This document is an excerpt from the EUR-Lex website
Document 02019R0943-20220623
Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (recast) (Text with EEA relevance)Text with EEA relevance
Consolidated text: Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (reformare) (Text cu relevanță pentru SEE)Text cu relevanță pentru SEE
Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (reformare) (Text cu relevanță pentru SEE)Text cu relevanță pentru SEE
02019R0943 — RO — 23.06.2022 — 001.001
Acest document are doar scop informativ și nu produce efecte juridice. Instituțiile Uniunii nu își asumă răspunderea pentru conținutul său. Versiunile autentice ale actelor relevante, inclusiv preambulul acestora, sunt cele publicate în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene și disponibile pe site-ul EUR-Lex. Aceste texte oficiale pot fi consultate accesând linkurile integrate în prezentul document.
REGULAMENTUL (UE) 2019/943 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (reformare) (Text cu relevanță pentru SEE) (JO L 158 14.6.2019, p. 54) |
Astfel cum a fost modificat prin:
|
|
Jurnalul Oficial |
||
NR. |
Pagina |
Data |
||
REGULAMENTUL (UE) 2022/869 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI din 30 mai 2022 |
L 152 |
45 |
3.6.2022 |
REGULAMENTUL (UE) 2019/943 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI
din 5 iunie 2019
privind piața internă de energie electrică
(reformare)
(Text cu relevanță pentru SEE)
CAPITOLUL I
OBIECT, DOMENIU DE APLICARE ȘI DEFINIȚII
Articolul 1
Obiectul și domeniul de aplicare
Prezentul regulament are drept obiective:
stabilirea unui fundament pentru realizarea eficientă a obiectivelor uniunii energetice și, în special, a cadrului privind clima și energia pentru 2030, permițând pieței să emită semnale pentru creșterea eficienței, a cotei ce revine surselor regenerabile de energie, a siguranței alimentării, a flexibilității, a sustenabilității, a decarbonizării și a inovării;
stabilirea unor principii fundamentale pentru buna funcționare a piețelor integrate de energie electrică, care să asigure accesul nediscriminatoriu la piață tuturor furnizorilor de resurse și clienților de energie electrică, să abiliteze consumatorii, să asigure competitivitatea pe piața globală și consumul dispecerizabil, stocarea energiei și eficiența energetică și să faciliteze agregarea cererii și a ofertei distribuite și să permită integrarea pieței și integrarea sectorială, ca și remunerarea în funcție de piață a energiei electrice produse din surse regenerabile;
stabilirea de norme echitabile pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, pentru a îmbunătăți concurența pe piața internă de energie electrică, luând în considerare caracteristicile specifice ale piețelor naționale și regionale, inclusiv instituirea unui mecanism de compensare pentru fluxurile transfrontaliere de energie electrică, stabilirea de principii armonizate privind tarifele pentru transportul transfrontalier și alocarea capacităților de interconectare disponibile între sistemele de transport naționale;
facilitarea realizării unei piețe angro funcționale și transparente, care să contribuie la un nivel ridicat al siguranței alimentării cu energie electrică și să prevadă mecanisme de armonizare a normelor pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică.
Articolul 2
Definiții
Se aplică următoarele definiții:
„capacitate de interconexiune” înseamnă o linie de transport care traversează sau trece peste granița dintre statele membre și care face legătura între sistemele de transport ale statelor membre;
„autoritate de reglementare” înseamnă o autoritate de reglementare desemnată de fiecare stat membru în temeiul articolului 57 alineatul (1) din Directiva (UE) 2019/944;
„flux transfrontalier” înseamnă un flux fizic de energie electrică într-o rețea de transport a unui stat membru, care rezultă din impactul activității producătorilor, a clienților sau atât a producătorilor, cât și a clienților din afara acelui stat membru asupra rețelei sale de transport;
„congestie” înseamnă o situație în care nu pot fi satisfăcute toate solicitările participanților la piață de a tranzacționa între zone din rețea, deoarece acestea ar afecta semnificativ fluxurile fizice pe elemente de rețea care nu pot face față fluxurilor respective;
„capacitate de interconexiune nouă” înseamnă o capacitate de interconexiune care nu era finalizată la 4 august 2003;
„congestie structurală” înseamnă o congestie în sistemul de transport care poate fi definită fără ambiguitate, este previzibilă, este stabilă geografic de-a lungul timpului și reapare frecvent în condiții normale de funcționare a sistemului electroenergetic;
„operator al pieței” înseamnă o entitate care furnizează un serviciu prin care ofertele de vânzare de energie electrică sunt corelate cu ofertele de cumpărare de energie electrică;
„operator al pieței de energie electrică desemnat” sau „OPEED” înseamnă un operator al pieței desemnat de autoritatea competentă să îndeplinească sarcini referitoare la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice;
„valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică” înseamnă o estimare în EUR/MWh a prețului maxim al energiei electrice pe care clienții sunt dispuși să îl plătească pentru evitarea unei întreruperi a alimentării cu energie electrică;
„echilibrare” înseamnă toate acțiunile și procesele, în toate intervalele de timp, prin care operatorii de transport și de sistem asigură, în mod constant, atât menținerea frecvenței sistemului în limitele de stabilitate predefinite, cât și conformitatea cu volumul rezervelor necesare cu privire la calitatea cerută;
„energie de echilibrare” înseamnă energia utilizată de operatorii de transport și de sistem pentru echilibrare;
„furnizor de servicii de echilibrare” înseamnă un participant la piață care furnizează operatorilor de transport și de sistem fie energie de echilibrare, fie capacitate de echilibrare sau atât energie de echilibrare, cât și capacitate de echilibrare;
„capacitate de echilibrare” înseamnă un volum de capacitate pe care un furnizor de servicii de echilibrare a convenit îl păstreze și în privința căruia furnizorul de servicii de echilibrare a convenit să prezinte oferte pentru un volum corespunzător de energie de echilibrare operatorului de transport și de sistem pe durata contractului;
„parte responsabilă cu echilibrarea” înseamnă un participant la piață sau reprezentantul desemnat al acestuia care deține responsabilitatea pentru dezechilibrele sale pe piața de energie electrică;
„interval de decontare a dezechilibrelor” înseamnă perioada de timp pentru care se calculează dezechilibrul părților responsabile cu echilibrarea;
„preț de dezechilibru” înseamnă prețul, fie pozitiv, fie zero, fie negativ, în fiecare interval de decontare a dezechilibrelor pentru un dezechilibru în orice direcție;
„zonă a prețului de dezechilibru” înseamnă zona în care se calculează un preț de dezechilibru;
„proces de precalificare” înseamnă procesul de verificare a respectării de către un furnizor de capacitate de echilibrare a cerințelor stabilite de operatorii de transport și de sistem;
„capacitate de rezervă” înseamnă volumul rezervelor pentru asigurarea stabilității frecvenței, al rezervelor pentru restabilirea frecvenței sau al rezervelor de înlocuire care trebuie să fie la dispoziția operatorului de transport și de sistem;
„dispecerizare prioritară” înseamnă, în legătură cu modelul de autodispecerizare, dispecerizarea centralelor electrice pe baza unor criterii diferite de ordinea economică a ofertelor și, în legătură cu modelul de dispecerizare centralizată, dispecerizarea centralelor electrice pe baza unor criterii care sunt diferite de ordinea economică a ofertelor și de constrângerile rețelei, acordând prioritate dispecerizării anumitor tehnologii de producere;
„regiune de calcul al capacităților” înseamnă zona geografică în care se aplică calculul coordonat al capacităților;
„mecanism de asigurare a capacității” înseamnă o măsură temporară pentru a se asigura atingerea nivelului necesar de adecvare a resurselor prin remunerarea resurselor pentru disponibilitatea acestora, excluzând măsurile referitoare la servicii auxiliare sau la gestionarea congestiilor;
„cogenerare de înaltă eficiență” înseamnă cogenerarea care îndeplinește criteriile prevăzute în anexa II la Directiva 2012/27/UE a Parlamentului European și a Consiliului ( 1 );
„proiect demonstrativ” înseamnă un proiect care demonstrează că o tehnologie este o premieră în Uniune și reprezintă o inovație semnificativă care depășește cu mult stadiul actual al tehnologiei;
„participant la piață” înseamnă o persoană fizică sau juridică, care cumpără, vinde sau produce energie electrică, care este implicat în agregare sau care este un operator de consum dispecerizabil sau de servicii de stocare a energiei, inclusiv prin plasarea de ordine de tranzacționare pe una sau mai multe piețe de energie electrică, inclusiv pe piețele de echilibrare a energiei;
„redispecerizare” înseamnă o măsură, inclusiv de restricționare, activată de unul sau mai mulți operatori de transport și de sistem sau operatori de distribuție prin modificarea producerii, a tiparului de sarcină sau a ambelor, pentru a schimba fluxurile fizice din sistemul electroenergetic și a soluționa o congestie fizică sau a asigura siguranța sistemului;
„comercializarea în contrapartidă” înseamnă un schimb interzonal, inițiat de operatorii de sistem între două zone de ofertare pentru a soluționa cazurile de congestie fizică;
„instalație de producere a energiei electrice” înseamnă o instalație care convertește energia primară în energie electrică și care este compusă dintr-unul sau mai multe module de producere a energiei electrice conectate la o rețea;
„model de dispecerizare centralizată” înseamnă un model de programare și de dispecerizare prin care programele de producere și programele de consum, precum și dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice și a locurilor de consum, cu referire la instalațiile dispecerizabile, sunt determinate de un operator de transport și de sistem în cadrul unui proces integrat de programare;
„model de autodispecerizare” înseamnă un model de programare și de dispecerizare prin care programele de producere și programele de consum, precum și dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice și a locurilor de consum sunt determinate de agenții de programare ai instalațiilor respective;
„produs standard de echilibrare” înseamnă un produs de echilibrare armonizat, definit de toți operatorii de transport și de sistem pentru schimbul de servicii de echilibrare;
„produs specific de echilibrare” înseamnă un produs de echilibrare, diferit de un produs standard de echilibrare;
„operator delegat” înseamnă o entitate căreia i-au fost delegate obligații sau atribuții specifice încredințate operatorului de transport și de sistem sau operatorului pieței de energie electrică desemnat, în temeiul prezentului regulament sau al altor acte juridice ale Uniunii, de către respectivul operator de transport și de sistem sau OPEED sau căreia acestea i-au fost alocate de către un stat membru sau o autoritate de reglementare;
„client” înseamnă client în sensul definiției de la articolul 2 punctul 1 din Directiva (UE) 2019/944;
„client final” înseamnă client final în sensul definiției de la articolul 2 punctul 3 din Directiva (UE) 2019/944;
„client angro” înseamnă client angro în sensul definiției de la articolul 2 punctul 2 din Directiva (UE) 2019/944;
„client casnic” înseamnă client casnic în sensul definiției de la articolul 2 punctul 4 din Directiva (UE) 2019/944;
„întreprindere mică” înseamnă întreprindere mică în sensul definiției de la articolul 2 punctul 7 din Directiva (UE) 2019/944;
„client activ” înseamnă client activ în sensul definiției de la articolul 2 punctul 8 din Directiva (UE) 2019/944;
„piețe de energie electrică” înseamnă piețe de energie electrică în sensul definiției de la articolul 2 punctul 9 din Directiva (UE) 2019/944;
„furnizare” înseamnă furnizare în sensul definiției de la articolul 2 punctul 12 din Directiva (UE) 2019/944;
„contract de furnizare a energiei electrice” înseamnă contract de furnizare a energiei electrice în sensul definiției de la articolul 2 punctul 13 din Directiva (UE) 2019/944;
„agregare” înseamnă agregare în sensul definiției de la articolul 2 punctul 18 din Directiva (UE) 2019/944;
„consum dispecerizabil” înseamnă consum dispecerizabil în sensul definiției de la articolul 2 punctul 20 din Directiva (UE) 2019/944;
„sistem de contorizare inteligentă” înseamnă sistem de contorizare inteligentă în sensul definiției de la articolul 2 punctul 23 din Directiva (UE) 2019/944;
„interoperabilitate” înseamnă interoperabilitate în sensul definiției de la articolul 2 punctul 24 din Directiva (UE) 2019/944;
„distribuție” înseamnă distribuție în sensul definiției de la articolul 2 punctul 28 din Directiva (UE) 2019/944;
„operator de distribuție” înseamnă operator de distribuție în sensul definiției de la articolul 2 punctul 29 din Directiva (UE) 2019/944;
„eficiență energetică” înseamnă eficiență energetică în sensul definiției de la articolul 2 punctul 30 din Directiva (UE) 2019/944;
„energie din surse regenerabile” sau „energie regenerabilă” înseamnă energie din surse regenerabile în sensul definiției de la articolul 2 punctul 31 din Directiva (UE) 2019/944;
„producere distribuită” înseamnă producere distribuită în sensul definiției de la articolul 2 punctul 32 din Directiva (UE) 2019/944;
„transport” înseamnă transport în sensul definiției de la articolul 2 punctul 34 din Directiva (UE) 2019/944;
„operator de transport și de sistem” înseamnă operator de transport și de sistem în sensul definiției de la articolul 2 punctul 35 din Directiva (UE) 2019/944;
„utilizator al sistemului” înseamnă utilizator al sistemului în sensul definiției de la articolul 2 punctul 36 din Directiva (UE) 2019/944;
„producere” înseamnă producere în sensul definiției de la articolul 2 punctul 37 din Directiva (UE) 2019/944;
„producător” înseamnă producător în sensul definiției de la articolul 2 punctul 38 din Directiva (UE) 2019/944;
„sistem interconectat” înseamnă sistem interconectat în sensul definiției de la articolul 2 punctul 40 din Directiva (UE) 2019/944;
„mic sistem izolat” înseamnă mic sistem izolat în sensul definiției de la articolul 2 punctul 42 din Directiva (UE) 2019/944;
„mic sistem conectat” înseamnă mic sistem conectat în sensul definiției de la articolul 2 punctul 43 din Directiva (UE) 2019/944;
„serviciu de sistem” înseamnă serviciu de sistem în sensul definiției de la articolul 2 punctul 48 din Directiva (UE) 2019/944;
„serviciu de sistem care nu are ca scop stabilitatea frecvenței” înseamnă serviciu de sistem care nu are ca scop stabilitatea frecvenței în sensul definiției de la articolul 2 punctul 49 din Directiva (UE) 2019/944;
„stocare de energie” înseamnă stocare de energie în sensul definiției de la articolul 2 punctul 59 din Directiva (UE) 2019/944;
„centru de coordonare regional” înseamnă un centru de coordonare regional înființat în temeiul articolului 35 din prezentul regulament;
„piață angro de energie” înseamnă piață angro de energie în sensul definiției de la articolul 2 punctul 6 din Regulamentul (UE) nr. 1227/2011 al Parlamentului European și al Consiliului ( 2 );
„zonă de ofertare” înseamnă cea mai mare zonă geografică în care participanții la piață pot face schimb de energie fără alocarea de capacități;
„alocare a capacității” înseamnă atribuirea de capacitate interzonală;
„zonă de control” înseamnă o parte coerentă a sistemului interconectat, exploatată de un singur operator de sistem, și include sarcini fizice conectate și/sau unități generatoare, dacă există;
„capacitate netă de transport coordonată” înseamnă o metodă de calculare a capacității pe baza principiului evaluării și definirii ex ante și a unui schimb maxim de energie între zone de ofertare adiacente;
„element critic de rețea” înseamnă un element de rețea, fie în cadrul unei zone de ofertare, fie între zone de ofertare, luat în considerare în cadrul procesului de calculare a capacității, care limitează volumul de energie electrică ce poate fi schimbat;
„capacitate interzonală” înseamnă capacitatea sistemului interconectat de a permite transferul de energie între zone de ofertare;
„unitate generatoare” înseamnă un singur generator de energie electrică care aparține unei unități de producție.
CAPITOLUL II
NORME GENERALE PENTRU PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ
Articolul 3
Principiile de funcționare a piețelor de energie electrică
Statele membre, autoritățile de reglementare, operatorii de transport și de sistem, operatorii de distribuție, operatorii pieței și operatorii delegați se asigură că piețele de energie electrică funcționează în conformitate cu următoarele principii:
prețurile se formează în funcție de cerere și ofertă;
normele pieței încurajează formarea liberă a prețurilor și evită acțiunile care împiedică formarea prețurilor în funcție de cerere și ofertă;
normele pieței facilitează dezvoltarea unei producții de energie mai flexibile, durabile, cu emisii scăzute de carbon, și o cerere mai flexibilă;
clienții sunt în măsură să beneficieze de oportunitățile de pe piață și de creșterea concurenței pe piețele cu amănuntul și pot acționa ca participanți la piața de energie și la tranziția energetică;
participarea la piață a clienților finali și a întreprinderilor mici este posibilă prin agregarea producerii de la mai multe instalații de producere a energiei electrice sau a sarcinii de la mai multe locuri de consum dispecerizabil pentru a face oferte comune pe piața de energie electrică și pentru a fi exploatate în comun în sistemul electroenergetic, în conformitate cu dreptul Uniunii în materie de concurență;
normele pieței permit decarbonizarea sistemului electroenergetic și, astfel, a economiei, inclusiv prin facilitarea integrării energiei electrice din surse regenerabile de energie și prin oferirea de stimulente pentru eficiența energetică;
normele pieței oferă stimulente adecvate pentru investiții în producere, în special pentru investiții pe termen lung într-un sistem electroenergetic durabil și cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în stocarea energiei, în eficiență energetică și în consum dispecerizabil, pentru a răspunde nevoilor pieței și pentru a facilita concurența loială și pentru a garanta astfel siguranța alimentării;
se înlătură treptat obstacolele din calea fluxurilor transfrontaliere de energie electrică între zone de ofertare sau state membre și a tranzacțiilor transfrontaliere pe piețele de energie electrică și piețele serviciilor conexe;
normele pieței asigură cooperarea regională acolo unde aceasta ar fi eficace;
producerea, stocarea energiei și consumul dispecerizabil în condiții de siguranță și durabilitate participă la piață în condiții de egalitate, în conformitate cu cerințele prevăzute în dreptul Uniunii;
toți producătorii sunt responsabili în mod direct sau indirect de vânzarea energiei electrice pe care o produc;
normele pieței permit dezvoltarea de proiecte demonstrative în domeniul unor surse de energie, tehnologii sau sisteme durabile, sigure și cu emisii scăzute de dioxid de carbon, care trebuie să fie realizate și utilizate în beneficiul societății;
normele pieței permit dispecerizarea eficientă a activelor de producere, a stocării energiei și a consumului dispecerizabil;
normele pieței permit intrarea și ieșirea întreprinderilor producătoare de energie electrică și a întreprinderilor de stocare a energiei și a întreprinderilor furnizoare de energie electrică pe baza evaluării efectuate de întreprinderile respective cu privire la viabilitatea economică și financiară a operațiunilor lor;
pentru a permite protecția participanților la piață împotriva riscurilor de volatilitate a prețurilor pe baza pieței, și pentru a reduce incertitudinea referitoare la randamentul viitor al investițiilor, produsele de acoperire a riscurilor pe termen lung sunt tranzacționabile la bursă într-un mod transparent, iar contractele de furnizare pe termen lung sunt negociabile pe piețele extrabursiere, sub rezerva respectării dreptului Uniunii în materie de concurență;
normele pieței facilitează comerțul cu produse în întreaga Uniune, iar schimbările în materie de reglementare iau în considerare efectele atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, asupra piețelor la termen și asupra produselor;
participanții la piață au dreptul de a obține accesul la rețelele de transport și la rețelele de distribuție, în condiții obiective, transparente și nediscriminatorii.
Articolul 4
Tranziția echitabilă
Comisia sprijină statele membre care adoptă o strategie națională pentru reducerea progresivă a capacității existente de producere și extracție pe bază de cărbune și a altor combustibili fosili solizi, prin toate mijloacele disponibile, pentru a permite o tranziție echitabilă în regiunile afectate de schimbări structurale. Comisia acordă asistență statelor membre în abordarea efectelor sociale și economice ale tranziției la o energie curată.
Comisia lucrează în strânsă colaborare cu părțile interesate din regiunile cu utilizare intensivă a cărbunelui și cu emisii ridicate de dioxid de carbon, facilitează accesul la fondurile și programele disponibile și utilizarea acestora și încurajează schimbul de bune practici, inclusiv discuțiile privind foile de parcurs industriale și necesitățile în materie de recalificare.
Articolul 5
Responsabilitatea în materie de echilibrare
Statele membre pot prevedea derogări de la responsabilitatea în materie de echilibrare numai în ceea ce privește:
proiectele demonstrative pentru tehnologii inovatoare, sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare, cu condiția ca respectivele derogări să se limiteze la durata și amploarea necesare pentru realizarea scopurilor demonstrative;
instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie, cu o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW;
instalațiile care beneficiază de sprijin aprobat de Comisie în conformitate cu normele Uniunii în materie de ajutoare de stat în temeiul articolelor 107, 108 și 109 din TFUE și puse în funcțiune înainte de 4 iulie 2019.
Statele membre pot, fără a aduce atingere articolelor 107 și 108 din TFUE, să ofere stimulente participanților la piață care beneficiază integral sau parțial de o scutire de la responsabilitatea în materie de echilibrare să își asume integral responsabilitatea în materie de echilibrare.
Articolul 6
Piața de echilibrare
Piețele de echilibrare, inclusiv procesele de precalificare, sunt organizate în așa fel încât:
să se asigure în mod eficace nediscriminarea participanților la piață, ținând seama de diferitele necesități tehnice ale sistemului electroenergetic și de diferitele capacități tehnice ale surselor de producere a energiei, de stocare a energiei și a consumului dispecerizabil;
să se asigure că serviciile sunt definite într-o manieră transparentă și neutră din punct de vedere tehnologic și că acestea sunt achiziționate printr-o procedură transparentă, bazată pe piață;
să se asigure accesul nediscriminatoriu la toți participanții la piață, individual sau prin agregare, inclusiv la energia electrică produsă din surse regenerabile de energie variabile, la consumul dispecerizabil și la serviciile de stocare a energiei;
să se respecte necesitatea de a integra ponderea din ce în ce mai mare de producere variabilă, creșterea consumului dispecerizabil și apariția unor noi tehnologii.
Participanților la piață trebuie să li se permită să liciteze cât mai aproape posibil de timpul real, iar ora de închidere a porții pentru energia de echilibrare nu poate precede ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale.
Operatorul de transport și de sistem care aplică un model de dispecerizare centralizată poate stabili norme suplimentare în conformitate cu orientările privind echilibrarea sistemului de energie electrică adoptate în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
Achizițiile de capacitate de echilibrare se bazează pe o piață primară, cu excepția cazului și în măsura în care autoritatea de reglementare a aprobat o derogare prin care permite utilizarea altor forme de achiziții bazate pe piață din cauza lipsei concurenței pe piața serviciilor de echilibrare. Derogările de la obligația de efectuare a achizițiilor de capacitate de echilibrare prin utilizarea piețelor primare se revizuiesc la fiecare trei ani.
Atunci când este acordată o derogare, pentru cel puțin 40 % din produsele standard de echilibrare și cel puțin 30 % din toate produsele utilizate pentru capacitatea de echilibrare, contractele de capacitate de echilibrare se încheie pentru nu mai mult de o zi înainte de furnizarea capacității de echilibrare, iar durata contractuală este de maximum o zi. Contractarea părții rămase din capacitatea de echilibrare se execută cu cel mult o lună înainte de furnizarea capacității de echilibrare și are o durată contractuală de maximum o lună.
La cererea operatorului de transport și de sistem, autoritatea de reglementare poate decide să prelungească durata contractuală a părții rămase de capacitate de echilibrare menționate la alineatul (9) pentru o durată maximă de douăsprezece luni, cu condiția ca o astfel de decizie să fie limitată în timp, iar efectele pozitive în ceea ce privește reducerea costurilor pentru clienții finali să depășească efectele negative asupra pieței. Cererea include:
perioada de timp pe parcursul căreia s-ar aplica scutirea;
cantitatea capacității de echilibrare pentru care s-ar aplica scutirea;
o analiză a impactului scutirii asupra participării resurselor de echilibrare; și
justificarea scutirii, prin care să se demonstreze că această scutire ar conduce la costuri mai mici pentru clienții finali.
Propunerile de derogări includ o descriere a măsurilor propuse pentru reducerea la minimum a utilizării anumitor produse care fac obiectul eficienței economice, o demonstrație a faptului că produsele specifice nu creează ineficiențe și denaturări semnificative pe piața de echilibrare fie din interiorul, fie din afara zonei de programare, precum și, după caz, norme și informații privind procesul de transformare a ofertelor de energie de echilibrare din produse specifice de echilibrare în oferte de energie de echilibrare din produse standard de echilibrare.
Articolul 7
Piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice
Piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice:
sunt organizate în așa fel încât să fie nediscriminatorii;
maximizează capacitatea tuturor participanților la piață de a gestiona dezechilibrele;
maximizează posibilitățile tuturor participanților la piață de a participa la comerțul interzonal cât mai aproape posibil de timpul real în toate zonele de ofertare;
oferă prețuri care să reflecte principiile fundamentale ale pieței, inclusiv valoarea energiei în timp real, pe care participanții la piață să se poată baza atunci când contractează produse de acoperire a riscurilor pe termen mai lung;
asigură siguranța în funcționare, permițând, în același timp, utilizarea la maximum a capacității de transport;
sunt transparente, protejând în același timp confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial și asigurând caracterul anonim al tranzacționării;
nu fac nicio distincție între tranzacțiile realizate în interiorul unei zone de ofertare și cele realizate între zone de ofertare; și
sunt organizate în așa fel încât să asigure faptul că toți participanții la piață pot avea acces la piață în mod individual sau prin agregare.
Articolul 8
Tranzacționarea pe piețele pentru ziua următoare și pe piețele intrazilnice
De la 1 ianuarie 2025, intervalul de decontare a dezechilibrelor nu depășește 30 de minute în cazul în care a fost acordată o scutire de către toate autoritățile de reglementare dintr-o zonă sincronă.
Articolul 9
Piețele la termen
Articolul 10
Limitele tehnice pentru ofertare
Articolul 11
Valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică
Articolul 12
Dispecerizarea producerii și consumul dispecerizabil
Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 și 109 din TFUE, statele membre se asigură că la dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice, operatorii de sistem acordă prioritate instalațiilor de producere care utilizează surse regenerabile de energie, în măsura în care funcționarea sigură a sistemului electroenergetic național permite acest lucru, pe baza unor criterii transparente și nediscriminatorii și în cazul în care respectivele instalații de producere a energiei electrice sunt:
fie instalații de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie și care au o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW;
fie proiecte demonstrative pentru tehnologii inovatoare, sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare, cu condiția ca o astfel de prioritate să se limiteze la durata și amploarea necesare pentru a îndeplini scopurile demonstrative.
Un stat membru poate decide să nu aplice dispecerizarea prioritară, astfel cum se menționează la alineatul (2) litera (a), pentru instalațiile de producere a energiei electrice care au început să funcționeze la cel puțin șase luni după luarea deciziei, sau să aplice o capacitate minimă mai mică decât cea prevăzută la alineatul (2) litera (a), sub rezerva următoarelor condiții:
statul membru are piețe intrazilnice și alte piețe angro și piețe de echilibrare care funcționează bine, iar aceste piețe sunt pe deplin accesibile tuturor participanților la piață, în conformitate cu prezentul regulament;
normele de redispecerizare și gestionarea congestiilor sunt transparente pentru toți participanții la piață;
contribuția națională a statelor membre la obiectivul global obligatoriu al Uniunii privind ponderea energiei din surse regenerabile de energie în temeiul articolului 3 alineatul (2) din Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European și a Consiliului ( 3 ) și al articolului 4 litera (a) punctul 2 din Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului ( 4 ) este cel puțin egală cu rezultatul corespunzător al formulei prevăzute în anexa II la Regulamentul (UE) 2018/1999, iar cota de energie din surse regenerabile a statului membru nu se situează sub punctele sale de referință în temeiul articolului 4 litera (a) punctul 2 din Regulamentul (UE) 2018/1999 sau, alternativ, ponderea energiei din surse regenerabile a statului membru în consumul final brut de energie electrică este de cel puțin 50 %;
statul membru a notificat Comisiei derogarea planificată, indicând în detaliu modul în care sunt îndeplinite condițiile prevăzute la literele (a), (b) și (c); și
statul membru a publicat derogarea planificată, inclusiv prezentarea detaliată a motivelor pentru care a acordat derogarea, ținând seama în mod corespunzător de protecția informațiilor sensibile din punct de vedere comercial, dacă este cazul.
Orice derogare evită modificările retroactive care afectează instalațiile de producere ce beneficiază deja de dispecerizarea prioritară, în pofida oricărui acord între un stat membru și o instalație de producere pe bază voluntară.
Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 și109 din TFUE, statele membre pot oferi stimulente instalațiilor eligibile pentru dispecerizarea prioritară pentru a renunța în mod voluntar la dispecerizarea prioritară.
Articolul 13
Redispecerizarea
Redispecerizarea producerii, a stocării energiei și a consumului dispecerizabil care nu se bazează pe piață poate fi utilizată numai dacă:
nu este disponibilă nicio alternativă bazată pe piață;
au fost utilizate toate resursele disponibile bazate pe piață;
numărul instalațiilor de producere a energiei electrice, al instalațiilor de stocare de energie sau al instalațiilor de consum dispecerizabil disponibile este prea mic pentru a asigura o concurență efectivă în zona în care sunt situate instalații adecvate pentru furnizarea serviciului respectiv; sau
situația actuală a rețelei conduce la congestie în mod periodic și previzibil, astfel încât redispecerizarea bazată pe piață ar duce la prezentarea periodică de oferte strategice, care ar crește nivelul congestiei interne, iar statul membru în cauză fie a adoptat un plan de acțiune pentru a aborda această congestie, fie se asigură că nivelul minim al capacității pentru comerțul interzonal este în conformitate cu articolul 16 alineatul (8).
Operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție relevanți transmit autorității de reglementare competente, cel puțin o dată pe an, un raport cu privire la:
nivelul de dezvoltare și eficacitate al mecanismelor de redispecerizare bazate pe piață pentru instalațiile de producere a energiei electrice, de stocare a energiei electrice și de consum dispecerizabil;
motivele, volumele în MWh și tipurile de surse de producere care fac obiectul redispecerizării;
măsurile luate pentru a reduce necesitatea redispecerizării descendente a instalațiilor de producere care utilizează surse de energie regenerabile sau cogenerare de înaltă eficiență în viitor, inclusiv investițiile în digitalizarea infrastructurii rețelei și în serviciile care sporesc flexibilitatea.
Autoritatea de reglementare transmite raportul către ACER și publică un rezumat al datelor menționate la primul paragraf literele (a), (b) și (c), precum și recomandări de îmbunătățire, dacă este necesar.
Sub rezerva cerințelor referitoare la menținerea fiabilității și a siguranței rețelei, pe baza unor criterii transparente și nediscriminatorii stabilite de autoritățile de reglementare, operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție:
garantează capacitatea rețelelor de transport și a rețelelor de distribuție de a transporta energie electrică produsă din surse regenerabile sau prin cogenerare de înaltă eficiență cu un grad minim posibil de redispecerizare, fără ca acest lucru să îi împiedice să ia în calcul la planificarea rețelei un grad limitat de redispecerizare, atunci când operatorul de transport și de sistem sau operatorul de distribuție poate demonstra în mod transparent că acesta este mai eficient din punct de vedere economic și nu depășește 5 % din energia electrică produsă anual în instalații care utilizează surse regenerabile de energie și care sunt direct conectate la rețeaua lor respectivă, cu excepția unor dispoziții contrare prevăzute de un stat membru în care energia electrică din instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie sau energia electrică produsă prin cogenerare de înaltă eficiență reprezintă mai mult de 50 % din consumul anual final brut de energie electrică;
iau măsuri operaționale adecvate legate de rețele și de piață pentru a reduce la minimum redispecerizarea descendentă a energiei electrice produse din surse regenerabile de energie sau prin cogenerare de înaltă eficiență;
se asigură că rețelele lor sunt suficient de flexibile, astfel încât să le poată gestiona.
În cazul în care se utilizează redispecerizare descendentă care nu se bazează pe piață, se aplică următoarele principii:
instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie fac obiectul redispecerizării descendente numai dacă nu există alte alternative sau numai dacă alte soluții ar conduce la costuri disproporționate semnificative sau la riscuri severe în ceea ce privește siguranța rețelei;
energia electrică produsă în cadrul unui proces care utilizează cogenerare de înaltă eficiență face obiectul redispecerizării descendente numai dacă, în afară de redispecerizarea descendentă a instalațiilor de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie, nu există alte alternative sau numai dacă alte soluții ar conduce la costuri disproporționate sau la riscuri severe în ceea ce privește siguranța rețelei;
energia electrică autoprodusă provenită de la instalații de producere care utilizează surse regenerabile de energie sau cogenerare de înaltă eficiență care nu este introdusă în rețeaua de transport sau de distribuție nu sunt supuse redispecerizării descendente decât dacă nicio altă soluție nu ar rezolva aspectele legate de siguranța rețelei;
redispecerizarea descendentă în temeiul literelor (a), (b) și (c) trebuie să fie justificată temeinic și transparent. Justificarea se include în raportul prevăzut la alineatul (3).
În cazul în care se face uz de redispecerizare care nu se bazează pe piață, aceasta face obiectul unei compensații financiare plătite de către operatorul de sistem care solicită redispecerizarea operatorului instalației de producere, al instalației de stocare a energiei sau al instalației de consum dispecerizabil care a făcut obiectul redispecerizării, cu excepția cazului în care producătorii acceptă un contract de racordare în temeiul căruia livrarea energiei nu este garantată în mod ferm. Această compensație financiară este cel puțin egală valoarea mai ridicată a următoarelor elemente sau cu o combinație a acestora, în cazul în care aplicarea doar a valorii mai ridicate ar duce la o compensație nejustificat de mică sau nejustificat de mare:
costurile de exploatare suplimentare cauzate de redispecerizare, cum ar fi costuri suplimentare cu combustibilul în cazul redispecerizării ascendente, furnizarea de căldură de rezervă în cazul redispecerizării descendente instalațiilor de producere a energiei electrice care utilizează cogenerarea de înaltă eficiență;
veniturile nete din vânzarea de energie electrică pe piața pentru ziua următoare pe care instalația de producere a energiei electrice, instalația de stocare a energiei sau instalația de consum dispecerizabil le-ar fi generat în absența solicitării de redispecerizare; în cazul în care se acordă sprijin financiar pentru instalațiile de producere a energiei electrice, instalațiile de stocare a energiei sau instalațiile de consum dispecerizabil pe baza volumului de energie electrică produs sau consumat, sprijinul financiar care s-ar fi acordat în absența cererii de redispecerizare se consideră parte a veniturilor nete.
CAPITOLUL III
ACCESUL LA REȚEA ȘI GESTIONAREA CONGESTIILOR
SECȚIUNEA 1
Alocarea capacității
Articolul 14
Revizuirea zonelor de ofertare
Articolul 15
Planuri de acțiune
Respectivele creșteri anuale se realizează printr-o traiectorie liniară. Punctul de pornire al acestei traiectorii este fie capacitatea alocată la frontieră sau la un element critic de rețea în anul anterior adoptării planului de acțiune, fie capacitatea medie în ultimii trei ani înainte de adoptarea planului de acțiune, oricare este mai mare. Statele membre se asigură că, pe durata punerii în aplicare a planurilor lor de acțiune, capacitatea pusă la dispoziție pentru comerțul interzonal în conformitate cu articolul 16 alineatul (8) este cel puțin egală cu valorile traiectoriei liniare, inclusiv prin utilizarea măsurilor de remediere în regiunea de calcul al capacităților.
În cazul în care nu ajung la o decizie unanimă în termenul prevăzut la primul paragraf, statele membre relevante notifică acest lucru imediat Comisiei. În termen de șase luni de la primirea unei astfel de notificări, ca o măsură de ultimă instanță și după consultarea ACER și a părților interesate relevante, Comisia adoptă o decizie de modificare sau de menținere a configurației zonelor de ofertare între statele membre respective și în cadrul acestora.
Înainte de elaborarea raportului, fiecare operator de transport și de sistem transmite spre aprobare autorității sale de reglementare contribuția sa la raport, inclusiv toate datele relevante. Procesul decizional stabilit la alineatul (5) din prezentul articol se aplică în cazul în care evaluarea demonstrează că un operator de transport și de sistem nu a respectat capacitatea minimă.
Articolul 16
Principii generale de alocare a capacității și de gestionare a congestiilor
Centrele de coordonare regionale calculează capacitățile interzonale respectând limitele de siguranță în funcționare, utilizând date de la operatorii de transport și de sistem, inclusiv date cu privire la disponibilitatea tehnică a măsurilor de remediere, fără a include întreruperea consumului. Dacă centrele de coordonare regionale concluzionează că acțiunile de remediere disponibile în regiunea de calcul al capacităților sau între regiunile de calcul al capacităților nu sunt suficiente pentru a atinge traiectoria liniară în temeiul articolului 15 alineatul (2) sau capacitățile minime prevăzute la alineatul (8) din prezentul articol, respectând în același timp limitele de siguranță în funcționare, acestea pot, în ultimă instanță, să stabilească acțiuni coordonate de reducere în consecință a capacităților interzonale. Operatorii de transport și de sistem se pot abate de la acțiunile coordonate în ceea ce privește calculul coordonat al capacităților și analiza coordonată a siguranței numai în conformitate cu articolul 42 alineatul (2).
La trei luni după punerea în funcțiune a centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 35 alineatul (2) din prezentul regulament și, ulterior, din trei în trei luni, centrele de coordonare regionale transmit un raport autorităților de reglementare relevante și ACER cu privire la eventualele reduceri de capacitate sau eventualele abateri de la acțiunile coordonate în temeiul celui de-al doilea paragraf și evaluează incidența și fac recomandări, după caz, cu privire la modul în care se pot evita astfel de abateri în viitor. În cazul în care ajunge la concluzia că nu sunt îndeplinite condițiile prealabile pentru o abatere în temeiul prezentului alineat sau că acestea sunt de natură structurală, ACER prezintă un aviz autorităților de reglementare relevante și Comisiei. Autoritățile de reglementare competente iau măsurile corespunzătoare împotriva operatorilor de transport și de sistem sau a centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 59 sau 62 din Directiva (UE) 2019/944, dacă nu au fost îndeplinite condițiile prealabile pentru o abatere în temeiul prezentului alineat.
Abaterile de natură structurală sunt abordate într-un plan de acțiune menționat la articolul 14 alineatul (7) sau într-o actualizare a unui plan de acțiune existent.
Operatorii de transport și de sistem nu limitează volumul capacității de interconectare care urmează a fi pusă la dispoziția participanților la piață pentru a rezolva o congestie în interiorul propriei lor zone de ofertare sau ca modalitate de a gestiona fluxurile din tranzacțiile interne ale zonelor de ofertare. Fără a aduce atingere aplicării derogărilor prevăzute la alineatele (3) și (9) din prezentul articol și aplicării articolul 15 alineatul (2), se consideră că prezentul alineat este respectat, cu condiția să fie atinse următoarele niveluri minime ale capacității disponibile pentru comerțul interzonal:
pentru frontierele care folosesc o abordare bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, capacitatea minimă este de 70 % din capacitatea de transport, respectând limitele de siguranță în funcționare după scăderea contingențelor, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
pentru frontierele care utilizează o metodă bazată pe flux, capacitatea minimă este o marjă stabilită în procedura de calcul al capacității, disponibilă pentru fluxurile induse de schimburile interzonale. Marja menționată este de 70 % din capacitatea care respectă limitele de siguranță în funcționare ale elementelor critice de rețea interne și interzonale, ținând seama de contingențe, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolul 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
Procentul total de 30 % poate fi utilizat pentru marjele de fiabilitate, fluxurile în buclă și fluxurile interne ale fiecărui element critic de rețea.
Înainte de acordarea unei derogări, autoritatea de reglementare competentă consultă autoritățile de reglementare din alte state membre care fac parte din regiunea de calcul al capacităților afectată. În cazul în care o autoritate de reglementare nu este de acord cu derogarea propusă, ACER decide dacă derogarea ar trebui să fie acordată în temeiul articolului 6 alineatul (10) litera (a) din Regulamentul (UE) 2019/942. Justificarea și motivele care stau la baza derogării se publică.
În cazul în care se acordă o derogare, operatorii de transport și de sistem relevanți elaborează și publică o metodologie și proiecte care să ofere o soluție pe termen lung la problema pe care vizează să o remedieze derogarea. Derogarea expiră la împlinirea duratei derogării sau odată ce soluția identificată este aplicată, în funcție de care dintre aceste date survine prima.
Acest nivel este analizat și definit în comun de către toți operatorii de transport și de sistem dintr-o regiune de calcul al capacităților pentru fiecare frontieră individuală a zonei de ofertare și este supus aprobării tuturor autorităților de reglementare din regiunea de calcul al capacităților.
Articolul 17
Alocarea capacității interzonale de la un interval de timp la altul
Operatorii de transport și de sistem propun o structură adecvată de alocare a capacității interzonale de la un interval de timp la altul, inclusiv pentru cele de tipul pentru ziua următoare, intrazilnic și de echilibrare. Această structură de alocare este evaluată de către autoritățile de reglementare relevante. La elaborarea propunerii lor, operatorii de transport și de sistem țin seama de:
caracteristicile piețelor;
condițiile operaționale ale sistemului electroenergetic, precum consecințele soldării operațiunilor programate ferm;
gradul de armonizare a procentelor alocate unor diferite intervale de timp și a intervalelor de timp adoptate pentru diferitele mecanisme de alocare a capacităților interzonale care sunt deja în vigoare.
SECȚIUNEA 2
Tarifele de rețea și veniturile din congestii
Articolul 18
Tarifele de acces la rețele, de utilizare a rețelelor și de întărire a rețelelor
Fără a aduce atingere articolului 15 alineatele (1) și (6) din Directiva 2012/27/UE și criteriilor din anexa XI la directiva menționată, metoda utilizată pentru calculul tarifelor de rețea sprijină în mod neutru eficiența generală a sistemului pe termen lung prin semnale de preț pentru clienți și producători și în special se aplică într-un mod care nu discriminează nici pozitiv, nici negativ între producerea conectată la nivelul de distribuție și producerea conectată la nivelul de transport. Tarifele de rețea nu discriminează nici pozitiv, nici negativ împotriva stocării energiei sau împotriva agregării și nu descurajează producția proprie, autoconsumul sau participarea la consumul dispecerizabil. Fără a aduce atingere alineatului (3) din prezentul articol, tarifele respective nu se calculează în funcție de distanță.
La stabilirea tarifelor de acces la rețea, se iau în considerare următoarele elemente:
plățile și încasările care rezultă din mecanismul de compensare între operatorii de transport și de sistem;
plățile efectiv realizate și primite, precum și plățile scontate pentru perioadele viitoare, estimate pe baza perioadelor anterioare.
Până la 5 octombrie 2019, pentru a reduce riscul de fragmentare a pieței, ACER prezintă un raport asupra bunelor practici privind metodologiile tarifelor de transport și de distribuție, ținând seama de specificul național. Raportul respectiv asupra bunelor practici vizează cel puțin următoarele:
raportul tarifelor aplicate producătorilor și al tarifelor aplicate clienților finali;
costurile care trebuie recuperate prin tarife;
tarifele de rețea diferențiate pe paliere orare;
semnalele de localizare;
relația dintre tarifele de transport și tarifele de distribuție;
metodele pentru a asigura transparența în ceea ce privește stabilirea și structura tarifelor;
grupurile de utilizatori ai rețelei vizați de tarife, inclusiv, după caz, caracteristicile grupurilor respective, formele de consum și scutirile tarifare;
pierderile în rețelele de înaltă, medie și joasă tensiune.
ACER actualizează raportul asupra bunelor practici cel puțin o dată la doi ani.
Articolul 19
Veniturile din congestii
La alocarea veniturilor care decurg din alocarea capacității interzonale au prioritate următoarele obiective:
garantarea disponibilității reale a capacității alocate, inclusiv compensarea pentru fermitate; sau
menținerea sau creșterea capacităților interzonale prin optimizarea utilizării capacităților de interconexiune existente prin măsuri coordonate de remediere, dacă este cazul, sau acoperirea costurilor generate de investițiile în rețea relevante pentru reducerea congestionării capacităților de interconexiune.
ACER poate solicita operatorilor de transport și de sistem să modifice sau să actualizeze metodologia menționată la primul paragraf. ACER decide cu privire la metodologia actualizată în termen de cel mult șase luni de la transmiterea acesteia.
Metodologia prevede cel puțin condițiile în care veniturile pot fi folosite pentru scopurile prevăzute la alineatul (2), condițiile în care veniturile respective pot fi plasate într-un cont intern separat pentru o utilizare viitoare în aceste scopuri, și durata posibilă a plasării într-un astfel de cont separat.
Operatorii de transport și de sistem stabilesc în mod clar, în avans, modul în care vor fi utilizate veniturile din congestii și raportează autorităților de reglementare cu privire la modul în care au fost utilizate efectiv veniturile respective. Până la data de 1 martie a fiecărui an, autoritățile de reglementare informează ACER și publică un raport în care indică:
suma veniturilor colectate pentru perioada de 12 luni care se încheie la data de 31 decembrie a anului anterior;
modul în care au fost utilizate veniturile respective, în temeiul alineatului (2), incluzând proiectele specifice pentru care au fost utilizate veniturile, precum și suma plasată într-un cont separat;
suma care a fost utilizată la calcularea tarifelor de rețea; și
verificarea faptului că suma menționată la litera (c) este în conformitate cu prezentul regulament și cu metodologia elaborată în temeiul alineatelor (3) și (4).
Dacă o parte din veniturile din congestii sunt utilizate la calcularea tarifelor de rețea, raportul prezintă modul în care operatorii de transport și de sistem au îndeplinit obiectivele prioritare prevăzute la alineatul (2), după caz.
CAPITOLUL IV
ADECVAREA RESURSELOR
Articolul 20
Adecvarea resurselor pe piața internă de energie electrică
Statele membre cu probleme identificate de adecvare a resurselor elaborează și publică un plan de punere în aplicare cu un calendar pentru adoptarea de măsuri de eliminare a denaturărilor în materie de reglementare sau a disfuncționalităților pieței în cadrul procedurii ajutoarelor de stat. La abordarea problemelor legate de adecvarea resurselor, statele membre au în vedere în special principiile enunțate la articolul 3 și iau în considerare:
eliminarea denaturărilor în materie de reglementare;
eliminarea plafoanelor la prețuri în conformitate cu articolul 10;
introducerea unei funcții de stabilire a prețurilor deficitelor pentru energia de echilibrare, astfel cum se prevede la articolul 44 alineatul (3) din Regulamentul (UE) 2017/2195;
creșterea interconectării și a capacității rețelei interne în vederea atingerii cel puțin a obiectivelor lor de interconectare, astfel cum se menționează la articolul 4 litera (d) punctul 1 din Regulamentul (UE) 2018/1999;
să permită producția proprie, stocarea energiei, măsurile legate de cerere și eficiența energetică prin adoptarea de măsuri pentru eliminarea denaturărilor identificate în materie de reglementare;
asigurarea achiziționării eficiente din punct de vedere al costurilor și bazate pe piață a serviciilor auxiliare și de echilibrare;
eliminarea prețurilor reglementate în cazurile prevăzute la articolul 5 din Directiva (UE) 2019/944.
Articolul 21
Principii generale pentru mecanismele de asigurare a capacității
Articolul 22
Principiile de concepere a mecanismelor de asigurare a capacității
Orice mecanism de asigurare a capacității:
este temporar;
nu creează denaturări nejustificate ale pieței și nu limitează comerțul interzonal;
nu depășește ceea ce este necesar pentru a aborda problemele de adecvare menționate la articolul 20;
selectează furnizorii de capacitate prin intermediul unui proces transparent, nediscriminatoriu și concurențial;
oferă stimulente pentru ca furnizorii de capacitate să fie disponibili în perioadele de suprasolicitare preconizată a sistemelor;
garantează că remunerația este stabilită printr-un proces concurențial;
stabilește condițiile tehnice necesare participării furnizorilor de capacitate înaintea procesului de selecție;
este deschis participării tuturor resurselor capabile să asigure performanțele tehnice necesare, inclusiv stocării energiei și gestionării cererii;
aplică sancțiuni adecvate furnizorilor de capacitate care nu sunt disponibili în momente de suprasolicitare a sistemelor.
Conceperea rezervelor strategice îndeplinește următoarele cerințe:
atunci când un mecanism de asigurare a capacității a fost conceput ca o rezervă strategică, resursele sunt dispecerizate numai dacă este probabil ca operatorii de transport și de sistem să își epuizeze resursele de echilibrare pentru a stabili un echilibru între cerere și ofertă;
în cursul intervalelor de decontare a dezechilibrelor când sunt dispecerizate resurse din rezerva strategică, dezechilibrele de pe piață se decontează cel puțin la valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică sau la o valoare mai mare decât limita tehnică de preț intrazilnică, astfel cum se menționează la articolul 10 alineatul (1), luându-se în considerare valoarea cea mai mare;
randamentul rezervei strategice după dispecerizare se atribuie părților responsabile cu echilibrarea prin intermediul mecanismului de decontare a dezechilibrelor;
resursele incluse în rezerva strategică nu sunt remunerate prin intermediul piețelor angro de energie electrică sau al piețelor de echilibrare;
resursele din rezerva strategică sunt păstrate în afara pieței cel puțin pe durata perioadei contractuale.
Cerința menționată la primul paragraf litera (a) nu aduce atingere activării resurselor înainte de dispecerizarea propriu-zisă pentru a respecta constrângerile de solicitare și cerințele de funcționare ale resurselor. Randamentul rezervei strategice din timpul activării nu se atribuie grupurilor pentru echilibrare prin intermediul piețelor angro și nici nu le modifică dezechilibrele.
Pe lângă cerințele prevăzute la alineatul (1), mecanismele de asigurare a capacității, altele decât rezervele strategice:
sunt concepute într-un mod care să asigure că prețul plătit pentru disponibilitate tinde automat spre zero atunci când se preconizează că nivelul capacității furnizate corespunde nivelului capacității solicitate;
remunerează resursele participante doar pentru disponibilitatea lor și se asigură că remunerația nu afectează deciziile furnizorului de capacitate de a produce sau nu;
se asigură că obligațiile privind capacitatea sunt transferabile între furnizorii de capacitate eligibili.
Mecanismele de asigurare a capacității încorporează următoarele cerințe privind limitele emisiilor de CO2:
cel târziu de la 4 iulie 2019, capacitățile de producere care au început producția comercială la acea dată sau ulterior acesteia și care au emisii mai mari de 550 g CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică nu sunt angajate și nici nu primesc plăți sau angajamente pentru plăți viitoare în cadrul unui mecanism de asigurare a capacității;
cel târziu de la 1 iulie 2025, capacitățile de producere care au început producția comercială înainte de 4 iulie 2019 și care au emisii mai mari de 550 g CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică și mai mari de 350 kg CO2 din combustibili fosili în medie pe an per kWe instalat nu sunt angajate și nici nu primesc plăți sau angajamente pentru plăți viitoare în cadrul unui mecanism de asigurare a capacității.
Limita emisiilor de 550 g CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică și limita de 350 kg CO2 din combustibili fosili în medie pe an per kWe instalat menționate la primul paragraf literele (a) și (b) se calculează pe baza eficienței concepției unității generatoare, însemnând pe baza eficienței nete la capacitatea nominală în temeiul standardelor relevante ale Organizației Internaționale de Standardizare.
Până la 5 ianuarie 2020, ACER publică un aviz care oferă orientări tehnice privind calcularea valorilor menționate la primul paragraf.
Articolul 23
Evaluarea adecvării resurselor la nivel european
ENTSO pentru energie electrică efectuează evaluarea adecvării resurselor la nivel european în fiecare an. Producătorii și alți participanți la piață oferă operatorilor de transport și de sistem date privind utilizarea preconizată a resurselor de producere a energiei, având în vedere disponibilitatea unor resurse primare și a unor scenarii adecvate asupra proiecțiilor privind cererea și oferta.
Evaluarea adecvării resurselor la nivel european se bazează pe o metodologie transparentă care asigură faptul că evaluarea:
este realizată la fiecare nivel al zonelor de ofertare care acoperă cel puțin toate statele membre;
este bazată pe scenarii centrale de referință adecvate privind cererea și oferta prognozată, incluzând o evaluare economică a probabilității de scoatere din uz, de suspendare, de construcție a unor noi active de producere și de adoptare a unor măsuri pentru atingerea obiectivelor în materie de eficiență energetică și de interconectare a rețelelor electrice, precum și de sensibilitățile corespunzătoare cu privire la fenomene meteorologice extreme, condiții hidrologice, evoluțiile prețurilor angro și ale tarifelor pentru emisiile de carbon;
conține scenarii separate ce reflectă probabilitatea diferită de apariție a problemelor legate de adecvarea resurselor pe care diferitele tipuri de mecanisme de asigurare a capacității sunt concepute să le abordeze;
ține cont în mod corespunzător de contribuția tuturor resurselor, inclusiv de posibilitățile existente și viitoare de producție, de stocare a energiei, de integrare sectorială, de consum dispecerizabil, de import și de export, precum și de contribuția lor la exploatarea flexibilă a sistemului;
anticipează impactul probabil al măsurilor menționate la articolul 20 alineatul (3);
include variante fără mecanismele existente sau planificate de asigurare a capacității și, după caz, variante cu astfel de mecanisme;
este bazată pe un model de piață, folosind, dacă este cazul, metoda bazată pe flux;
aplică calcule probabilistice;
aplică un instrument de modelare unic;
include cel puțin următorii indicatori menționați la articolul 25:
identifică sursele unor posibile probleme de adecvare a resurselor, în special dacă este vorba de o constrângere a rețelei, de o constrângere de resurse sau de ambele;
respectă dezvoltarea reală a rețelei;
asigură faptul că sunt luate în considerare în mod corespunzător caracteristicile naționale ale producerii, flexibilitatea cererii și stocarea energiei, disponibilitatea resurselor primare și nivelul de interconectare.
Până la 5 ianuarie 2020, ENTSO pentru energie electrică prezintă ACER o propunere de metodologie pentru a calcula:
valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică;
costul unei noi intrări pentru producere sau pentru consum dispecerizabil; și
standardul de fiabilitate menționat la articolul 25.
Metodologia se bazează pe criterii transparente, obiective și verificabile.
Articolul 24
Evaluările adecvării resurselor la nivel național
Evaluările adecvării resurselor la nivel național includ scenariile centrale de referință menționate la articolul 23 alineatul (5) litera (b).
Evaluările adecvării resurselor la nivel național lua în considerare sensibilități suplimentare față de cele menționate la articolul 23 alineatul (5) litera (b). În astfel de cazuri, evaluările adecvării resurselor la nivel național pot:
să formuleze ipoteze care să țină seama de particularitățile cererii și ofertei naționale de energie electrică;
să utilizeze instrumente și date recente coerente complementare celor utilizate de ENTSO pentru energie electrică pentru evaluarea adecvării resurselor la nivel european.
În plus, evaluările adecvării resurselor la nivel național, atunci când evaluează contribuția furnizorilor de capacitate situați într-un alt stat membru la siguranța alimentării zonelor de ofertare la care se referă, utilizează metodologia astfel cum este prevăzută la articolul 26 alineatul (11) litera (a).
În termen de două luni de la data primirii raportului, ACER emite un aviz care indică dacă diferențele dintre evaluarea la nivel național și cea la nivel european sunt justificate.
Organismul responsabil cu evaluarea adecvării resurselor la nivel național ține seama în mod corespunzător de avizul ACER și, dacă este necesar, își modifică evaluarea. În cazul în care decide să nu țină seama pe deplin de avizul ACER, organismul responsabil cu evaluarea adecvării resurselor la nivel național publică un raport cu o motivare detaliată.
Articolul 25
Standardul de fiabilitate
Articolul 26
Participarea transfrontalieră la mecanismele de asigurare a capacității
Statele membre pot solicita situarea capacității externe într-un stat membru care are o racordare directă la rețea cu statul membru care aplică mecanismul.
În cazul în care furnizorii de capacitate participă la mai mult de un mecanism de asigurare a capacității pentru aceeași perioadă de livrare, aceștia participă până la disponibilitatea de interconectare preconizată și la probabilitatea suprasolicitării în același timp a sistemului unde se aplică mecanismul și a sistemului în care este situată capacitatea externă, în conformitate cu metodologia menționată la alineatul (11) litera (a).
În cazul în care furnizorii de capacitate participă la mai multe mecanisme de asigurare a capacității pentru aceeași perioadă de furnizare, aceștia au obligația de a face plăți de indisponibilitate multiple în cazul în care nu sunt în măsură să îndeplinească angajamente multiple.
Operatorii de transport și de sistem stabilesc anual capacitatea maximă de intrare disponibilă pentru participarea capacității externe, pe baza recomandării centrului de coordonare regional.
Operatorul de transport și de sistem de unde este situată capacitatea externă:
stabilește dacă furnizorii de capacitate interesați pot oferi performanța tehnică necesară pentru mecanismul de asigurare a capacității la care aceștia intenționează să participe și înregistrează respectivii furnizorii de capacitate ca furnizori de capacitate eligibili într-un registru întocmit în acest scop;
efectuează verificări privind disponibilitatea;
notifică operatorului de transport și de sistem din statul membru care aplică mecanismul de asigurare a capacității informațiile pe care le primește în temeiul prezentului paragraf literele (a) și (b) și al celui de-al doilea paragraf.
Furnizorul de capacitate relevant notifică operatorului de transport și de sistem, fără întârziere, participarea sa la un mecanism de asigurare a capacității extern.
Până la 5 iulie 2020, ENTSO pentru energie electrică prezintă ACER:
o metodologie de calculare a capacității maxime de intrare pentru participarea transfrontalieră menționată la alineatul (7);
o metodologie de împărțire a veniturilor menționate la alineatul (9);
norme comune pentru efectuarea verificărilor privind disponibilitatea menționate la alineatul (10) litera (b);
norme comune pentru identificarea situațiilor în care devine exigibilă o plată de indisponibilitate;
condițiile de funcționare a registrului menționat la alineatul (10) litera (a);
norme comune pentru identificarea capacității eligibile pentru participare la mecanismul de asigurare a capacității, astfel cum se menționează la alineatul (10) litera (a).
Propunerea face obiectul unei consultări prealabile și al aprobării de către ACER în conformitate cu articolul 27.
Articolul 27
Procedura de aprobare
CAPITOLUL V
EXPLOATAREA SISTEMELOR DE TRANSPORT
Articolul 28
Rețeaua europeană a operatorilor de transport și de sistem pentru energie electrică
Articolul 29
ENTSO pentru energie electrică
Articolul 30
Atribuțiile ENTSO pentru energie electrică
ENTSO pentru energie electrică:
elaborează coduri de rețea în domeniile menționate la articolul 59 alineatele (1) și (2) cu scopul de a atinge obiectivele stabilite la articolul 28;
adoptă și publică un plan la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei pe 10 ani fără caracter obligatoriu (denumit în continuare „planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei”), la fiecare doi ani;
elaborează și adoptă propuneri în legătură cu evaluarea adecvării resurselor la nivel european în temeiul articolului 23 și propuneri de specificații tehnice pentru participarea transfrontalieră la mecanismele de asigurare a capacității în temeiul articolului 26 alineatul (11);
adoptă recomandări privind coordonarea cooperării tehnice între operatorii de transport și de sistem din Uniune și cei din țările terțe;
adoptă un cadru de cooperare și coordonare între centrele de coordonare regionale;
adoptă o propunere de definire a regiunii de exploatare a sistemului în conformitate cu articolul 36;
colaborează cu operatorii de distribuție și entitatea OSD UE;
promovează digitizarea rețelelor de transport, inclusiv introducerea rețelelor inteligente, colectarea eficientă a datelor în timp real și sistemele de contorizare inteligentă;
adoptă instrumentele comune pentru exploatarea rețelelor pentru a asigura coordonarea exploatării rețelei în condiții normale și de urgență, inclusiv o grilă comună de clasificare a incidentelor, precum și planurile de cercetare, inclusiv executarea planurilor respective printr-un program eficient de cercetare. Aceste instrumente specifică, printre altele:
informațiile, inclusiv informații pentru ziua următoare, intrazilnice și în timp real, utile pentru îmbunătățirea coordonării operaționale, precum și frecvența optimă pentru colectarea și comunicarea acestor informații;
platforma tehnologică pentru schimbul de informații în timp real și, dacă este cazul, platformele tehnologice pentru colectarea, prelucrarea și transmiterea celorlalte informații menționate la punctul (i), precum și pentru implementarea procedurilor în măsură să sporească coordonarea operațională între operatorii de transport și de sistem, astfel încât această coordonare să fie posibilă la nivelul întregii Uniuni;
modul în care operatorii de transport și de sistem pun informațiile operaționale la dispoziția altor operatori de transport și de sistem sau a oricărei alte entități mandatate în mod corespunzător să îi sprijine pentru a realiza coordonarea operațională, precum și la dispoziția ACER; și
faptul că operatorii de transport și de sistem desemnează un punct de contact responsabil de furnizarea de răspunsuri la întrebările altor operatori de transport și de sistem sau ale altei entități mandatate în mod corespunzător menționate la punctul (iii) sau ale ACER cu privire la aceste informații;
adoptă un program anual de activitate;
contribuie la stabilirea cerințelor de interoperabilitate și procedurilor nediscriminatorii și transparente de accesare a datelor, prevăzute la articolul 24 din Directiva (UE) 2019/944;
adoptă un raport anual;
realizează și adoptă evaluări privind adecvarea sezonieră în temeiul articolului 9 alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2019/941;
promovează securitatea cibernetică și protecția datelor în cooperare cu autoritățile competente și cu entitățile reglementate;
ia în considerare evoluția consumului dispecerizabil în îndeplinirea atribuțiilor sale.
Articolul 31
Consultări
Articolul 32
Monitorizarea efectuată de către ACER
ACER monitorizează punerea în aplicare de către ENTSO pentru energie electrică a codurilor de rețea elaborate în temeiul articolului 59. În cazul în care ENTSO pentru energie electrică nu a reușit să pună în aplicare astfel de coduri de rețea, ACER solicită ENTSO pentru energie electrică să prezinte o explicație motivată corespunzător cu privire la motivele acestui fapt. ACER informează Comisia cu privire la această explicație și își prezintă avizul.
ACER monitorizează și analizează punerea în aplicare a codurilor de rețea și a orientărilor adoptate de Comisie în conformitate cu articolul 58 alineatul (1) și impactul acestora asupra armonizării normelor aplicabile care vizează facilitarea integrării pieței, precum și asupra nediscriminării, concurenței efective și funcționării eficiente a pieței și raportează Comisiei.
În cazul în care consideră că proiectul de program anual de activitate sau proiectul de plan la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei prezentat de ENTSO pentru energie electrică nu contribuie la respectarea principiilor nediscriminării, concurenței efective, funcționării eficiente a pieței sau la realizarea unui nivel suficient de interconectare transfrontalieră deschisă accesului terților, ACER furnizează ENTSO pentru energie electrică și Comisiei un aviz motivat corespunzător și recomandări, în termen de două luni de la depunere.
Articolul 33
Costuri
Costurile legate de activitățile ENTSO pentru energie electrică menționate la articolele 28-32 și 58-61 din prezentul regulament și la articolul 11 din Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului ( 7 ) sunt suportate de operatorii de transport și de sistem și se iau în considerare la calcularea tarifelor. Autoritățile de reglementare aprobă costurile respective numai dacă acestea sunt rezonabile și adecvate.
Articolul 34
Cooperarea regională a operatorilor de transport și de sistem
Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 68 pentru a completa prezentul regulament în ceea ce privește stabilirea zonei geografice acoperite de fiecare structură de cooperare regională. În acest scop, Comisia se consultă cu autoritățile de reglementare, cu ACER și cu ENTSO pentru energie electrică.
Actele delegate menționate în prezentul alineat nu aduc atingere articolului 36.
Articolul 35
Înființarea și misiunea centrelor de coordonare regionale
Autoritățile de reglementare din regiunea de exploatare a sistemului examinează și aprobă propunerea.
Propunerea cuprinde cel puțin următoarele elemente:
statul membru în care ar fi situat sediul centrelor de coordonare regionale și operatorii de transport și de sistem participanți;
măsurile organizatorice, financiare și operaționale necesare pentru a asigura funcționarea eficientă, sigură și fiabilă a sistemului de transport interconectat;
un plan de punere în aplicare pentru punerea în funcțiune a centrelor de coordonare regionale;
statutul și regulamentul de procedură al centrelor de coordonare regionale;
descrierea proceselor bazate pe cooperare, în conformitate cu articolul 38;
descrierea dispozițiilor privind răspunderea centrelor de coordonare regionale, în conformitate cu articolul 47;
în cazul în care sunt menținute două centre de coordonare regionale prin rotație, în conformitate cu articolul 36 alineatul (2), descrierea modalităților care prevăd în mod clar responsabilitățile respectivelor centre de coordonare regionale și procedurile de executare a atribuțiilor acestora.
Articolul 36
Aria geografică a centrelor de coordonare regionale
Articolul 37
Atribuțiile centrelor de coordonare regionale
Fiecare centru de coordonare regional îndeplinește cel puțin toate atribuțiile de interes regional următoare în întreaga regiune de exploatare a sistemului în care este stabilit:
efectuarea calculului coordonat al capacităților în conformitate cu metodologiile elaborate în temeiul orientărilor privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate pe baza articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
efectuarea unei analize coordonate a siguranței în conformitate cu metodologiile elaborate în temeiul orientărilor privind operarea sistemului adoptată pe baza articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
crearea de modele comune de rețele în conformitate cu metodologiile și procedurile elaborate în temeiul orientărilor privind operarea sistemului adoptată pe baza articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
sprijinirea evaluării consecvenței planurilor de apărare și a planurilor de restaurare ale operatorilor de transport și de sistem în conformitate cu procedura prevăzută în codul de rețea pentru situații de urgență și restaurare adoptată în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
realizarea de prognoze privind adecvarea sistemului la nivel regional pentru săptămâna următoare și cel puțin pentru ziua următoare, și pregătirea de acțiuni de reducere a riscurilor, în conformitate cu metodologia stabilită la articolul 8 din Regulamentul (UE) 2019/941 și cu procedurile prevăzute în orientările privind operarea sistemului adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
coordonarea planificării întreruperilor în conformitate cu procedurile și metodologiile stabilite în orientările privind operarea sistemului adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;
formarea și certificarea personalului care lucrează pentru centrele de coordonare regionale;
sprijinirea coordonării și optimizării restaurării la nivel regional, astfel cum s-a solicitat de către operatorii de transport și de sistem;
efectuarea analizei post-operaționale și post-perturbare și raportarea;
dimensionarea regională a capacității de rezervă;
facilitarea achizițiilor regionale de capacitate de echilibrare;
sprijinirea operatorilor de transport și de sistem, la cererea lor, în optimizarea deconturilor dintre operatorii de transport și de sistem;
îndeplinirea atribuțiilor legate de identificarea scenariilor regionale de criză de energie electrică în cazul și în măsura în care acestea sunt delegate centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 6 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2019/941;
îndeplinirea atribuțiilor legate de evaluările adecvării sezoniere în cazul și în măsura în care acestea sunt delegate centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 9 alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2019/941;
calcularea valorii capacității maxime de intrare disponibile pentru participarea capacității externe la mecanismele de asigurare a capacității cu scopul de a emite o recomandare în temeiul articolului 26 alineatul (7);
îndeplinirea atribuțiilor legate de sprijinirea operatorilor de transport și de sistem în identificarea necesităților de capacități noi de transport, de modernizare a capacităților de transport existente sau a alternativelor la acestea, care trebuie prezentate grupurilor regionale instituite în temeiul Regulamentului (UE) nr. 347/2013 și incluse în planul de dezvoltare a rețelei pe 10 ani menționat la articolul 51 din Directiva (UE) 2019/944.
Atribuțiile menționate la primul paragraf sunt prevăzute în detaliu în anexa I.
Articolul 38
Cooperarea în cadrul centrelor de coordonare regionale și între acestea
Coordonarea zilnică în cadrul centrelor de coordonare regionale și între acestea este gestionată printr-un proces bazat pe cooperare între operatorii de transport și de sistem din regiune, inclusiv pe modalități de coordonare între centrele de coordonare regionale, dacă este cazul. Procesul bazat pe cooperare are la bază:
acorduri de lucru pentru a aborda aspectele legate de planificare și pe cele operaționale relevante pentru atribuțiile menționate la articolul 37;
o procedură pentru partajarea analizelor și consultarea operatorilor de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului și a părților interesate relevante, precum și a altor centre de coordonare regionale cu privire la propunerile centrelor de coordonare regionale, într-un mod eficient și incluziv, în exercitarea sarcinilor și a atribuțiilor operaționale, în conformitate cu articolul 40;
o procedură pentru adoptarea de acțiuni coordonate și recomandări în conformitate cu articolul 42.
Articolul 39
Acordurile de lucru
Articolul 40
Procedura de consultare
Articolul 41
Transparență
Articolul 42
Adoptarea și revizuirea acțiunilor coordonate și a recomandărilor
În cazul în care operatorul de transport și de sistem decide să nu pună în aplicare o acțiune coordonată din motivele arătate în prezentul alineat, acesta raportează în mod transparent și fără întârzieri nejustificate motivele detaliate centrelor de coordonare regionale și operatorilor de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului. În astfel de cazuri, centrele de coordonare regionale evaluează impactul deciziei respective asupra celorlalți operatori de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului și poate propune un alt set de acțiuni coordonate care fac obiectul procedurii stabilite în alineatul (1).
În cazul în care un operator de transport și de sistem decide să se abată de la o recomandare menționată la alineatul (1), acesta transmite fără întârziere nejustificată motivarea deciziei sale centrelor de coordonare regionale și celorlalți operatori de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului.
Articolul 43
Consiliul de administrație al centrelor de coordonare regionale
Consiliul de administrație este responsabil cu:
elaborarea și aprobarea statutului și a regulamentului de procedură al centrelor de coordonare regionale;
luarea deciziilor cu privire la structura organizatorică și punerea lor în aplicare;
pregătirea și aprobarea bugetului anual;
elaborarea și aprobarea proceselor bazate pe cooperare, în conformitate cu articolul 38.
Articolul 44
Structura organizatorică
Structura lor organizatorică precizează:
competențele, atribuțiile și responsabilitățile personalului;
relațiile și raporturile ierarhice dintre diversele părți componente și procese ale organizației.
Articolul 45
Dotarea și personalul
Centrele de coordonare regionale sunt dotate cu toate resursele umane, tehnice, fizice și financiare necesare îndeplinirii obligațiilor care le revin în temeiul prezentului regulament și exercitării atribuțiilor lor într-un mod independent și imparțial.
Articolul 46
Monitorizarea și raportarea
Centrele de coordonare regionale instituie un proces pentru a monitoriza continuu cel puțin:
performanța lor operațională;
acțiunile coordonate și recomandările emise, gradul de punere în aplicare a acțiunilor coordonate și a recomandărilor de către operatorii de transport și de sistem și rezultatul obținut;
eficacitatea și eficiența fiecăreia dintre atribuțiile pentru care sunt responsabile și, dacă este cazul, rotația acestor atribuții.
Articolul 47
Răspunderea
În propunerile de instituire a centrelor de coordonare regionale în conformitate cu articolul 35, operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului includ măsurile necesare pentru a acoperi răspunderea legată de îndeplinirea atribuțiilor centrelor de coordonare regionale. Metoda utilizată pentru furnizarea acoperirii trebuie să țină seama de statutul juridic al centrelor de coordonare regionale și de nivelul de acoperire oferit de asigurarea comercială disponibilă.
Articolul 48
Planul de dezvoltare a rețelei pe 10 ani
În special, planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei:
se bazează pe planuri naționale de investiții, luând în considerare planurile regionale de investiții menționate la articolul 34 alineatul (1) din prezentul regulament și, dacă este cazul, aspectele la nivelul Uniunii legate de planificarea rețelei, prevăzute în Regulamentul (UE) nr. 347/2013; acesta face obiectul unei analize costuri-beneficii utilizând metodologia stabilită în conformitate cu articolul 11 din regulamentul respectiv;
în ceea ce privește interconectările transfrontaliere, se bazează, de asemenea, pe nevoile rezonabile ale diferiților utilizatori de sisteme și integrează angajamentele pe termen lung ale investitorilor menționați la articolele 44 și 51 din Directiva (UE) 2019/944; și
identifică deficiențele investiționale, în special în ceea ce privește capacitățile transfrontaliere.
În ceea ce privește litera (c) de la primul paragraf, planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei poate fi însoțit de o analiză a obstacolelor în calea creșterii capacității transfrontaliere a rețelei, generate de diferențele existente la nivelul procedurilor sau al practicilor de aprobare.
Articolul 49
Mecanismul de compensare între operatorii de transport și de sistem
Prima perioadă pentru care se efectuează plăți compensatorii se stabilește în cadrul orientărilor menționate la articolul 61.
Articolul 50
Furnizarea de informații
Articolul 51
Certificarea operatorilor de transport și de sistem
În vederea elaborării avizului menționat la primul paragraf, Comisia poate solicita avizul ACER cu privire la decizia autorității de reglementare. Într-o astfel de situație, termenul de două luni menționat la primul paragraf se prelungește cu încă două luni.
În cazul în care Comisia nu emite un aviz în termenul menționat la primul și la al doilea paragraf, se consideră că aceasta nu a avut niciun fel de obiecții împotriva deciziei autorității de reglementare.
CAPITOLUL VI
EXPLOATAREA SISTEMELOR DE DISTRIBUȚIE
Articolul 52
Entitatea europeană pentru operatorii de distribuție
Membrii înregistrați pot participa la entitatea OSD UE direct sau pot fi reprezentați de asociația națională desemnată de statul membru sau de o asociație de la nivelul Uniunii.
Articolul 53
Înființarea entității OSD UE
Proiectul de regulament de procedură al entității OSD UE asigură o reprezentare echilibrată a tuturor operatorilor de distribuție participanți.
Articolul 54
Principalele norme și proceduri pentru entitatea OSD UE
Statutul entității OSD UE adoptat în conformitate cu articolul 53 garantează următoarele principii:
participarea la lucrările entității OSD UE este limitată la membrii înregistrați, existând posibilitatea delegării între membri;
deciziile strategice legate de activitățile entității OSD UE, precum și orientările de politică pentru Consiliul de administrație sunt adoptate de Adunarea generală;
deciziile Adunării generale sunt adoptate în conformitate cu următoarele reguli:
fiecare membru dispune de un număr de voturi proporțional cu numărul de clienți ai membrului respectiv;
se exprimă 65 % din voturile atribuite membrilor; și
decizia se adoptă cu o majoritate de 55 % din membri;
deciziile Adunării generale sunt respinse în conformitate cu următoarele reguli:
fiecare membru dispune de un număr de voturi proporțional cu numărul respectiv de clienți;
se exprimă 35 % din totalul voturilor atribuite membrilor; și
decizia este respinsă de cel puțin 25 % din membri;
Consiliul de administrație este ales de Adunarea generală, pentru un mandat de maximum patru ani;
Consiliul de administrație numește președintele și cei trei vicepreședinți dintre membrii consiliului de administrație;
cooperarea dintre operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție, în temeiul articolelor 56 și 57, este coordonată de Consiliul de administrație;
deciziile Consiliului de administrație sunt adoptate cu o majoritate absolută;
pe baza propunerii Consiliului de administrație, secretarul general este numit de Adunarea generală din rândul membrilor săi, pentru un mandat de patru ani, care poate fi reînnoit o singură dată;
pe baza propunerii Consiliului de administrație, grupurile de experți sunt numite de Adunarea generală și nu depășesc 30 de membri, cu posibilitatea ca o treime din membri să provină din afara entității OSD UE; în plus, este instituit un grup de experți „pe țară” și este format din câte un reprezentant al operatorilor de distribuție din fiecare stat membru.
Procedurile adoptate de entitatea OSD UE garantează tratamentul echitabil și proporțional al membrilor săi și reflectă diversitatea geografică și structura economică a membrilor săi. În special, procedurile prevăd următoarele:
Consiliul de administrație este alcătuit din președintele Consiliului de administrație și 27 de reprezentanți ai membrilor, din care:
nouă sunt reprezentanți ai membrilor cu peste 1 milion de utilizatori ai rețelei;
nouă sunt reprezentanți ai membrilor cu peste 100 000 și mai puțin de 1 milion de utilizatori ai rețelei; și
nouă sunt reprezentanți ai membrilor cu mai puțin de 100 000 de utilizatori ai rețelei;
reprezentanți ai asociațiilor OSD existente au dreptul de a participa ca observatori la reuniunile Consiliului de administrație;
Consiliul de administrație nu poate avea mai mult de trei reprezentanți ai membrilor provenind din același stat membru sau din același grup industrial;
fiecare vicepreședinte al Consiliului de administrație este numit dintre reprezentanții membrilor din fiecare categorie descrisă la litera (a);
reprezentanții membrilor provenind dintr-un stat membru sau din același grup industrial nu constituie majoritatea participanților la grupul de experți;
Consiliul de administrație instituie un grup consultativ strategic care oferă avize Consiliului de administrație și grupurilor de experți și este format din reprezentanți ai asociațiilor OSD europene și reprezentanți ai statelor membre care nu sunt reprezentate în Consiliul de administrație.
Articolul 55
Atribuțiile entității OSD UE
Atribuțiile entității OSD UE sunt următoarele:
promovarea exploatării și planificării rețelelor de distribuție în coordonare cu exploatarea și planificarea rețelelor de transport;
facilitarea integrării surselor regenerabile de energie, a producerii distribuite și a altor resurse integrate în rețeaua de distribuție, cum ar fi stocarea energiei;
facilitarea flexibilității cererii și a consumului dispecerizabil, precum și distribuirea accesului pe piață al utilizatorilor rețelei;
contribuirea la digitalizarea sistemelor de distribuție, inclusiv implementarea rețelelor inteligente și a sistemelor de contorizare inteligentă;
sprijinirea dezvoltării gestionării datelor, a securității cibernetice și a protecției datelor în cooperare cu autoritățile competente și entitățile reglementate;
participarea la elaborarea codurilor de rețea care sunt relevante pentru exploatarea și planificarea rețelelor de distribuție și pentru exploatarea coordonată a rețelelor de transport și a rețelelor de distribuție în temeiul articolului 59.
În plus, entitatea OSD UE:
cooperează cu ENTSO pentru energie electrică la monitorizarea punerii în aplicare a codurilor de rețea și a orientărilor adoptate în temeiul prezentului regulament care sunt relevante pentru exploatarea și planificarea rețelelor de distribuție și pentru exploatarea coordonată a rețelelor de transport și a rețelelor de distribuție;
cooperează cu ENTSO pentru energie electrică și adoptă cele mai bune practici cu privire la exploatarea și planificarea coordonată a sistemelor de transport și de distribuție, inclusiv aspecte precum schimbul de date între operatori și coordonarea resurselor de energie distribuite;
lucrează la identificarea celor mai bune practici în domeniile menționate la alineatul (1) și la introducerea îmbunătățirilor în materie de eficiență energetică în rețelele de distribuție;
adoptă un program de lucru anual și un raport anual;
funcționează în conformitate cu dreptul în materie de concurență și asigură neutralitatea.
Articolul 56
Consultările în cadrul procesului de elaborare a codurilor de rețea
Articolul 57
Cooperarea dintre operatorii de distribuție și operatorii de transport și de sistem
CAPITOLUL VII
CODURILE DE REȚEA ȘI ORIENTĂRILE
Articolul 58
Adoptarea codurilor de rețea și a orientărilor
Codurile de rețea și orientările:
asigură gradul minim de armonizare necesar pentru a atinge obiectivele prezentului regulament;
țin seama, după caz, de caracteristicile regionale specifice;
nu depășesc ceea ce este necesar în scopul literei (a); și
nu aduc atingere dreptului statelor membre de a elabora coduri de rețea naționale care nu afectează comerțul interzonal.
Articolul 59
Stabilirea codurilor de rețea
Comisia este împuternicită să adopte acte de punere în aplicare pentru a asigura condiții uniforme de punere în aplicare a prezentului regulament prin instituirea de coduri de rețea în următoarele domenii:
norme privind siguranța și fiabilitatea rețelei, inclusiv normele privind capacitatea de rezervă tehnică de transport pentru a asigura siguranța exploatării rețelei, precum și normele de interoperabilitate pentru aplicarea articolelor 34-47 și a articolului 57 din prezentul regulament și a articolului 40 din Directiva (UE) 2019/944, inclusiv norme privind stările sistemului, măsurile de remediere și limitele de siguranță în funcționare, controlul tensiunii și gestionarea puterii reactive, gestionarea curentului de scurtcircuit, gestionarea fluxului de energie electrică, analiza și gestionarea contingențelor, echipamentele și sistemele de protecție, schimbul de date, conformitatea, formare, planificarea operațională și analiza siguranței, coordonarea regională a siguranței în funcționare, coordonarea întreruperilor, planurile de disponibilitate a activelor relevante, analiza adecvării, servicii auxiliare și mediile de date de planificare operațională;
norme privind alocarea capacității și gestionarea congestiilor pentru aplicarea articolului 6 din Directiva (UE) 2019/944, precum și a articolelor 7-10, a articolelor 13-17 și a articolelor 35, 36 și 37 din prezentul regulament, inclusiv norme privind metodologii și procese de calculul al capacităților pentru ziua următoare, intrazilnice și la termen, modele de rețea, configurația zonelor de ofertare, redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă, algoritmi de tranzacționare, cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, fermitatea capacității interzonale alocate, distribuirea veniturilor din congestii, acoperirea riscurilor în cazul transportului interzonal, proceduri de alocare, precum și recuperarea costurilor aferente alocării capacităților și gestionării congestiilor;
norme pentru aplicarea articolelor 5, 6 și 17 în ceea ce privește tranzacționarea asociată asigurării, din punct de vedere tehnic și operațional, inclusiv norme privind rezerva de putere aferentă rețelei, furnizării de servicii de acces la rețea și de servicii de echilibrare a rețelei, inclusiv funcții și responsabilități, platforme pentru schimbul de energie de echilibrare, timpii de închidere a porților, cerințe pentru produse de echilibrare standard și specifice, achiziția de servicii de echilibrare, alocarea capacității interzonale pentru schimbul de servicii de echilibrare sau pentru utilizarea în comun a rezervelor, decontarea energiei de echilibrare, decontarea schimburilor de energie între operatorii de sistem, decontarea dezechilibrelor și decontarea capacității de echilibrare, reglajul frecvență-putere, parametrii de definire a calității frecvenței și de referință, rezervele pentru asigurarea stabilității frecvenței, rezervele pentru restabilirea frecvenței, rezervele de înlocuire, schimbul și utilizarea în comun a rezervelor, procesele de activare transfrontalieră a rezervelor, procesele de control al timpilor și transparența informațiilor;
norme pentru aplicarea articolelor 36, 40 și 54 din Directiva (UE) 2019/944 în ceea ce privește furnizarea nediscriminatorie și transparentă de servicii de sistem care nu au ca scop stabilitatea frecvenței, inclusiv norme privind controlul tensiunii în regim permanent, inerția, injecția rapidă de putere reactivă, inerția privind stabilitatea rețelei, curentul de scurtcircuit, capacitatea de pornire cu surse proprii și capacitatea funcționării în regim insularizat;
norme pentru aplicarea articolului 57 din prezentul regulament și a articolelor 17, 31, 32, 36, 40 și 54 din Directiva (UE) 2019/944 în ceea ce privește consumul dispecerizabil, inclusiv norme privind agregarea, stocarea energiei și norme privind restricționarea cererii.
Respectivele acte de punere în aplicare se adoptă în conformitate cu procedura de examinare menționată la articolul 67 alineatul (2).
Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 68 de completare a prezentului regulament în ceea ce privește instituirea de coduri de rețea în următoarele domenii:
norme privind racordarea la rețea, inclusiv norme racordarea locurilor de consum racordate la sistemul de transport, a instalațiilor de distribuție racordate la sistemul de transport și a sistemelor de distribuție, racordarea unităților consumatoare utilizate pentru a furniza servicii de consum dispecerizabil, cerințele pentru racordarea la rețea a instalațiilor de generare, cerințele pentru sistemele de înaltă tensiune în curent continuu, cerințele pentru modulele generatoare din centrală conectate în curent continuu și stațiile de conversie de curent continuu de înaltă tensiune din terminale și procedurile de notificare de funcționare pentru racordarea la rețea;
norme privind schimbul de date, decontarea și transparența, inclusiv, în special, norme privind capacități de transfer pentru orizonturi de timp relevante, estimări și valori reale privind alocarea și utilizarea capacităților de transfer, previziunile și cererea reală a instalațiilor și agregarea acestora, inclusiv indisponibilitatea instalațiilor, previziunile și producția efectivă de unități generatoare și agregarea acestora, inclusiv indisponibilitatea unităților, disponibilitatea și utilizarea rețelelor, măsurile de gestionare a congestionării și datele de pe piața de echilibrare. Normele ar trebui să includă modalitățile în care informațiile sunt publicate, calendarul publicării, entitățile responsabile cu manipularea;
norme privind accesul terților la rețea;
procedurile operaționale și de restaurare pentru situații de urgență, inclusiv planurile de apărare a sistemului, planurile de restaurare, interacțiunile de pe piață, schimbul de informații și comunicarea, precum și instrumente și instalații;
normele sectoriale specifice pentru aspectele legate de securitatea cibernetică ale fluxurilor transfrontaliere de energie electrică, inclusiv norme privind cerințele minime comune, planificarea, monitorizarea, raportarea și gestionarea crizelor.
Dacă obiectul codului de rețea este direct legat de exploatarea sistemului de distribuție și nu în primul rând relevant pentru transport, Comisia poate solicita entității OSD UE în cooperare cu ENTSO pentru energie electrică, să convoace un comitet de redactare și să înainteze ACER o propunere de cod de rețea.
Articolul 60
Modificarea codurilor de rețea
Articolul 61
Orientări
Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 68 pentru completarea prezentului regulament prin stabilirea de orientări referitoare la mecanismul de compensare între operatorii de transport și de sistem. Orientările respective precizează, în conformitate cu principiile menționate la articolele 18 și 49:
detalii privind procedura de stabilire a operatorilor de transport și de sistem care sunt responsabili cu plata compensațiilor pentru fluxurile transfrontaliere, inclusiv în ceea ce privește separarea dintre operatorii de sisteme naționale de transport de unde provin fluxurile transfrontaliere și sistemele unde ajung în final aceste fluxuri, în conformitate cu articolul 49 alineatul (2);
detalii privind procedura de plată care trebuie urmată, inclusiv stabilirea primei perioade pentru care urmează a fi plătite compensații, în conformitate cu articolul 49 alineatul (3) al doilea paragraf;
detalii privind metodologiile de stabilire a fluxurilor transfrontaliere găzduite, pentru care urmează a fi plătite compensații în temeiul articolului 49, atât în ceea ce privește cantitatea, cât și tipul fluxurilor, precum și amploarea acestor fluxuri care provin din sau ajung în sistemele de transport ale fiecărui stat membru, în conformitate cu articolul 49 alineatul (5);
detalii privind metodologia de stabilire a costurilor și beneficiilor aferente găzduirii fluxurilor transfrontaliere, în conformitate cu articolul 49 alineatul (6);
detalii privind tratamentul fluxurilor de energie electrică provenite din țări aflate în afara Spațiului Economic European sau care ajung în afara acestuia, în contextul mecanismului de compensare între operatorii de transport și de sistem; și
dispoziții pentru participarea sistemelor naționale care sunt interconectate prin linii de curent continuu, în conformitate cu articolul 49.
Dacă este cazul, Comisia poate adopta acte de punere în aplicare prin care stabilește orientări care asigură gradul minim de armonizare necesar pentru a atinge obiectivul prezentului regulament. Orientările respective pot specifica:
detalii privind normele de tranzacționare a energiei electrice de punere în aplicare a articolului 6 din Directiva (UE) 2019/944 și a articolelor 5-10, 13-17, 35, 36 și 37 din prezentul regulament;
detalii privind normele de stimulare a investițiilor pentru capacitățile de interconexiune, inclusiv semnalele de localizare, de punere în aplicare a articolului 19.
Respectivele acte de punere în aplicare se adoptă în conformitate cu procedura de examinare menționată la articolul 67 alineatul (2).
Respectivele acte de punere în aplicare se adoptă în conformitate cu procedura de examinare menționată la articolul 67 alineatul (2).
Articolul 62
Dreptul statelor membre de a prevedea măsuri mai detaliate
Prezentul regulament nu aduce atingere drepturilor statelor membre de a menține sau de a introduce măsuri care conțin dispoziții mai detaliate decât cele prevăzute de prezentul regulament, de orientările menționate la articolul 61 sau de codurile de rețea menționate la articolul 59, cu condiția ca măsurile respective să fie compatibile cu dreptul Uniunii.
CAPITOLUL VIII
DISPOZIȚII FINALE
Articolul 63
Capacități de interconexiune noi
Noile capacități de interconexiune de curent continuu pot fi scutite, la cerere și pentru o perioadă limitată de timp, de la aplicarea articolului 19 alineatele (2) și (3) din prezentul regulament și ale articolului 6, articolului 43, articolului 59 alineatul (7) și ale articolului 60 alineatul (1) din Directiva (UE) 2019/944, dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:
investiția conduce la intensificarea concurenței în domeniul alimentării cu energie electrică;
investiția prezintă un nivel de risc care nu ar permite realizarea sa fără acordarea unei scutiri;
capacitatea de interconexiune se află în proprietatea unei persoane fizice sau juridice separate, cel puțin din punctul de vedere al formei juridice, de operatorii în sistemele cărora urmează să se construiască;
se percep tarife de la utilizatorii capacității de interconexiune respective;
de la deschiderea parțială a pieței prevăzută la articolul 19 din Directiva 96/92/CE a Parlamentului European și a Consiliului ( 9 ), nicio parte a capitalului sau a costurilor de exploatare a capacității de interconexiune nu a fost recuperată de la nicio componentă a tarifelor aplicate pentru utilizarea sistemelor de transport sau distribuție legate de această capacitate de interconexiune; și
scutirea nu ar aduce atingere concurenței sau bunei funcționări a pieței interne de energie electrică, nici funcționării corespunzătoare a sistemului reglementat la care este legată capacitatea de interconexiune.
În termen de două luni de la data la care ultima dintre autoritățile de reglementare în cauză primește cererea de scutire, ACER poate furniza un aviz consultativ autorităților de reglementare respective. Acestea își pot baza decizia pe avizul respectiv.
La decizia de acordare a unei scutiri, autoritățile de reglementare iau în considerare, de la caz la caz, necesitatea de a impune condiții privind durata scutirii și accesul nediscriminatoriu la capacitatea de interconexiune. La luarea deciziei privind respectivele condiții, autoritățile de reglementare iau în calcul, în special, capacitatea suplimentară ce va fi construită sau modificarea capacității existente, orizontul de timp al proiectului și condițiile naționale.
Înainte de acordarea unei scutiri, autoritățile de reglementare ale statului membru implicat decid asupra normelor și mecanismelor pentru gestionarea și alocarea capacității. Respectivele norme referitoare la gestionarea congestiilor includ obligația de a oferi pe piață capacitatea neutilizată, iar utilizatorii interconexiunii au dreptul de a-și comercializa capacitățile de interconexiune contractate pe piața secundară. La evaluarea criteriilor menționate la alineatul (1) literele (a), (b) și (f), sunt luate în considerare rezultatele respectivei proceduri de alocare a capacităților.
În cazul în care toate autoritățile de reglementare în cauză au ajuns la un acord cu privire la decizia de scutire în termen de șase luni de la primirea cererii, acestea comunică decizia luată ACER.
Decizia de scutire, inclusiv condițiile prevăzute la cel de-al treilea paragraf al prezentului alineat, trebuie motivată corespunzător și publicată.
Decizia menționată la alineatul (4) se adoptă de către ACER:
în situația în care autoritățile de reglementare în cauză nu au ajuns la un acord în termen de șase luni de la data la care ultima dintre aceste autorități de reglementare a primit solicitarea de scutire; sau
la solicitarea comună a autorităților de reglementare în cauză.
Înainte de adoptarea unei decizii, ACER consultă autoritățile de reglementare în cauză și solicitanții.
O copie a fiecărei cereri de scutire se transmite imediat de către autoritățile de reglementare Comisiei și ACER, la data primirii, în scop informativ. Decizia, împreună cu toate informațiile relevante referitoare la aceasta, este notificată Comisiei fără întârziere, de către autoritățile de reglementare în cauză sau de către ACER (organisme de notificare). Aceste informații pot fi comunicate Comisiei în formă consolidată, permițându-i-se astfel să ajungă la o decizie bine fundamentată. Informațiile trebuie să cuprindă, în special:
motivele detaliate pe baza cărora a fost acordată sau refuzată scutirea, inclusiv datele financiare care demonstrează necesitatea derogării;
analiza efectuată în privința efectelor acordării scutirii asupra concurenței și asupra bunei funcționări a pieței interne de energie electrică;
motivele care justifică durata și cota din puterea totală a capacității de interconexiune respective pentru care se acordă scutirea; și
rezultatul consultărilor cu autoritățile de reglementare în cauză.
În cazul în care informațiile solicitate nu sunt furnizate în cadrul perioadei stabilite în cererea Comisiei, notificarea se consideră retrasă cu excepția cazurilor în care, înainte de expirarea perioadei, fie perioada a fost prelungită cu acordul Comisiei și al autorităților de notificare, fie organismele de notificare au informat Comisia, furnizând motive întemeiate, asupra faptului că notificarea este considerată a fi completă.
Organismele de notificare se conformează deciziei Comisiei de modificare sau de retragere a deciziei de scutire în termen de o lună de la primire și informează Comisia în consecință.
Comisia asigură confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.
Decizia Comisiei cu privire la acordarea unei scutiri încetează să mai producă efecte la doi ani de la data adoptării, în cazul în care, la acea dată, construcția capacității de interconexiune nu a început și la cinci ani de la data adoptării în cazul în care, la acea dată, capacitatea de interconexiune nu este încă operațională, exceptând cazul în care Comisia decide, pe baza unei solicitări motivate din partea organismelor de notificare, că orice întârziere se datorează unor obstacole majore asupra cărora persoana căreia i s-a acordat scutirea nu are control.
Comisia poate, la cerere sau din oficiu, să redeschidă procedura referitoare la o cerere de scutire în cazul în care:
ținând seama în mod corespunzător de așteptările legitime ale părților și de echilibrul economic obținut în cadrul deciziei de scutire inițiale, a avut loc o schimbare semnificativă privind oricare dintre faptele pe care s-a fundamentat decizia;
întreprinderile în cauză acționează contrar angajamentelor pe care și le-au asumat; sau
decizia a fost fundamentată pe informații incomplete, inexacte sau care induc în eroare, furnizate de părți.
Articolul 64
Derogări
Statele membre pot solicita derogări de la dispozițiile relevante menționate la articolele 3 și 6, articolul 7 alineatul (1), articolul 8 alineatele (1) și (4), articolele 9, 10 și 11, articolele 14-17, articolele 19-27, articolele 35-47 și articolul 51, cu condiția ca:
statul membru poate demonstra că are probleme majore la exploatarea micilor sisteme izolate și ale micilor sisteme conectate;
pentru regiunile ultraperiferice în înțelesul articolului 349 din TFUE, care nu pot fi interconectate cu piața de energie a Uniunii din motive materiale evidente.
În cazul menționat la primul paragraf litera (a), derogarea este limitată în timp și face obiectul anumitor condiții care vizează creșterea concurenței și integrarea pe piața internă de energie electrică.
În cazul menționat la primul paragraf litera (b), derogarea nu este limitată în timp.
Înainte de a adopta decizia, Comisia informează statele membre cu privire la aceste solicitări, cu asigurarea confidențialității informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.
O derogare acordată în temeiul prezentului articol urmărește să asigure că nu împiedică tranziția către energia din surse regenerabile, flexibilitate sporită, stocarea energiei, electromobilitate și consumul dispecerizabil.
În decizia de acordare a unei derogări, Comisia prevede în ce măsură derogarea trebuie să țină cont de aplicarea codurilor de rețea și a orientărilor.
În cazul în care sistemul de transport din Cipru nu este conectat la sistemele de transport ale altor state membre prin intermediul interconectărilor până la 1 ianuarie 2026, Cipru evaluează necesitatea de derogare de la respectivele dispoziții și poate transmite Comisiei o cerere de prelungire a derogării. Comisia evaluează dacă aplicarea dispozițiilor în cauză riscă să creeze probleme semnificative pentru exploatarea sistemului electroenergetic în Cipru sau dacă se preconizează că aplicarea lor în Cipru va oferi beneficii pentru funcționarea pieței. Pe baza evaluării în cauză, Comisia emite o decizie motivată de prelungire a derogării în tot sau în parte. Decizia se publică în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.
Articolul 65
Furnizarea de informații și confidențialitatea
Comisia stabilește un termen rezonabil în care urmează să se furnizeze informațiile, luând în considerare complexitatea informațiilor cerute și urgența cu care sunt necesare informațiile respective.
La trimiterea unei solicitări de informații către o întreprindere, Comisia transmite, în același timp, o copie a solicitării către autoritățile de reglementare din statul membru pe al cărui teritoriu este situată întreprinderea respectivă.
În același timp, Comisia transmite o copie a deciziei sale autorităților de reglementare din statul membru pe teritoriul căruia se află reședința persoanei sau sediul întreprinderii.
Comisia nu divulgă informațiile obținute în temeiul prezentului regulament în cazul în care acestea intră sub incidența secretului profesional.
Articolul 66
Sancțiuni
Articolul 67
Procedura comitetului
Articolul 68
Exercitarea delegării de competențe
Articolul 69
Reexaminare și rapoartele Comisiei
Până la aceeași dată, Comisia transmite un raport amănunțit al evaluării sale Parlamentului European și Consiliului.
Dacă este cazul, Comisia prezintă propuneri legislative pe baza evaluării sale până la 31 decembrie 2026.
Articolul 70
Abrogare
Regulamentul (CE) nr. 714/2009 se abrogă. Trimiterile la regulamentul abrogat se interpretează ca trimiteri la prezentul regulament și se citesc în conformitate cu tabelul de corespondență din anexa III.
Articolul 71
Intrare în vigoare
În pofida primului paragraf, articolele 14, 15, articolul 22 alineatul (4), articolul 23 alineatele (3) și (6) și articolele 35, 36 și 62 se aplică de la data intrării în vigoare a prezentului regulament. În scopul punerii în aplicare a articolului 14 alineatul (7) și a articolului 15 alineatul (2), articolul 16 se aplică de la aceeași dată.
Prezentul regulament este obligatoriu în toate elementele sale și se aplică direct în toate statele membre.
ANEXA I
ATRIBUȚIILE CENTRELOR DE COORDONARE REGIONALE
1. Calculul coordonat al capacităților
1.1. Centrele de coordonare regionale efectuează calculul coordonat al capacităților interzonale.
1.2. Calculul coordonat al capacităților se efectuează în intervalele de timp pentru ziua următoare și intrazilnic.
1.3. Calculul coordonat al capacităților este efectuat pe baza metodologiilor elaborate în temeiul orientărilor privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
1.4. Calculul coordonat al capacităților se efectuează pe baza unui model de rețea comun în conformitate cu punctul 3.
1.5. Calculul coordonat al capacităților asigură o gestionare eficientă a congestiilor în conformitate cu principiile de gestionare a congestiilor definite în prezentul regulament.
2. Analiza coordonată a siguranței
2.1. Centrele de coordonare regionale efectuează analiza coordonată a siguranței, cu scopul de a asigura funcționarea sistemului în condiții de siguranță.
2.2. Analiza siguranței se efectuează pentru toate intervalele de timp ale planificării operaționale, în intervalele de timp dintre cele pentru anul următor și cel intrazilnic, utilizându-se modelele de rețea comune.
2.3. Analiza coordonată a siguranței se efectuează pe baza metodologiilor elaborate în temeiul orientărilor privind operarea sistemului adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
2.4. Centrele de coordonare regionale împărtășesc rezultatele analizei coordonate a siguranței cel puțin operatorilor de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă.
2.5. Atunci când, în urma analizei coordonate a siguranței, un centru de coordonare regional pentru siguranță detectează o posibilă constrângere, acesta desemnează măsuri de remediere care să maximizeze eficacitatea și eficiența economică.
3. Crearea de modele de rețea comune
3.1. Centrele de coordonare regionale pentru siguranță instituie proceduri eficiente pentru crearea unui model de rețea comun pentru fiecare interval de timp al planificării operaționale, în intervalele de timp dintre cele pentru anul următor și cel intrazilnic.
3.2. Operatorii de transport și de sistem desemnează un centru de coordonare regional care să creeze modelele de rețea comune la nivelul Uniunii.
3.3. Modelele de rețea comune sunt efectuate pe baza metodologiilor elaborate în temeiul orientărilor privind operarea sistemului și a orientărilor privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
3.4. Modelele de rețea comune includ date relevante pentru eficientizarea planificării operaționale și a calculului coordonat în toate intervalele de timp ale planificării operaționale dintre cele pentru anul următor și cel intrazilnic.
3.5. Modelele de rețea comune sunt puse la dispoziția tuturor Centrelor de Coordonare regionale, a tuturor operatorilor de transport și de sistem, a ENTSO pentru energie electrică și a ACER, la cererea acesteia.
4. Sprijin operatorilor de transport și de sistem pentru evaluarea consecvenței planurilor de apărare și a planurilor de restaurare
4.1. Centrele de coordonare regionale sprijină operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului în efectuarea evaluării consecvenței planurilor de apărare și a planurilor de restaurare ale operatorilor de transport și de sistem în conformitate cu procedurile stabilite în codul de rețea privind starea de urgență și restaurare adoptate în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
4.2. Toți operatorii de transport și de sistem stabilesc de comun acord un prag peste care impactul acțiunilor unuia sau mai multor operatori de transport și de sistem în stare de urgență, de colaps sau de restaurare este considerat semnificativ pentru alți operatori de transport și de sistem care sunt interconectați sincronic sau asincronic.
4.3. Atunci când furnizează sprijin pentru operatorii de transport și de sistem, centrul de coordonare regional trebuie:
să identifice posibilele incompatibilități;
să propună măsuri de atenuare.
4.4. Operatorii de transport și de sistem evaluează și țin seama de măsurile de atenuare propuse.
5. Sprijinirea coordonării și optimizării restaurării la nivel regional
5.1. Fiecare centru de coordonare regional sprijină operatorii de transport și de sistem numiți în calitatea de responsabili cu frecvența și responsabili cu resincronizarea în conformitate cu codul de rețea privind starea de urgență și restaurarea adoptat în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 cu scopul de a îmbunătăți eficiența și eficacitatea restaurării sistemului. Operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului stabilesc rolul centrului de coordonare regional pentru siguranță în ceea ce privește sprijinul pentru coordonarea și optimizarea restaurării la nivel regional.
5.2. Operatorii de transport și de sistem pot solicita asistență de la centrele de coordonare regionale dacă sistemul lor se află în stare de colaps sau de restaurare.
5.3. Centrele de coordonare regionale sunt echipați cu sisteme de monitorizare și achiziție de date aproape în timp real având caracterul observabil stabilit prin aplicarea pragului menționat la punctul 4.2.
6. Analiza și raportarea post-operaționale și post-perturbare
6.1. Centrele de coordonare regionale investighează și întocmesc un raport cu privire la orice incident care depășește pragul menționat la punctul 4.2. Autoritățile de reglementare din regiunea de exploatare a sistemului, precum și ACER pot fi implicate în investigație la cererea lor. Raportul conține recomandări având ca scop prevenirea unor incidente similare în viitor.
6.2. Centrele de coordonare regionale publică acest raport. ACER poate formula recomandări având ca scop prevenirea unor incidente similare în viitor.
7. Dimensionarea regională a capacității de rezervă
7.1. Centrele de coordonare regionale calculează capacitatea de rezervă pentru regiunea de exploatare a sistemului respectivă. Stabilirea cerințelor privind capacitatea de rezervă trebuie:
să urmărească obiectivul general de a menține siguranța în funcționare în modul cel mai eficient din punctul de vedere al costurilor;
să fie realizată în intervalul de timp pentru ziua următoare sau intrazilnic sau în ambele intervale;
să calculeze volumul general al capacității de rezervă necesare pentru regiunea de exploatare a sistemului;
să determine volumul general al capacității de rezervă necesare pentru regiunea de exploatare a sistemului;
să țină seama de posibile substituiri între diferitele tipuri de capacitate de rezervă cu scopul de a reduce la minimum costurile achizițiilor publice;
să stabilească cerințele necesare pentru distribuția geografică a capacității de rezervă necesare, dacă este cazul.
8. Facilitarea achizițiilor publice regionale de capacitate de echilibrare
8.1. Centrele de coordonare regionale sprijină operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă în ceea ce privește stabilirea volumului de capacitate de echilibrare care trebuie achiziționat. Stabilirea volumului de capacitate de echilibrare trebuie:
să fie realizată în intervalul de timp pentru ziua următoare sau intrazilnic sau al ambelor;
să țină seama de posibile substituiri între diferitele tipuri de capacitate de rezervă cu scopul de a reduce la minimum costurile achizițiilor publice;
să țină seama de volumele de capacitate de rezervă necesară care se preconizează că vor fi furnizate prin oferte de energie de echilibrare ce nu sunt prezentate în baza unui contract de capacitate de echilibrare.
8.2. Centrele de coordonare regionale sprijină operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă în ceea ce privește achiziționarea volumului necesar de capacitate de echilibrare stabilit în conformitate cu punctul 8.1. Achiziționarea capacității de echilibrare trebuie:
să fie realizată în intervalul de timp pentru ziua următoare sau intrazilnic sau în ambele intervale;
să țină seama de posibile substituiri între diferitele tipuri de capacitate de rezervă cu scopul de a reduce la minimum costurile achizițiilor publice.
9. Evaluări privind adecvarea sistemului regional pentru săptămâna următoare și cel puțin pentru ziua următoare și pregătirea de măsuri de reducere a riscurilor
9.1. Centrele de coordonare regionale pentru siguranță realizează evaluări privind adecvarea sistemului regional pentru săptămâna următoare și cel puțin pentru ziua următoare, în conformitate cu procedurile stabilite prin Regulamentul (UE) 2017/1485 și pe baza metodologiei elaborate în conformitate cu articolul 8 din Regulamentul (UE) 2019/941.
9.2. Centrele de coordonare regionale își bazează evaluările regionale pe termen scurt ale adecvării pe informațiile furnizate de operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă, cu scopul de a identifica situațiile în care se preconizează o lipsă de adecvare în oricare dintre zonele de control sau la nivel regional. Centrele de coordonare regionale țin seama de posibilele schimburi interzonale și limite de siguranță în funcționare în toate intervalele de timp relevante ale planificării operaționale.
9.3. Atunci când efectuează o evaluare a adecvării sistemului regional, fiecare centru de coordonare regional se coordonează cu alte centre de coordonare regionale pentru:
a verifica ipotezele de bază și prognozele;
a detecta posibilele situații de lipsă a adecvării la nivel interregional.
9.4. Fiecare centru de coordonare regional transmite rezultatele evaluării adecvării sistemului regional, împreună cu măsurile pe care le propune pentru reducerea riscului de lipsă a adecvării, către operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă, precum și către alte centre de coordonare regionale.
10. Coordonarea planificării regionale a întreruperilor
10.1. Fiecare centru de coordonare regional pentru siguranță efectuează coordonarea regională a planificării întreruperilor în conformitate cu procedurile stabilite în orientările privind operarea sistemului de transport al energiei electrice, adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 pentru a monitoriza starea de disponibilitate a activelor relevante și pentru a coordona planurile lor de disponibilitate în vederea asigurării siguranței în funcționare a sistemului de transport, maximizând în același timp puterea capacităților de interconexiune și/sau a sistemelor de transport care afectează fluxurile interzonale.
10.2. Fiecare centru de coordonare regional ține o listă unică a elementelor de rețea, a unităților de producere a energiei electrice și a locurilor de consum relevante ale regiunii de exploatare a sistemului, pe care o pune la dispoziție în mediul de date de planificare operațională ENTSO pentru energie electrică.
10.3. Fiecare centru de coordonare regional realizează următoarele activități legate de coordonarea întreruperilor în regiunea de exploatare a sistemului respectivă:
evaluarea compatibilității în ceea ce privește planificarea întreruperilor, folosind planurile de disponibilitate pentru anul următor ale tuturor operatorilor de transport și de sistem;
punerea la dispoziția operatorilor de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă a unei liste a incompatibilităților de planificare identificate și a soluțiilor pe care le propune pentru a rezolva incompatibilitățile.
11. Optimizarea mecanismelor de compensare între operatorii de transport și de sistem
11.1. Operatorii de transport și de sistem din regiunea de exploatare a sistemului pot decide de comun acord să primească sprijin din partea centrului de coordonare regional în ceea ce privește administrarea fluxurilor financiare legate de deconturile dintre operatorii de transport și de sistem care implică mai mult de doi operatori de transport și de sistem, precum costurile de redispecerizare, veniturile din congestii, abaterile neintenționate sau costurile de achiziționare a rezervelor.
12. Formarea și certificarea personalului care lucrează pentru centrele de coordonare regionale
12.1. Centrele de coordonare regionale elaborează și execută programe de formare și de certificare axate pe exploatarea regională a sistemului, pentru personalul care lucrează pentru Centrele de coordonare regionale.
12.2. Programele de formare acoperă toate componentele relevante ale exploatării sistemului în cazul cărora centrul de coordonare regional îndeplinește atribuții, inclusiv scenarii de criză regională.
13. Identificarea scenariilor regionale de criză de energie electrică
13.1. Dacă ENTSO pentru energie electrică deleagă această funcție, centrele de coordonare regionale identifică scenarii regionale de criză a energiei electrice în conformitate cu criteriile prevăzute la articolul 6 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2019/941.
Identificarea scenariilor regionale de criză a energiei electrice se efectuează în conformitate cu metodologia prevăzută la articolul 5 din Regulamentul (UE) 2019/941.
13.2. Centrele de coordonare regionale sprijină autoritățile competente ale fiecărei regiuni de exploatare a sistemului, la cererea acestora, în elaborarea și realizarea simulării bienale de situații de criză în conformitate cu articolul 12 alineatul (3) din Regulamentul (UE) 2019/941.
14. Identificarea necesităților de noi capacități de transmisie, de modernizare a capacităților existente de transmisie sau a alternativelor la acestea.
14.1. Centrele de coordonare regionale sprijină operatorii de transport și de sistem în vederea identificării necesităților de capacități noi de transmisie, de actualizare a capacităților existente de transmisie sau a alternativelor la aceasta, care trebuie prezentate grupurilor regionale instituite în temeiul Regulamentului (UE) nr. 347/2013 și incluse în planul de dezvoltare a rețelei pe 10 ani menționat la articolul 51 din Directiva (UE) 2019/944.
15. Calculul capacității maxime de intrare disponibile pentru participarea capacității externe la mecanismele de asigurare a capacității.
15.1. Centrele de coordonare regionale sprijină operatorul de transport și de sistem în privința calculului capacității maxime de intrare disponibilă pentru participarea capacității externe în mecanismele de capacitate, ținând seama de disponibilitatea de interconectare preconizată și de probabilitatea suprasolicitării în același timp a sistemului unde se aplică mecanismul și a sistemului în care este situată capacitatea externă.
15.2. Calculul se efectuează în conformitate cu metodologia prevăzută la articolul 26 alineatul (11) litera (a).
15.3. Centrele de coordonare regionale prezintă un calcul pentru fiecare graniță a zonei de ofertare acoperită de regiunea de exploatare a sistemului.
16. Pregătirea evaluărilor adecvării sezoniere
16.1. În cazul în care ENTSO pentru energie electrică deleagă această funcție în temeiul articolului 9 din Regulamentul (UE) 2019/941, centrele de coordonare regionale efectuează evaluări ale adecvării sezoniere.
16.2. Pregătirea evaluărilor adecvării sezoniere se efectuează pe baza metodologiei elaborate în temeiul articolului 8 din Regulamentul (UE) 2019/941.
ANEXA II
REGULAMENTUL ABROGAT CU LISTA MODIFICĂRILOR SUCCESIVE ALE ACESTUIA
Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009 (JO L 115, 25.4.2013, p. 39) |
Articolul 8 alineatul (3) litera (a) Articolul 8 alineatul (10) litera (a) Articolul 11 Articolul 18 alineatul (4a) Articolul 23 alineatul (3) |
Regulamentul (UE) nr. 543/2013 al Comisiei din 14 iunie 2013 privind transmiterea și publicarea datelor pe piețele energiei electrice și de modificare a anexei I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European și al Consiliului (JO L 163, 15.6.2013, p. 1) |
Anexa I punctele 5.5-5.9 |
ANEXA III
TABEL DE CORESPONDENȚĂ
Regulamentul (CE) nr. 714/2009 |
Prezentul regulament |
— |
Articolul 1 litera (a) |
— |
Articolul 1 litera (b) |
Articolul 1 litera (a) |
Articolul 1 litera (c) |
Articolul 1 litera (b) |
Articolul 1 litera (d) |
Articolul 2 alineatul (1) |
Articolul 2 alineatul (1) |
Articolul 2 alineatul (2) litera (a) |
Articolul 2 alineatul (2) |
Articolul 2 alineatul (2) litera (b) |
Articolul 2 alineatul (3) |
Articolul 2 alineatul (2) litera (c) |
Articolul 2 alineatul (4) |
Articolul 2 alineatul (2) litera (d) |
— |
Articolul 2 alineatul (2) litera (e) |
— |
Articolul 2 alineatul (2) litera (f) |
— |
Articolul 2 alineatul (2) litera (g) |
Articolul 2 alineatul (5) |
— |
Articolul 2 punctele 6-71 |
— |
Articolul 3 |
— |
Articolul 4 |
— |
Articolul 5 |
— |
Articolul 6 |
— |
Articolul 7 |
— |
Articolul 8 |
— |
Articolul 9 |
— |
Articolul 10 |
— |
Articolul 11 |
— |
Articolul 12 |
— |
Articolul 13 |
— |
Articolul 14 |
— |
Articolul 15 |
Articolul 16 alineatele (1)-(3) |
Articolul 16 alineatele (1)-(4) |
— |
Articolul 16 alineatele (5)-(8) |
Articolul 16 alineatele (4)-(5) |
Articolul 16 alineatele (9)-(11) |
— |
Articolul 16 alineatele (12) și (13) |
— |
Articolul 17 |
Articolul 14 alineatul (1) |
Articolul 18 alineatul (1) |
— |
Articolul 18 alineatul (2) |
Articolul 14 alineatele (2)-(5) |
Articolul 18 alineatele (3)-(6) |
— |
Articolul 18 alineatele (7)-(11) |
— |
Articolul 19 alineatul (1) |
Articolul 16 alineatul (6) |
Articolul 19 alineatele (2) și (3) |
— |
Articolul 19 alineatele (4) și (5) |
— |
Articolul 20 |
— |
Articolul 21 |
— |
Articolul 22 |
Articolul 8 alineatul (4) |
Articolul 23 alineatul (1) |
— |
Articolul 23 alineatele (2)-(7) |
— |
Articolul 25 |
— |
Articolul 26 |
— |
Articolul 27 |
Articolul 4 |
Articolul 28 alineatul (1) |
— |
Articolul 28 alineatul (2) |
Articolul 5 |
Articolul 29 alineatele (1)-(4) |
— |
Articolul 29 alineatul (5) |
Articolul 8 alineatul (2) (prima teză) |
Articolul 30 alineatul (1) litera (a) |
Articolul 8 alineatul (3) litera (b) |
Articolul 30 alineatul (1) litera (b) |
— |
Articolul 30 alineatul (1) litera (c) |
Articolul 8 alineatul (3) litera (c) |
Articolul 30 alineatul (1) litera (d) |
— |
Articolul 30 alineatul (1) literele (e) și (f) |
|
Articolul 30 alineatul (1) literele (g) și (h) |
Articolul 8 alineatul (3) litera (a) |
Articolul 30 alineatul (1) litera (i) |
Articolul 8 alineatul (3) litera (d) |
Articolul 30 alineatul (1) litera (j) |
|
Articolul 30 alineatul (1) litera (k) |
Articolul 8 alineatul (3) litera (e) |
Articolul 30 alineatul (1) litera (l) |
|
Articolul 30 alineatul (1) literele (m)-(o) |
— |
Articolul 30 alineatele (2) și (3) |
Articolul 8 alineatul (5) |
Articolul 30 alineatul (4) |
Articolul 8 alineatul (9) |
Articolul 30 alineatul (5) |
Articolul 10 |
Articolul 31 |
Articolul 9 |
Articolul 32 |
Articolul 11 |
Articolul 33 |
Articolul 12 |
Articolul 34 |
— |
Articolul 35 |
— |
Articolul 36 |
— |
Articolul 37 |
— |
Articolul 38 |
— |
Articolul 39 |
— |
Articolul 40 |
|
Articolul 41 |
— |
Articolul 42 |
— |
Articolul 43 |
— |
Articolul 44 |
— |
Articolul 45 |
— |
Articolul 46 |
— |
Articolul 47 |
Articolul 8 alineatul (10) |
Articolul 48 |
Articolul 13 |
Articolul 49 |
Articolul 2 alineatul (2) (ultimul paragraf) |
Articolul 49 alineatul (7) |
Articolul 15 |
Articolul 50 alineatele (1)-(6) |
Anexa I punctul 5.10 |
Articolul 50 alineatul (7) |
Articolul 3 |
Articolul 51 |
— |
Articolul 52 |
— |
Articolul 53 |
|
Articolul 54 |
— |
Articolul 55 |
— |
Articolul 56 |
— |
Articolul 57 |
— |
Articolul 58 |
Articolul 8 alineatul (6) |
Articolul 59 alineatul (1) literele (a), (b) și (c) |
— |
Articolul 59 alineatul (1) literele (d) și (e) |
|
Articolul 59 alineatul (2) |
Articolul 6 alineatul (1) |
Articolul 59 alineatul (3) |
Articolul 6 alineatul (2) |
Articolul 59 alineatul (4) |
Articolul 6 alineatul (3) |
Articolul 59 alineatul (5) |
— |
Articolul 59 alineatul (6) |
Articolul 6 alineatul (4) |
Articolul 59 alineatul (7) |
Articolul 6 alineatul (5) |
Articolul 59 alineatul (8) |
Articolul 6 alineatul (6) |
Articolul 59 alineatul (9) |
Articolul 8 alineatul (1) |
Articolul 59 alineatul (10) |
Articolul 6 alineatul (7) |
— |
Articolul 6 alineatul (8) |
— |
Articolul 6 alineatele (9) și (10) |
Articolul 59 alineatele (11) și (12) |
Articolul 6 alineatul (11) |
Articolul 59 alineatele (13) și (14) |
Articolul 6 alineatul (12) |
Articolul 59 alineatul (15) |
Articolul 8 alineatul (2) |
Articolul 59 alineatul (15) |
— |
Articolul 60 alineatul (1) |
Articolul 7 alineatul (1) |
Articolul 60 alineatul (2) |
Articolul 7 alineatul (2) |
Articolul 60 alineatul (3) |
Articolul 7 alineatul (3) |
— |
Articolul 7 alineatul (4) |
— |
— |
Articolul 61 alineatul (1) |
— |
Articolul 61 alineatul (2) |
Articolul 18 alineatul (1) |
Articolul 61 alineatul (3) |
Articolul 18 alineatul (2) |
— |
Articolul 18 alineatul (3) |
Articolul 57 alineatul (5) |
Articolul 18 alineatul (4) |
— |
Articolul 18 alineatul (4a) |
Articolul 61 alineatul (5) |
Articolul 18 alineatul (5) |
Articolul 61 alineatele (5) și (6) |
Articolul 19 |
— |
Articolul 21 |
Articolul 62 |
Articolul 17 |
Articolul 63 |
Articolul 20 |
Articolul 65 |
Articolul 22 |
Articolul 66 |
Articolul 23 |
Articolul 67 |
Articolul 24 |
— |
— |
Articolul 68 |
— |
Articolul 69 |
Articolul 25 |
Articolul 70 |
Articolul 26 |
Articolul 71 |
( 1 ) Directiva 2012/27/UE a Parlamentului European și a Consiliului din 25 octombrie 2012 privind eficiența energetică, de modificare a Directivelor 2009/125/CE și 2010/30/UE și de abrogare a Directivelor 2004/8/CE și 2006/32/CE (JO L 315, 14.11.2012, p. 1).
( 2 ) Regulamentul (UE) nr. 1227/2011 al Parlamentului European și al Consiliului din 25 octombrie 2011 privind integritatea și transparența pieței angro de energie (JO L 326, 8.12.2011, p. 1).
( 3 ) Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European și a Consiliului din 11 decembrie 2018 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (JO L 328, 21.12.2018, p. 82).
( 4 ) Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanța uniunii energetice și a acțiunilor climatice, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 663/2009 și (CE) nr. 715/2009 ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE și 2013/30/UE ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 2009/119/CE și (UE) 2015/652 ale Consiliului și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 al Parlamentului European și al Consiliului (JO L 328, 21.12.2018, p. 1).
( 5 ) Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, de modificare și ulterior de abrogare a Directivelor 2001/77/CE și 2003/30/CE (JO L 140, 5.6.2009, p. 16).
( 6 ) Decizia Comisiei din 15 noiembrie 2012 de înființare a Grupului de coordonare în domeniul energiei electrice (JO C 353, 17.11.2012, p. 2).
( 7 ) Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009 (JO L 115, 25.4.2013, p. 39).
( 8 ) Directiva (UE) 2017/1132 a Parlamentului European și a Consiliului din 14 iunie 2017 privind anumite aspecte ale dreptului societăților comerciale (JO L 169, 30.6.2017, p. 46).
( 9 ) Directiva 96/92/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 19 decembrie 1996 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice (JO L 27, 30.1.1997, p. 20).