de redes de transporte participantes;
As modalidades organizacionais, financeiras e operacionais necessárias para assegurar o funcionamento eficiente, seguro e fiável da rede de transporte interligada;
Um plano de execução para a entrada em funcionamento dos centros de coordenação regionais;
Os estatutos e o regulamento interno dos centros de coordenação regionais;
Uma descrição dos processos de cooperação, nos termos do artigo 38.o;
Uma descrição das disposições relativas à responsabilidade dos centros de coordenação regionais, nos termos do artigo 47.o.
Nos casos em que dois centros de coordenação regionais são mantidos numa base rotativa nos termos do artigo 36.o, n.o 2, uma descrição das disposições destinadas a definir claramente as responsabilidades e os procedimentos relativos à execução das suas funções.
Artigo 36.o
Âmbito geográfico dos Centros de coordenação regionais
Artigo 37.o
Funções dos centros de coordenação regionais
Cada centro de coordenação regional deve desempenhar, pelo menos, as seguintes funções de relevância regional em toda a região de exploração da rede em que está estabelecido:
Cálculo coordenado da capacidade em consonância com as metodologias elaboradas de acordo com as orientações para a atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Análise coordenada de segurança em consonância com as metodologias elaboradas de acordo com as orientações sobre o funcionamento da rede adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Criação de modelos de rede comuns em consonância com as metodologias e os procedimentos elaborados de acordo com as orientações sobre o funcionamento da rede adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Apoio à realização da avaliação da coerência dos planos de defesa e dos planos de restabelecimento dos operadores de redes de transporte de acordo com o procedimento previsto no código de rede para emergências e restabelecimento de eletricidade adotado com base no artigo 6.o, n.o 11, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Elaboração de previsões regionais, pelo menos para o dia seguinte, sobre a adequação das redes e preparação de ações de redução dos riscos de acordo com a metodologia prevista no artigo 8.o do Regulamento (UE) 2019/941 e com os procedimentos estabelecidos nas orientações sobre o funcionamento da rede adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Coordenação regional do planeamento das indisponibilidades de acordo com os procedimentos previstos nas orientações sobre o funcionamento da rede adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
Formação e certificação do pessoal que trabalha para os centros de coordenação regionais;
Apoio à coordenação e otimização do restabelecimento regional, tal como requerido pelos operadores de redes de transporte;
Análise e elaboração de relatórios pós-exploração e pós-perturbações;
Dimensionamento da reserva de capacidade regional;
Facilitar a contratação regional de capacidade de balanço;
Apoiar os operadores de redes de transporte, mediante pedido, na otimização das liquidações entre operadores de redes de transporte;
Tarefas relacionadas com a identificação dos cenários de crise de eletricidade a nível regional, se e na medida em que sejam atribuídas aos Centros de Coordenação Regionais, nos termos do artigo 6.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/941;
Funções relacionadas com as avaliações de adequação sazonais, se e na medida em que sejam atribuídas aos centros de coordenação regionais, nos termos do artigo 9.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2019/941;
Cálculo do valor da capacidade de entrada máxima disponível para a capacidade de participação externa nos mecanismos de capacidade para fins de formulação de uma recomendação, nos termos do artigo 26.o, n.o 7.
Tarefas relacionadas com o apoio aos operadores de redes de transporte na identificação das necessidades de nova capacidade de transporte, de atualização da capacidade de transporte existente ou de alternativas à mesma, a apresentar aos grupos regionais estabelecidos nos termos do Regulamento (UE) n.o 347/2013 e a incluir no plano decenal de desenvolvimento da rede referido no artigo 51.o da Diretiva (UE) 2019/944.
As funções descritas no primeiro parágrafo constam pormenorizadamente do anexo I.
Artigo 38.o
Cooperação no âmbito dos centros de coordenação regionais e entre estes
A coordenação quotidiana nos centros de coordenação regionais e entre estes é gerida por processos de cooperação entre os operadores de redes de transporte da região, incluindo as disposições de coordenação entre os centros de coordenação regionais, se for caso disso. O processo de cooperação baseia-se nos seguintes elementos:
Modalidades de funcionamento destinadas a abordar os aspetos de planeamento e operacionais relevantes para o desempenho das funções referidas no artigo 37.o;
Um procedimento de partilha da análise e consulta das propostas dos centros de coordenação regionais com os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede e as partes interessadas, e com outros centros de coordenação de forma eficiente e inclusiva, no exercício das suas obrigações e funções operacionais, nos termos do artigo 40.o;
Um procedimento para a adoção de ações coordenadas e recomendações, nos termos do artigo 42.o.
Artigo 39.o
Modalidades de funcionamento
Artigo 40.o
Procedimento de consulta
Artigo 41.o
Transparência
Artigo 42.o
Adoção e reexame das ações coordenadas e das recomendações
Se um operador da rede de transporte decidir não implementar a ação coordenada pelos motivos expostos no presente número, deve comunicar sem demora e de forma transparente as razões circunstanciadas da sua decisão ao centro de coordenação regional e aos operadores de redes de transporte da região de exploração da rede. Nesses casos o centro de coordenação regional deve avaliar o impacto dessa decisão nos outros operadores de redes de transporte da região de exploração da rede e podem propor uma série de ações coordenadas diferentes sujeitas a um procedimento estabelecido no n.o 1.
Sempre que um operador decidir não respeitar a recomendação a que se refere o n.o 1, o operador da rede de transporte deve apresentar sem demora uma justificação da sua decisão aos centros de coordenação regionais e aos outros operadores de redes de transporte da região de exploração da rede.
Artigo 43.o
Conselho de administração dos centros de coordenação regionais
O conselho de administração é responsável por:
Elaborar e aprovar os estatutos e regulamento interno dos centros de coordenação regionais;
Definir e estabelecer a estrutura organizativa;
Elaborar e aprovar o orçamento anual;
Elaborar e aprovar os processos de cooperação nos termos do artigo 38.o.
Artigo 44.o
Estrutura organizativa
A estrutura organizacional deve definir:
Os poderes, deveres e responsabilidades do pessoal;
A relação e os canais de comunicação entre as diferentes partes e processos da organização.
Artigo 45.o
Equipamento e pessoal
Os centros de coordenação regionais devem dispor de todos os recursos humanos, técnicos, materiais e financeiros necessários ao cumprimento das suas obrigações nos termos do presente regulamento, e ao exercício das suas funções de forma independente e imparcial.
Artigo 46.o
Monitorização e apresentação de relatórios
Os centros de coordenação regionais devem estabelecer um processo de monitorização contínua de, no mínimo:
O seu desempenho operacional;
As ações coordenadas e as recomendações emitidas, em que medida as ações coordenadas e das recomendações foram implementadas pelos operadores de redes de transporte e os resultados alcançados;
A eficácia e eficiência com que exercem cada uma das funções pelas quais são responsáveis e, se for caso disso, a rotação das suas funções.
Artigo 47.o
Responsabilidade
Na proposta de criação de centros de coordenação regionais, nos termos do artigo 35.o, os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede incluem as medidas necessárias para cobrir a responsabilidade relativa à execução das tarefas dos centros de coordenação regionais. O método utilizado para garantir a cobertura deve ter em conta o estatuto jurídico dos centros de coordenação regionais e o nível de cobertura dos seguros comerciais disponíveis.
Artigo 48.o
Plano decenal de desenvolvimento da rede
O plano de desenvolvimento da rede à escala da União deve, em especial:
Basear-se nos planos de investimento nacionais, tendo em conta os planos de investimento regionais referidos no artigo 34.o, n.o 1, do presente regulamento e, se for caso disso, os aspetos relativos à União do planeamento das redes que figuram no Regulamento (UE) n.o 347/2013; Ser submetido a uma análise custo-benefício de acordo com a metodologia estabelecida tal como previsto no artigo 11.o do referido regulamento;
No tocante às interligações transfronteiriças, basear-se também nas necessidades razoáveis dos utilizadores da rede e incluir compromissos de longo prazo dos investidores referidos nos artigos 44.o e 51.o da Diretiva (UE) 2019/944; e
Identificar lacunas no investimento, nomeadamente relacionadas com as capacidades transfronteiriças.
No que respeita à alínea c) do primeiro parágrafo, o plano de desenvolvimento da rede à escala da União pode ser acompanhado de um reexame dos entraves ao aumento da capacidade de rede transfronteiriça criados pela existência de diferentes procedimentos ou práticas de aprovação.
Artigo 49.o
Mecanismo de compensação entre operadores de redes de transporte
O primeiro período de tempo em relação ao qual devem ser pagas compensações é determinado nas orientações referidas no artigo 61.o.
Artigo 50.o
Prestação de informações
Artigo 51.o
Certificação dos operadores de redes de transporte
Ao elaborar o parecer a que se refere o primeiro parágrafo, a Comissão pode solicitar o parecer da ACER sobre a decisão da entidade reguladora. Nesse caso, o prazo de dois meses referido nesse parágrafo é prorrogado por mais dois meses.
Na falta de parecer da Comissão nos prazos referidos nos primeiro e segundo parágrafos, considera-se que a Comissão não levantou objeções à decisão da entidade reguladora.
CAPÍTULO VI
EXPLORAÇÃO DA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
Artigo 52.o
Entidade europeia dos operadores de redes de distribuição
Os membros registados podem participar na entidade ORDUE, tanto diretamente como representados pela associação nacional designada pelo Estado-Membro ou por uma associação a nível da União.
Artigo 53.o
Criação da entidade ORDUE
O projeto de regulamento interno da entidade ORDUE deve garantir uma representação equilibrada de todos os operadores de redes de distribuição participantes.
Artigo 54.o
Principais regras e procedimentos para a entidade ORDUE
Os estatutos internos da entidade ORDUE, aprovados nos termos do artigo 53.o, salvaguardam os seguintes princípios:
A participação nos trabalhos da entidade ORDUE é limitada aos membros registados, com a possibilidade de delegação entre os seus membros;
As decisões estratégicas relativas às atividades da entidade ORDUE, bem como as orientações estratégicas para o conselho de administração, são aprovadas pela assembleia geral;
As decisões da assembleia geral são adotadas de acordo com as seguintes regras:
tendo cada membro um número de votos proporcional ao respetivo número de clientes,
são alcançados 65 % dos votos atribuídos aos membros, e
a decisão é aprovada por uma maioria de 55 % dos membros;
As decisões da assembleia geral podem ser rejeitadas quando estiverem reunidas as seguintes condições:
tendo cada membro um número de votos proporcional ao respetivo número de clientes,
são alcançados 35 % dos votos atribuídos aos membros e
a decisão é rejeitada por pelo menos 25 % dos membros;
O conselho de administração é eleito pela assembleia geral para um mandato máximo de quatro anos;
O conselho de administração nomeia o presidente e três vice-presidentes de entre os membros do conselho;
O conselho de administração dirige a cooperação entre os operadores de redes de transporte os operadores de redes de distribuição, de acordo com os artigos 56.o e 57.o;
As decisões do conselho de administração são aprovadas por uma maioria absoluta;
Com base numa proposta do conselho de administração, o Secretário-Geral é nomeado pela assembleia geral de entre os seus membros para um mandato de quatro anos, renovável uma vez;
Com base numa proposta do conselho de administração, os grupos de peritos são nomeados pela assembleia geral, sendo que cada grupo não deve exceder os 30 membros, com a possibilidade de até um terço desses membros não fazer parte da ORDUE. Além disso, deve ser criado um grupo de peritos «por país», composto exatamente por um representante dos operadores de redes de distribuição de cada Estado-Membro.
O regulamento interno da entidade ORDUE deve garantir um tratamento justo e proporcional dos seus membros e refletir a diversidade da estrutura geográfica e económica dos respetivos membros. O regulamento interno deve prever, nomeadamente, o seguinte:
O conselho de administração é composto pelo presidente e por 27 representantes dos membros, dos quais:
nove são representantes de membros com mais de um milhão de utilizadores da rede,
nove são representantes de membros com mais de 100 000 e menos de 1 milhão de utilizadores da rede, e
nove são representantes de membros com menos de 100 000 de utilizadores da rede;
Os representantes das associações de ORD existentes podem participar nas reuniões do conselho de administração na qualidade de observadores;
O conselho de administração não pode ser composto por mais de três representantes de membros sediados no mesmo Estado-Membro ou pertencentes ao mesmo grupo industrial;
Cada vice-presidente do conselho de administração tem de ser nomeado de entre os representantes dos membros em cada categoria descrita na alínea a);
Os representantes dos membros sediados num só Estado-Membro ou que fazem parte do mesmo grupo industrial não constituem a maioria do grupo de peritos participantes;
O conselho de administração cria um grupo consultivo estratégico que dá o seu parecer ao conselho de administração e aos grupos de peritos e é composto por representantes das associações ORD europeias e dos Estados-Membros que não estejam representados no conselho de administração.
Artigo 55.o
Funções da entidade ORDUE
As funções da entidade ORDUE são as seguintes:
Promover a operação e o planeamento das redes de distribuição em coordenação com a operação e o planeamento das redes de transporte;
Facilitar a integração das fontes de energia renovável, da produção distribuída e de outros recursos integrados na rede de distribuição, como o armazenamento de energia;
Facilitar a flexibilidade e a resposta do lado da procura e o acesso aos mercados dos utilizadores das redes de distribuição;
Contribuir para a digitalização dos sistemas de distribuição, incluindo a implantação de redes inteligentes e de sistemas de contadores inteligentes;
Apoiar o desenvolvimento da gestão de dados, a cibersegurança e a proteção de dados, em cooperação com as autoridades competentes e entidades regulamentadas;
Participar na elaboração de códigos de rede relevantes para a exploração e o planeamento das redes de distribuição e a coordenação das redes de transporte e das redes de distribuição, nos termos do artigo 59.o.
Além disso, a entidade ORDUE deve:
Cooperar com a REORT para a Eletricidade, sobre a monitorização da aplicação dos códigos de rede e orientações que possam ser relevantes para a exploração e o planeamento das redes de distribuição e a coordenação das redes de transporte e das redes de distribuição, e que sejam aprovados nos termos do presente regulamento;
Cooperar com a REORT para a Eletricidade e adotar as melhores práticas em matéria de exploração e planeamento de redes de transporte e distribuição, incluindo aspetos como o intercâmbio de dados entre operadores e a coordenação de recursos energéticos distribuídos;
Trabalhar na identificação das melhores práticas nos domínios referidos no n.o 1 e para a introdução de melhorias na eficiência energética da rede de distribuição;
Adotar o programa de trabalho anual e um relatório anual;
Funcionar de acordo com o direito da concorrência da União e assegurar a neutralidade.
Artigo 56.o
Consultas no âmbito do processo de desenvolvimento dos códigos de rede
Artigo 57.o
Cooperação entre os operadores de redes de distribuição e os operadores de redes de transporte
CAPÍTULO VII
CÓDIGOS DE REDE E ORIENTAÇÕES
Artigo 58.o
Adoção de códigos de rede e orientações
Os códigos de rede e as orientações devem:
Assegurar que está previsto o nível mínimo de harmonização necessário para se atingir os objetivos do presente regulamento;
Ter em conta, se for caso disso, as especificidades regionais;
Não exceder o necessário para esse efeito nos termos da alínea a); e
Aplicar-se sem prejuízo do direito dos Estados-Membros de estabelecerem códigos de rede nacionais que não afetem o comércio interzonal.
Artigo 59.o
Estabelecimento de códigos de rede
A Comissão fica habilitada a adotar atos de execução, a fim de assegurar condições uniformes para a execução do presente regulamento através do estabelecimento de códigos de rede nos seguintes domínios:
Regras de segurança e fiabilidade da rede, incluindo regras para a capacidade técnica de reserva de transporte tendo em vista a segurança operacional da rede, bem como regras de interoperabilidade, em aplicação dos artigos 34.o a 47.o e do artigo 57.o do presente regulamento e do artigo 40.o da Diretiva (UE) 2019/944, incluindo os estados da rede, as medidas corretivas e os limites de segurança operacional, o controlo da tensão e a gestão da potência reativa, a gestão da corrente do curto-circuito, a gestão de fluxos de energia, a análise e tratamento das contingências, os equipamentos e sistemas de proteção, o intercâmbio de dados, o cumprimento, a formação, a análise do planeamento operacional e da segurança operacional, a coordenação da segurança operacional regional, a coordenação das indisponibilidades, os planos de disponibilidade dos ativos pertinentes, a análise da adequação, os serviços de sistema, a programação e a plataforma de dados de planeamento operacional;
Regras de atribuição de capacidade e de gestão de congestionamentos, em aplicação do artigo 6.o da Diretiva (UE) 2019/944 e dos artigos 7.o a 10.o, 13.o a 17.o e 35.o a 37.o do presente regulamento, incluindo no que respeita aos processos e metodologias para o cálculo de capacidade para o dia seguinte, intradiária e a prazo, aos modelos de rede, à configuração da zona de ofertas, ao redespacho e trocas compensatórias, aos algoritmos de negociação, ao acoplamento único para o dia seguinte e ao acoplamento único intradiário, à firmeza da capacidade interzonal atribuída, à distribuição das receitas associadas ao congestionamento, à cobertura de riscos de transporte interzonais, aos procedimentos de nomeação e à recuperação dos custos da atribuição de capacidade da gestão dos congestionamentos;
Regras de negociação relacionadas com a prestação técnica e operacional de serviços de acesso à rede e com a balanço da rede, em aplicação dos artigos 5.o, 6.o e 17.o, bem como regras relativas à energia de reserva relacionada com a rede, incluindo no que respeita às funções e responsabilidades, às plataformas de intercâmbio de energia de balanço, à hora de encerramento do mercado, aos requisitos para produtos normalizados e produtos específicos de balanço, à contratação de serviços de balanço, à atribuição de capacidade interzonal para o intercâmbio de serviços de balanço ou à partilha de reservas, à liquidação da energia de balanço, à liquidação de trocas de energia entre operadores de redes, à liquidação de desvios e à liquidação de capacidade de balanço, ao controlo de carga-frequência, aos parâmetros definidores da qualidade da frequência e ao valor-padrão da qualidade da frequência, às reservas de contenção da frequência, às reservas de restabelecimento da frequência, às reservas de reposição, à troca e partilha de reservas, aos processos de ativação transfronteiriça de reservas, aos processos de controlo temporal e à transparência da informação;
Regras não discriminatórias e transparentes relativas à prestação de serviços de sistema não associado à frequência, em aplicação dos artigos 36.o, 40.o e 54.o da Diretiva (UE) 2019/944, incluindo regras sobre o controlo de tensão em estado estacionário, a inércia, a injeção rápida de corrente reativa, a inércia para a estabilidade da rede, corrente do curto-circuito, a capacidade de arranque autónomo e a capacidade de funcionamento isolado;
Regras relativas à resposta da procura, em aplicação dos artigos 57.o do presente regulamento e os artigos 17.o, 31.o, 32.o, 36.o, 40.o e 54.o da Diretiva (UE) 2019/944, incluindo regras de agregação, o armazenamento de energia e as regras aplicáveis ao deslastre.
Os referidos atos de execução são adotados pelo procedimento de exame referido no artigo 67.o, n.o 2.
A Comissão fica habilitada a adotar atos delegados, nos termos do artigo 68.o, a fim de completar o presente regulamento no que diz respeito ao estabelecimento de códigos de rede nos seguintes domínios:
Regras de ligação à rede, incluindo regras de ligação das instalações de consumo ligadas à rede de transporte, as instalações de distribuição e redes de distribuição ligadas à rede de transporte, a ligação de unidades de consumo utilizadas para dar resposta da procura, os requisitos da ligação de geradores de eletricidade à rede, os requisitos de ligação à rede de sistemas de corrente contínua em alta tensão, os requisitos para módulos de parque gerador ligados em corrente contínua e para estações remotas de rede de conversão de corrente contínua em alta tensão, e os procedimentos de comunicação operacional para a ligação à rede;
Regras em matéria de intercâmbio de dados, de liquidação e de transparência, incluindo, em particular, as capacidades de transferência para horizontes temporais pertinentes, estimativas e valores reais sobre a atribuição e utilização das capacidades de transferência, a previsão e a procura efetiva de instalações e a sua agregação, nomeadamente a indisponibilidade de instalações, a previsão e a produção efetiva de unidades de produção e a sua agregação, incluindo a indisponibilidade de unidades, a disponibilidade e a utilização de redes, as medidas de gestão de congestionamentos e os dados de mercado de balanço. As regras devem incluir a forma como a informação é publicada, o calendário de publicação, bem como as entidades responsáveis pela sua gestão;
Regras de acesso de terceiros;
Procedimentos operacionais de emergência e restabelecimento em situações de emergência, incluindo planos de defesa e de restabelecimento da rede, interações de mercado, comunicação e intercâmbio de informações, ferramentas e recursos;
Regras setoriais para os aspetos ligados à cibersegurança dos fluxos transfronteiriços de eletricidade, incluindo regras sobre os requisitos mínimos comuns, o planeamento, o acompanhamento, a elaboração de relatórios e a gestão de crises;
Se o objeto do código de rede estiver diretamente relacionado com o funcionamento da rede de distribuição e não for particularmente relevante para a rede de transporte, a Comissão pode solicitar à entidade ORDUE em cooperação com a REORT para a Eletricidade, que convoque um comité de redação e apresente uma proposta de código de rede à ACER.
Artigo 60.o
Modificação dos códigos de rede
Artigo 61.o
Orientações
A Comissão fica habilitada a adotar atos delegados nos termos do artigo 68.o, a fim de completar o presente regulamento, no que diz respeito a estabelecer orientações relacionadas com o mecanismo de balanço entre operadores de redes de transporte. Essas orientações devem especificar, de acordo com os princípios estabelecidos nos artigos 18.o e 49.o:
Pormenores do procedimento para determinar os operadores de redes de transporte que têm de pagar compensações pelos fluxos transfronteiriços, nomeadamente no que se refere à separação entre os operadores de redes de transporte nacionais onde têm origem os fluxos transfronteiriços e os operadores de redes de destino desses fluxos, nos termos do disposto no artigo 49.o, n.o 2;
Pormenores do procedimento de pagamento a seguir, incluindo a determinação do primeiro período em relação ao qual devem ser pagas compensações, nos termos do disposto no segundo parágrafo do artigo 49.o, n.o 3;
Pormenores das metodologias utilizadas para determinar os fluxos transfronteiriços acolhidos em relação aos quais têm de ser pagas compensações ao abrigo do artigo 49.o, tanto em termos de quantidade como de tipo de fluxos, e a dimensão dos fluxos designados como tendo origem e/ou destino em redes de transporte de diferentes Estados-Membros, nos termos do disposto no artigo 49.o, n.o 5;
Pormenores da metodologia utilizada para determinar os custos e os benefícios inerentes ao acolhimento de fluxos transfronteiriços, nos termos do disposto no artigo 49.o, n.o 6;
Pormenores do tratamento, no contexto do mecanismo de balanço entre operadores de redes de transportes, dos fluxos de eletricidade com origem ou destino em países não membros do Espaço Económico Europeu; e
A participação das redes nacionais que se encontram interligadas através de linhas de corrente contínua, nos termos do disposto no artigo 49.o.
Se for caso disso, a Comissão poderá adotar atos de execução que estabeleçam orientações que preveem o grau mínimo de harmonização necessário para alcançar o objetivo do presente regulamento podem conter as seguintes indicações:
Pormenores das regras de comércio de eletricidade que aplicam o artigo 6.o da Diretiva (UE) 2019/944 e os artigos 5.o a 10.o, 13.o a 17.o, 35.o, 36.o e 37.o do presente regulamento;
Pormenores sobre as regras de incentivo ao investimento para a interligação da capacidade, incluindo sinais de localização, em aplicação do artigo 19.o;
Esses atos de execução serão adotados pelo procedimento de exame referido no artigo 67.o, n.o 2.
Esses atos de execução devem ser adotados pelo procedimento de exame referido no artigo 67.o, n.o 2.
Artigo 62.o
Direito dos Estados-Membros de preverem medidas mais detalhadas
O presente regulamento aplica-se sem prejuízo do direito dos Estados-Membros de manterem ou aprovarem medidas que contenham disposições mais detalhadas do que as estabelecidas no presente regulamento, nas orientações a que se refere o artigo 61.o ou nos códigos de rede a que se refere o artigo 59.o, desde que tais medidas sejam compatíveis com o direito da União.
CAPÍTULO VIII
DISPOSIÇÕES FINAIS
Artigo 63.o
Novas interligações
As novas interligações de corrente contínua podem, se tal for solicitado, ficar isentas, por um período limitado, do artigo 19.o, n.os 2 e 3, do presente regulamento e dos artigos 6.o, 43.o, 59.o, n.o 7, e 60.o, n.o 1, da Diretiva (UE) 2019/944, nas seguintes condições:
O investimento tem de reforçar a concorrência na comercialização de eletricidade;
O nível de risco associado ao investimento deve ser tal que o investimento não se realizaria se não fosse concedida uma isenção;
O proprietário da interligação tem de ser uma pessoa singular ou coletiva distinta, pelo menos no plano jurídico, dos operadores em cujas redes será construída a interligação;
Devem ser aplicadas tarifas aos utilizadores dessa interligação;
Desde a abertura parcial do mercado referida no artigo 19.o da Diretiva 96/92/CE do Parlamento Europeu e do Conselho ( 9 ), nenhuma parte do capital ou dos custos de exploração da interligação foi recuperada por via de qualquer componente das tarifas aplicadas pela utilização das redes de transporte ou distribuição ligadas pela interligação; e
A isenção não pode prejudicar a concorrência nem o funcionamento efetivo do mercado interno da eletricidade ou o funcionamento efetivo do sistema regulado ao qual está ligada a interligação.
No prazo de dois meses a contar da do pedido de isenção recebido pela última das entidades reguladoras em causa, a ACER pode apresentar um parecer consultivo às entidades reguladoras, o qual pode constituir a base para a sua decisão.
Ao decidir conceder uma derrogação, as entidades reguladoras devem ter em conta, caso a caso, da necessidade de impor condições no que se refere à duração da derrogação e ao acesso não discriminatório à interligação. Ao decidir essas condições, as entidades reguladoras terão em conta, nomeadamente, a capacidade adicional a construir ou a alteração da capacidade existente, o horizonte temporal do projeto e as circunstâncias nacionais.
Antes de concederem uma isenção, as entidades reguladoras dos Estados-Membros em causa definem as regras e os mecanismos de gestão e atribuição de capacidade. As regras de gestão dos congestionamentos devem incluir a obrigação de oferecer no mercado a capacidade não utilizada e os utilizadores do serviço devem ter o direito de transacionar no mercado secundário as suas capacidades contratadas. Na avaliação dos critérios referidos nas alíneas a), b) e f) do n.o 1, devem ser tidos em conta os resultados do procedimento de atribuição de capacidade.
Caso todas as entidades reguladoras em causa tenham chegado a acordo sobre a decisão de isenção no prazo de seis meses a contar da receção do pedido, devem informar a ACER dessa decisão.
A decisão de isenção, incluindo as condições referidas no terceiro parágrafo do presente número, deve ser devidamente justificada e publicada.
A decisão referida no n.o 4 é tomada pela ACER:
Se as entidades reguladoras em causa não tiverem podido chegar a acordo no prazo de seis meses a contar da data em que a última dessas entidades reguladoras recebeu o pedido de isenção; ou
Mediante pedido conjunto das entidades reguladoras em causa.
Antes de tomar essa decisão, a ACER consulta as entidades reguladoras em causa e os requerentes.
Para informação, uma cópia de cada pedido de isenção deve ser enviada sem demora pelas entidades reguladoras à Comissão e à ACER, após a sua receção. A decisão deve ser notificada sem demora, consoante o caso, pelas entidades reguladoras em causa ou pela ACER (organismos notificadores) à Comissão, acompanhada de todas as informações relevantes respeitantes à decisão. Essas informações podem ser apresentadas à Comissão sob forma agregada, de modo a que esta possa formular uma decisão bem fundamentada. As referidas informações devem incluir nomeadamente:
As razões circunstanciadas com base nas quais foi concedida ou recusada a isenção, incluindo as informações financeiras que justificam a necessidade dessa isenção;
A análise dos efeitos, em termos de concorrência e de eficácia de funcionamento do mercado interno da eletricidade, resultantes da concessão dessa isenção;
As razões em que se fundamentam o período da isenção e a percentagem da capacidade total da interligação em questão a que a mesma é concedida; e
O resultado da consulta às entidades reguladoras em causa.
Se as informações pedidas não derem entrada dentro do prazo indicado no pedido da Comissão, considerar-se-á que a notificação foi retirada, a não ser que, antes de findo o prazo, este tenha sido prorrogado por mútuo consentimento da Comissão e dos organismos notificadores ou que os organismos notificadores, numa declaração devidamente fundamentada, tenham informado a Comissão de que consideram a notificação completa.
Os organismos notificadores devem cumprir a decisão da Comissão de alterar ou anular a decisão de isenção no prazo de um mês após a sua receção, e informar a Comissão nesse sentido.
A Comissão deve proteger a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.
A decisão da Comissão de isenção caduca dois anos após data da sua aprovação, se a construção da interligação não tiver ainda começado nessa data ou cinco anos após a referida adoção se a interligação não estiver operacional nessa data, salvo se a Comissão decidir, com base num pedido fundamentado apresentado pelos organismos notificadores, que os atrasos se devem a entraves significativos que ultrapassem o controlo da pessoa a quem a isenção foi concedida.
A Comissão pode, a pedido ou oficiosamente, voltar a dar início ao processo do pedido de isenção, se:
Tendo em devida consideração as expectativas legítimas das partes e o equilíbrio económico alcançado na decisão de isenção original, se tiver verificado uma alteração substancial da situação de facto em que a decisão se fundou;
As empresas em causa não cumprirem os seus compromissos; ou
A decisão se basear em informações incompletas, inexatas ou deturpadas prestadas pelas partes.
Artigo 64.o
Derrogações
Os Estados-Membros podem aplicar as derrogações às disposições pertinentes dos artigos 3.o e 6.o, do artigo 7.o, n.o 1, do artigo 8.o, n.o 1 e n.o 4, dos artigos 9.o, 10.o e 11.o, dos artigos 14.o a 17.o, dos artigos 19.o a 27.o, dos artigos 35.o a 47.o e do artigo 51.o desde que:
O Estado-Membro possa provar a existência de sérios problemas no funcionamento das pequenas redes isoladas e das pequenas redes interligadas;
As regiões ultraperiféricas na aceção do artigo 349.o do TFUE não possam estar interligadas com o mercado energético da União por óbvias razões físicas.
Na situação a que se refere alínea a) do primeiro parágrafo, a derrogação deve ser limitada no tempo e sujeita a condições destinadas a aumentar a concorrência e a integração com o mercado interno da eletricidade.
Na situação a que se refere alínea b) do primeiro parágrafo, a derrogação não está limitada temporalmente.
A Comissão informa todos os Estados-Membros desses pedidos antes de adotar uma decisão, protegendo a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.
A derrogação concedida ao abrigo do presente artigo deve garantir que não prejudica a transição para a energia renovável, o aumento da flexibilidade, do armazenamento de energia, da mobilidade elétrica e da resposta da procura.
Ao decidir conceder uma derrogação, a Comissão reflete, na sua decisão, em que medida as derrogações devem ter em conta a aplicação dos códigos de rede e das orientações.
Se em 1 de janeiro de 2026 a rede de transporte de Chipre não estiver ligada às redes de transporte de outros Estados-Membros através de interligações, Chipre deve avaliar a necessidade de derrogar a essas disposições e pode apresentar à Comissão um pedido para prorrogar a derrogação. A Comissão deve avaliar se a aplicação das disposições pode causar problemas sérios ao funcionamento da rede de eletricidade em Chipre ou se se espera que a sua aplicação no país venha a beneficiar o funcionamento do mercado. Com base nesta avaliação, a Comissão emite uma decisão fundamentada sobre a prorrogação total ou parcial da derrogação. Essa decisão será publicada no Jornal Oficial da União Europeia.
Artigo 65.o
Prestação de informações e confidencialidade
A Comissão deve fixar um prazo-limite razoável para a prestação de informações, tendo em conta a complexidade das informações solicitadas e a urgência na sua obtenção.
Sempre que enviar um pedido de informações a uma empresa, a Comissão deve enviar simultaneamente uma cópia do mesmo pedido às entidades reguladoras do Estado-Membro em cujo território estiver situada a sede da empresa.
A Comissão deve enviar simultaneamente uma cópia da sua decisão às entidades reguladoras do Estado-Membro em cujo território estiver situada a residência da pessoa ou a sede da empresa.
A Comissão não deve revelar as informações abrangidas pela obrigação de sigilo profissional que tenha obtido ao abrigo do presente regulamento.
Artigo 66.o
Sanções
Artigo 67.o
Procedimento de comité
Artigo 68.o
Exercício da delegação
Artigo 69.o
Reexame e relatórios da Comissão
A Comissão apresenta ao Parlamento Europeu e ao Conselho um relatório detalhado da sua avaliação até à mesma data.
Até 31 de dezembro de 2026, a Comissão deve, se for caso disso, apresentar propostas legislativas com base nesse relatório, no seguimento da sua avaliação.
Artigo 70.o
Revogação
O Regulamento (CE) n.o 714/2009 é revogado. As remissões para o regulamento revogado devem entender-se como remissões para o presente regulamento e ser lidas de acordo com a tabela de correspondência constante do anexo II.
Artigo 71.o
Entrada em vigor
Não obstante o primeiro parágrafo, os artigos 14.o, 15.o, 22.o, n.o 4, 23.o, n.os 3 e 6, 35.o, 36.o e 62.o são aplicáveis a partir da data de entrada em vigor do presente regulamento. Para efeitos da aplicação do artigo 14.o, n.o 7, e do artigo 15.o, n.o 2, o artigo 16.o é igualmente aplicável a partir dessa data.
O presente regulamento é obrigatório em todos os seus elementos e diretamente aplicável em todos os Estados-Membros.
ANEXO I
FUNÇÕES DOS CENTROS DE COORDENAÇÃO REGIONAIS
1. Cálculo coordenado da capacidade
1.1 Os centros de coordenação regional devem efetuar o cálculo coordenado das capacidades interzonais.
1.2 O cálculo coordenado da capacidade deve ser efetuado para os períodos para o dia seguinte e intradiários.
1.3 O cálculo coordenado da capacidade deve ser efetuado com base nas metodologias desenvolvidas nos termos das orientações para a atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotadas nos termos do artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009.
1.4 O cálculo coordenado da capacidade deve ser efetuado com base num modelo de rede comum nos termos do ponto 3.
1.5 O cálculo coordenado da capacidade deve garantir uma gestão eficiente dos congestionamentos, de acordo com os princípios de gestão de congestionamentos estabelecidos no presente regulamento.
2. Análise coordenada de segurança
2.1 Os centros de coordenação regional devem realizar uma análise coordenada de segurança com vista a garantir o funcionamento seguro da rede.
2.2 A análise de segurança deve ser realizada relativamente a todos os períodos de planeamento operacional, entre os períodos para o ano seguinte e intradiários, utilizando modelos de rede comum.
2.3 A análise coordenada de segurança deve ser realizada com base nas metodologias desenvolvidas em consonância com as orientações sobre o funcionamento da rede adotadas nos termos do artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
2.4 Os centros de coordenação regional devem partilhar os resultados da análise coordenada de segurança com, pelo menos, os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede.
2.5 Quando, em resultado da análise coordenada de segurança um centro de coordenação regional detetar eventuais condicionalismos, deve conceber medidas corretivas que maximizem a eficácia e a eficiência económica.
3. Criação de modelos de rede comum
3.1 Os centros de coordenação regional devem instaurar processos eficientes para a criação de um modelo de rede comum para cada período de planeamento operacional entre os períodos para o ano seguinte e intradiários.
3.2 Os operadores de redes de transporte devem designar um centro de coordenação regional para construir os modelos de rede comum à escala europeia.
3.3 Os modelos de rede comum devem ser efetuados de acordo com as metodologias desenvolvidas de acordo com as orientações sobre o funcionamento da rede e as orientações relativas à atribuição de capacidade e à gestão de congestionamentos, adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009;
3.4 Os modelos de rede comum devem incluir dados pertinentes para um planeamento operacional eficiente e para o cálculo da capacidade em todos os períodos de planeamento operacional entre os períodos para o ano seguinte e intradiários.
3.5 Os modelos de rede comum devem ser disponibilizados a todos os centros de coordenação regional, aos operadores de redes de transporte, à REORT para a Eletricidade e, mediante pedido, à ACER.
4. Apoio à avaliação da coerência dos planos de defesa e dos planos de restabelecimento dos operadores de redes de transporte
4.1 Os centros de coordenação regional devem apoiar os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede na realização da avaliação da coerência dos planos de defesa e dos planos de restabelecimento dos operadores de redes de transporte nos termos dos procedimentos previstos no código de rede para emergências e restabelecimento de eletricidade, adotado com base no artigo 6.o, n.o 11, do Regulamento (CE) n.o 714/2009.
4.2 Os operadores de redes de transporte devem chegar a acordo quanto a um limiar acima do qual o impacto das ações de um ou mais operadores de redes de transporte em estado de emergência, de interrupção ou de restabelecimento é considerado significativo para os outros operadores de redes de transporte interligados de forma síncrona ou não síncrona.
4.3 Na prestação de apoio aos operadores de redes de transporte, o centro de coordenação regional deve:
Identificar potenciais incompatibilidades;
Propor medidas de atenuação.
4.4 Os operadores de redes de transporte devem avaliar e tomar em conta as medidas de atenuação propostas.
5. Apoio à coordenação e otimização do restabelecimento regional
5.1 Cada coordenador de segurança regional competente deve apoiar os operadores de redes de transporte nomeados como líderes de frequência e líderes de ressincronização nos termos do código de rede para emergências e restabelecimento de eletricidade, adotado com base no artigo 6.o, n.o 11, do Regulamento (CE) n.o 714/2009, a fim de melhorar a eficiência e a eficácia do restabelecimento da rede. Os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede devem definir o papel do centro de coordenação regional no que diz respeito à coordenação e otimização do restabelecimento a nível regional.
5.2 Os operadores de redes de transporte podem solicitar a assistência dos centros de coordenação regional quando a respetiva rede estiver em estado de interrupção ou de restabelecimento.
5.3 Os centros de coordenação regional devem estar equipados com sistemas de controlo e aquisição de dados próximos do tempo real, com uma observabilidade definida através da aplicação do limiar previsto no ponto 4.2.
6. Análise e elaboração de relatórios pós-exploração e pós-perturbações
6.1 Os centros de coordenação regional devem investigar e elaborar um relatório sobre qualquer incidente acima do limiar definido no ponto 4.2. As entidades reguladoras da região de exploração da rede e a Agência podem ser envolvidas no inquérito a seu pedido. O relatório deve conter recomendações destinadas a prevenir incidentes semelhantes no futuro.
6.2 Os centros de coordenação regional publicam o relatório. A ACER pode emitir recomendações destinadas a prevenir incidentes semelhantes no futuro.
7. Dimensionamento regional da capacidade de reserva
7.1 Os centros de coordenação regional calculam as condições da capacidade de reserva para a região de exploração da rede. O cálculo da capacidade de reserva deve:
Prosseguir o objetivo geral de manter a segurança operacional da forma mais eficaz em termos de custos;
Ser efetuado relativamente ao período para o dia seguinte ou intradiário, ou ambos;
Calcular o volume global da capacidade de reserva necessária para a região de exploração da rede;
Definir os requisitos mínimos de capacidade de reserva para cada tipo de capacidade de reserva;
Ter em conta as possibilidades de substituição entre os diferentes tipos de capacidade de reserva, com vista a minimizar os custos da contratação;
Definir os requisitos necessários para a distribuição geográfica da capacidade de reserva necessária, se for o caso.
8. Facilitar a contratação regional de capacidade de balanço
8.1 Os centros de coordenação regional devem ajudar os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede a calcular o volume de capacidade de balanço que deve ser adquirido. O cálculo do volume de capacidade de balanço deve:
Ser efetuado relativamente ao período para o dia seguinte ou intradiário, ou ambos;
Ter em conta as possibilidades de substituição entre os diferentes tipos de capacidade de reserva, com vista a minimizar os custos da contratação;
Ter em conta os volumes de capacidade de reserva necessária que previsivelmente sejam disponibilizados pelas ofertas de energia de balanço que não são apresentadas com base num contrato de capacidade de balanço.
8.2 Os centros operacionais regionais devem ajudar os operadores de redes de transporte da região de exploração da rede a adquirir o volume de capacidade de balanço determinado nos termos do ponto 8.1. A contratação de capacidade de balanço deve:
Ser efetuada relativamente ao período para o dia seguinte ou intradiário, ou ambos;
Ter em conta as possibilidades de substituição entre os diferentes tipos de reservas de capacidade, com vista a minimizar os custos da contratação.
9. Avaliações da adequação da rede regional da semana seguinte para, pelo menos, o dia seguinte e preparação de ações de redução dos riscos.
9.1 Os centros de coordenação regional devem efetuar avaliações da semana seguinte para, pelo menos, o dia seguinte de acordo com os procedimentos previstos no Regulamento 2017/1485 e com base na metodologia desenvolvida nos termos do artigo 8.o do Regulamento (UE) 2019/941.
9.2 Os centros de coordenação regional devem basear a avaliação da adequação regional de curto prazo nas informações fornecidas pelos operadores de redes de transporte da região de exploração da rede, com o objetivo de detetar situações em que se preveja a inadequação em qualquer das zonas de controlo ou a nível regional. Os centros de coordenação regional devem ter em conta as possibilidades de intercâmbios interzonais e os limites de segurança operacional em todos os períodos de planeamento operacional pertinentes.
9.3 Quando se efetua a avaliação da adequação da rede regional, cada centro de coordenação regional deve, em coordenação com os outros centros de coordenação regional:
Verificar os pressupostos e previsões subjacentes;
Detetar eventuais situações de inadequação inter-regional.
9.4 Cada centro de coordenação regional deve apresentar os resultados das avaliações de adequação da rede regional, juntamente com as ações de redução dos riscos que propõe para reduzir os riscos de inadequação dos operadores de redes de transporte da região de exploração da rede e dos outros centros de coordenação regional.
10. Planeamento e coordenação das indisponibilidades a nível regional
10.1 Cada centro de coordenação regional deve efetuar a coordenação das indisponibilidades a nível regional, de acordo com os procedimentos previstos nas orientações sobre a operação de redes de transporte de eletricidade, adotadas com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009, a fim de acompanhar a disponibilidade dos ativos relevantes e coordenar os planos de disponibilidade, com vista a garantir a segurança operacional da rede de transporte e, simultaneamente, maximizar a capacidade das interligações e/ou das redes de transporte que afetam os fluxos interzonais.
10.2 Cada centro de coordenação regional deve manter uma lista única de elementos da rede, módulos de produção de energia e mecanismos de procura da região de exploração da rede, e disponibilizar essa lista através do sistema de dados de planeamento operacional da REORT para a Eletricidade.
10.3 Cada centro de coordenação regional deve realizar as seguintes atividades relacionadas com a coordenação em matéria de interrupções na região de exploração da rede:
Avaliar a compatibilidade do planeamento das interrupções, utilizando os planos de disponibilidade dos operadores de redes de transporte para o ano seguinte;
Fornecer aos operadores de redes de transporte da região de exploração da rede uma lista das incompatibilidades de planeamento detetadas e das soluções propostas para as resolver.
11. Otimização do mecanismo de balanço entre operadores de redes de transporte
11.1 Os operadores de redes de transporte da região de gestão do sistema podem decidir conjuntamente receber o apoio do centro de coordenação regional na gestão dos fluxos financeiros entre operadores de redes de transporte relacionados com acordos que envolvam mais de dois operadores de redes de transporte, tais como os custos de redespacho, as receitas de congestionamento, os desvios não intencionais ou os custos com a contratação de reservas.
12. Formação e certificação do pessoal que trabalha para os Centros de Coordenação Regionais
12.1 Os centros de coordenação regional devem preparar e executar programas de formação e certificação sobre a exploração regional da rede para o pessoal que trabalha para os centros de coordenação regional.
12.2 Os programas de formação devem abranger todos os componentes relevantes do funcionamento da rede em que o centro de coordenação regional desempenha tarefas, incluindo os cenários de crise regional.
13. Identificação de cenários de crise de eletricidade a nível regional
13.1 Se a REORT para a Eletricidade delegar esta função, os centros de coordenação regional devem identificar cenários de crise de eletricidade regional de acordo com os critérios estabelecidos no artigo 6.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/941.
A identificação dos cenários de crise de eletricidade regional deve ser efetuada de acordo com a metodologia prevista no artigo 5.o do Regulamento (UE) 2019/941.
13.2 Os centros de coordenação regional devem apoiar as autoridades competentes de cada região de exploração da rede, a seu pedido, na preparação e execução da simulação de crise bienal de acordo com o artigo 12.o, n.o 3, do Regulamento (UE) 2019/941.
14. Identificação das necessidades de nova capacidade de transporte, de atualização da capacidade de transporte existente ou de alternativas à mesma.
14.1. Os centros de coordenação regionais devem ajudar os operadores de redes de transporte na identificação das necessidades de nova capacidade de transporte, de atualização da capacidade de transporte existente ou de alternativas à mesma, a apresentar aos grupos regionais estabelecidos nos termos do Regulamento (UE) n.o 347/2013 e a incluir no plano decenal de desenvolvimento da rede referido no artigo 51.o da Diretiva (UE) 2019/944.
15. Cálculo da capacidade de entrada máxima disponível para a capacidade de participação externa nos mecanismos de capacidade.
15.1 Os coordenadores de segurança regional devem apoiar os operadores de redes de transporte no cálculo da capacidade de entrada máxima disponível para a capacidade de participação externa nos mecanismos de capacidade, tendo em conta a disponibilidade previsível de interligação e a provável ocorrência simultânea de pressão entre a rede em que o mecanismo é aplicado e a rede em que essa capacidade externa se encontra.
15.2 O cálculo deve ser efetuado de acordo com a metodologia prevista no artigo 26.o, n.o 11, alínea a).
15.3 Os centros de coordenação regional devem fornecer um cálculo para cada fronteira da zona de ofertas abrangida pela região de exploração da rede.
16. Preparação das avaliações de adequação sazonais
16.1 Se a REORT para a Eletricidade delegar esta função nos termos do artigo 9.o do Regulamento (UE) 2019/941, os centros de coordenação regional devem efetuar as avaliações de adequação sazonal regionais.
16.2. A preparação das avaliações de adequação sazonais deve ser efetuada com base na metodologia desenvolvida nos termos do artigo 8.o do Regulamento (UE) 2019/941.
ANEXO II
REGULAMENTO REVOGADO COM A LISTA DAS SUAS ALTERAÇÕES SUCESSIVAS
Regulamento (UE) n.o 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de abril de 2013, relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias e que revoga a Decisão n.o 1364/2006/CE e altera os Regulamentos (CE) n.o 713/2009, (CE) n.o 714/2009 e (CE) n.o 715/2009 (JO L 115 de 25.4.2013, p. 39) |
Artigo 8.o, n.o 3, alínea a) Artigo 8.o, n.o 10, alínea a) Artigo 11.o Artigo 18.o, n.o 4, alínea a) Artigo 23.o, n.o 3 |
Regulamento (UE) n.o 543/2013 da Comissão, de 14 de junho de 2013, sobre a apresentação e a publicação de dados dos mercados da eletricidade e que altera o anexo I do Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho (JO L 163 de 15.6.2013, p. 1) |
Anexo I, pontos 5.5 a 5.9 |
ANEXO III
TABELA DE CORRESPONDÊNCIA
Regulamento (CE) n.o 714/2009 |
Presente regulamento |
— |
Artigo 1.o, alínea a) |
— |
Artigo 1.o, alínea b) |
Artigo 1.o, alínea a) |
Artigo 1.o, alínea c) |
Artigo 1.o, alínea b) |
Artigo 1.o, alínea d) |
Artigo 2.o, n.o 1 |
Artigo 2.o, n.o 1 |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea a) |
Artigo 2.o, n.o 2 |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea b) |
Artigo 2.o, n.o 3 |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea c) |
Artigo 2.o, n.o 4 |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea d) |
— |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea e) |
— |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea f) |
— |
Artigo 2.o, n.o 2, alínea g) |
Artigo 2.o, n.o 5 |
— |
Artigo 2.o, n.o 6 ao n.o 71 |
— |
Artigo 3.o |
— |
Artigo 4.o |
— |
Artigo 5.o |
— |
Artigo 6.o |
— |
Artigo 7.o |
— |
Artigo 8.o |
— |
Artigo 9.o |
— |
Artigo 10.o |
— |
Artigo 11.o |
— |
Artigo 12.o |
— |
Artigo 13.o |
— |
Artigo 15.o |
Artigo 16.o, n.o 1 ao n.o 3 |
Artigo 16.o, n.o 1 ao n.o 4 |
— |
Artigo 16.o, n.o 5 ao n.o 8 |
Artigo 16.o, n.o 4 ao n.o 5 |
Artigo 16.o, n.o 9 a n.o 11 |
— |
Artigo 16.o, n.o 12 e n.o 13 |
— |
Artigo 17.o |
Artigo 14.o, n.o 1 |
Artigo 18.o, n.o 1 |
— |
Artigo 18.o, n.o 2 |
Artigo 14.o, n.o 2 ao n.o 5 |
Artigo 18.o, n.o 3 ao n.o 6 |
— |
Artigo 18.o, n.o 7 ao n.o 11 |
— |
Artigo 19.o, n.o 1 |
Artigo 16.o, n.o 6 |
Artigo 19.o, n.o 2 e n.o 3 |
— |
Artigo 19.o, n.o 4 e n.o 5 |
— |
Artigo 20.o |
— |
Artigo 21.o |
— |
Artigo 22.o |
Artigo 8.o, n.o 4 |
Artigo 23.o, n.o 1 |
— |
Artigo 23.o, n.o 2 ao n.o 7 |
— |
Artigo 25.o |
— |
Artigo 26.o |
— |
Artigo 27.o |
Artigo 4.o |
Artigo 28.o, n.o 1 |
— |
Artigo 28.o, n.o 2 |
Artigo 5.o |
Artigo 29.o, n.o 1 ao n.o 4 |
— |
Artigo 29.o, n.o 5 |
Artigo 8.o, n.o 2 (primeira frase) |
Artigo 30.o, n.o 1, alínea a) |
Artigo 8.o, n.o 3, alínea b) |
Artigo 30.o, n.o 1, alínea b) |
— |
Artigo 30.o, n.o 1, alínea c) |
Artigo 8.o, n.o 3, alínea c) |
Artigo 30.o, n.o 1, alínea d) |
— |
Artigo 30.o, n.o 1, alíneas e) e f) |
|
Artigo 30.o, n.o 1, alíneas g) e h) |
Artigo 8.o, n.o 3, alínea a) |
Artigo 30.o, n.o 1, alínea i) |
Artigo 8.o, n.o 3, alínea d) |
Artigo 30.o, n.o 1, alínea j) |
|
Artigo 30.o, n.o 1, alínea k) |
Artigo 8.o, n.o 3, alínea e) |
Artigo 30.o, n.o 1, alíneas m) a o) |
— |
Artigo 30.o, n.o 2 e n.o 3 |
Artigo 8.o, n.o 5 |
Artigo 30.o, n.o 4 |
Artigo 8.o, n.o 9 |
Artigo 30.o, n.o 5 |
Artigo 10.o |
Artigo 31.o |
Artigo 9.o |
Artigo 32.o |
Artigo 11.o |
Artigo 33.o |
Artigo 12.o |
Artigo 34.o |
— |
Artigo 35.o |
— |
Artigo 36.o |
— |
Artigo 37.o |
— |
Artigo 38.o |
— |
Artigo 39.o |
— |
Artigo 40.o |
|
Artigo 41.o |
— |
Artigo 42.o |
— |
Artigo 43.o |
— |
Artigo 44.o |
— |
Artigo 45.o |
— |
Artigo 46.o |
— |
Artigo 47.o |
Artigo 8.o, n.o 10 |
Artigo 48.o |
Artigo 13.o |
Artigo 49.o |
Artigo 2.o, n.o 2 (último parágrafo) |
Artigo 49.o, n.o 7 |
Artigo 15.o |
Artigo 50.o, n.o 1 ao n.o 6 |
Anexo I, ponto 5.10 |
Artigo 50.o, n.o 7 |
Artigo 3.o |
Artigo 51.o |
— |
Artigo 52.o |
— |
Artigo 53.o |
|
Artigo 54.o |
— |
Artigo 55.o |
— |
Artigo 56.o |
— |
Artigo 57.o |
— |
Artigo 58.o |
Artigo 8.o, n.o 6 |
Artigo 59.o, n.o 1, alíneas a), b) e c) |
— |
Artigo 59.o, n.o 1, alíneas d) e e) |
|
Artigo 59.o, n.o2 |
Artigo 6.o, n.o 1 |
Artigo 59.o, n.o 3 |
Artigo 6.o, n.o 2 |
Artigo 59.o, n.o 4 |
Artigo 6.o, n.o 3 |
Artigo 59.o, n.o 5 |
— |
Artigo 59.o, n.o 6 |
Artigo 6.o, n.o 4 |
Artigo 59.o, n.o 7 |
Artigo 6.o, n.o 5 |
Artigo 59.o, n.o 8 |
Artigo 6.o, n.o 6 |
Artigo 59.o, n.o 9 |
Artigo 8.o, n.o 1 |
Artigo 59.o, n.o 10 |
Artigo 6.o, n.o 7 |
— |
Artigo 6.o, n.o 8 |
— |
Artigo 6.o, n.o 9 e n.o 10 |
Artigo 59.o, n.o 11 e n.o 12 |
Artigo 6.o, n.o 11 |
Artigo 59.o, n.o 13 e n.o 14 |
Artigo 6.o, n.o 12 |
Artigo 59.o, n.o 15 |
Artigo 8.o, n.o 2 |
Artigo 59.o, n.o 15 |
— |
Artigo 60.o, n.o 1 |
Artigo 7.o, n.o 1 |
Artigo 60.o, n.o 2 |
Artigo 7.o, n.o 2 |
Artigo 60.o, n.o 3 |
Artigo 7.o, n.o 3 |
— |
Artigo 7.o, n.o 4 |
— |
— |
Artigo 61.o, n.o 1 |
— |
Artigo 61.o, n.o 2 |
Artigo 18.o, n.o 1 |
Artigo 61.o, n.o 3 |
Artigo 18.o, n.o 2 |
— |
Artigo 18.o, n.o 3 |
Artigo 61.o, n.o 4 |
Artigo 18.o, n.o 4 |
— |
Artigo 18.o, n.o 4-A |
Artigo 61.o, n.o 5 |
Artigo 18.o, n.o 5 |
Artigo 61.o, n.o 5 e n.o 6 |
Artigo 19.o |
— |
Artigo 21.o |
Artigo 62.o |
Artigo 17.o |
Artigo 63.o |
— |
Artigo 64.o |
Artigo 20.o |
Artigo 65.o |
Artigo 22.o |
Artigo 66.o |
Artigo 23.o |
Artigo 67.o |
Artigo 24.o |
— |
— |
Artigo 68.o |
— |
Artigo 69.o |
Artigo 25.o |
Artigo 70.o |
Artigo 26.o |
Artigo 71.o |
( 1 ) Diretiva 2012/27/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012, relativa à eficiência energética, que altera as Diretivas 2009/125/CE e 2010/30/UE e revoga as Diretivas 2004/8/CE e 2006/32/CE (JO L 315 de 14.11.2012, p. 1).
( 2 ) Regulamento (UE) n.o 1227/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2011, relativo à integridade e à transparência nos mercados grossistas da energia (JO L 326 de 8.12.2011, p. 1).
( 3 ) Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativa à promoção da utilização de energia de fontes renováveis (JO L 328 de 21.12.2018, p. 82).
( 4 ) Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativo à Governação da União da Energia e da Ação Climática, que altera os Regulamentos (CE) n.o 663/2009 e (CE) n.o 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, as Diretivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, as Diretivas 2009/119/CE e (UE) 2015/652 do Conselho, e revoga o Regulamento (UE) n.o 525/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho (JO L 328 de 21.12.2018, p. 1).
( 5 ) Diretiva 2009/28/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de abril de 2009, relativa à promoção da utilização de energia proveniente de fontes renováveis que altera e subsequentemente revoga as Diretivas 2001/77/CE e 2003/30/CE (JO L 140 de 5.6.2009, p. 16).
( 6 ) Decisão da Comissão, de 15 de novembro de 2012, que institui o Grupo de Coordenação da Eletricidade (JO C 353 de 17.11.2012, p. 2).
( 7 ) Regulamento (UE) n.o 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de abril de 2013, relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias e que revoga a Decisão n.o 1364/2006/CE e altera os Regulamentos (CE) n.o 713/2009, (CE) n.o 714/2009 e (CE) n.o 715/2009 (JO L 115 de 25.4.2013, p. 39).
( 8 ) Diretiva (UE) 2017/1132 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 14 de junho de 2017, relativa a determinados aspetos do direito das sociedades (JO L 169 de 30.6.2017, p. 46).
( 9 ) Diretiva 96/92/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de dezembro de 1996, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade (JO L 27 de 30.1.1997, p. 20).