25.7.2015

RO

Jurnalul Oficial al Uniunii Europene

L 197/24

---

REGULAMENTUL (UE) 2015/1222 AL COMISIEI

din 24 iulie 2015

de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor

(Text cu relevanță pentru SEE)

COMISIA EUROPEANĂ,

având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene,

având în vedere Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European și al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 (1), în special articolul 18 alineatul (3) litera (b) și alineatul (5),

întrucât:

(1)

Realizarea urgentă a unei piețe interne a energiei pe deplin funcțională și interconectată este crucială pentru îndeplinirea obiectivelor de menținere a securității aprovizionării cu energie, de creștere a competitivității și de asigurare a faptului că toți consumatorii pot achiziționa energie la prețuri accesibile. O piață internă a energiei electrice funcțională ar trebui să ofere producătorilor stimulente adecvate pentru investiții în noi tehnologii de producere a energiei electrice, inclusiv din surse regenerabile de energie, acordând o atenție deosebită celor mai izolate state membre și regiuni de pe piața energiei din Uniune. O piață funcțională ar trebui, de asemenea, să ofere consumatorilor măsurile adecvate pentru promovarea unei utilizări mai eficiente a energiei, care necesită o securitate a aprovizionării cu energie.

(2)

Securitatea aprovizionării cu energie reprezintă un element esențial al siguranței publice și este, prin urmare, indisolubil legată de funcționarea eficientă a pieței interne a energiei electrice și de integrarea piețelor izolate ale energiei electrice din statele membre. Energia electrică nu poate ajunge la cetățenii Uniunii decât prin intermediul rețelelor. Asigurarea unei piețe funcționale a energiei electrice și, în special, a rețelelor și a altor active asociate alimentării cu energie electrică reprezintă un element esențial pentru siguranța publică, pentru competitivitatea economică și pentru bunăstarea cetățenilor Uniunii.

(3)

Regulamentul (CE) nr. 714/2009 stabilește norme nediscriminatorii privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și, în special, norme privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor pentru interconexiunile și rețelele de transport care afectează fluxurile transfrontaliere de energie electrică. Pentru realiza o piață a energiei electrice cu adevărat integrată, ar trebui continuată armonizarea normelor actuale privind alocarea capacităților, gestionarea congestiilor și comerțul cu energie electrică. Prin urmare, prezentul regulament stabilește norme minime armonizate în vederea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, pentru furnizarea unui cadru juridic clar pentru un sistem eficient și modern de alocare a capacităților și de gestionare a congestiilor, care să faciliteze comerțul cu energie electrică la nivelul întregii Uniunii, permițând utilizarea mai eficientă a rețelei și creșterea concurenței, în beneficiul consumatorilor.

(4)

În vederea implementării cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, capacitatea transfrontalieră disponibilă trebuie să fie calculată într-o manieră coordonată de către operatorii de transport și de sistem (denumiți în continuare „OTS-uri”). În acest scop, aceștia ar trebui să stabilească un model comun de rețea, inclusiv estimări privind producerea de energie, consumul și starea rețelei pentru fiecare oră. Capacitatea disponibilă ar trebui în mod normal să fie calculată în conformitate cu așa-numita metodă de calcul bazată pe flux, o metodă care ia în calcul faptul că energia electrică poate circula pe căi diferite și optimizează capacitatea disponibilă în rețele cu un grad ridicat de interdependență. Capacitatea transfrontalieră disponibilă ar trebui să fie o componentă principală a datelor de intrare din următoarele etape ale procesului de calcul în care sunt corelate toate ofertele de vânzare și de cumpărare din Uniune, colectate prin bursele de energie, luând în considerare capacitatea transfrontalieră disponibilă într-un mod optim din punct de vedere economic. Cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice garantează faptul că, în mod normal, energia este direcționată dinspre zonele cu preț scăzut către zonele cu preț ridicat.

(5)

Operatorul de cuplare a piețelor (denumit în continuare „OCP”) utilizează un algoritm specific pentru a corela ofertele de vânzare și de cumpărare într-un mod optim. Rezultatele calculului ar trebui puse la dispoziția tuturor burselor de energie pe o bază nediscriminatorie. Pe baza rezultatelor calculului efectuat de OCP, bursele de energie ar trebui să își informeze clienții cu privire la ofertele de vânzare și de cumpărare câștigătoare. Energia ar trebui să fie transferată prin rețea în conformitate cu rezultatele calculului efectuat de OCP. Procesul de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice este similar, cu excepția faptului că la cuplarea piețelor intrazilnice ar trebui să se utilizeze un proces continuu pe durata întregii zile, spre deosebire de cuplarea piețelor pentru ziua următoare unde se utilizează un singur calcul.

(6)

Calculul capacităților pentru intervalele de timp ale pieței pentru ziua următoare și ale pieței intrazilnice ar trebui să fie coordonat cel puțin la nivel regional pentru a se asigura fiabilitatea calculului capacităților și punerea la dispoziție pe piață a capacității optime. Ar trebui stabilite metodologii comune de calcul al capacităților regionale în vederea definirii datelor de intrare, a metodei de calcul și a cerințelor de validare. Informațiile referitoare la capacitatea disponibilă ar trebui să fie actualizate în timp util pe baza ultimelor informații prin intermediul unui proces eficient de calcul al capacităților.

(7)

Există două metode admise pentru calculul capacității interzonale: metoda bazată pe flux și metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată. Metoda bazată pe flux ar trebui utilizată ca metodă de predilecție pentru calculul capacităților intrazilnice și pentru ziua următoare în cazul în care capacitatea interzonală dintre zonele de ofertare prezintă un grad ridicat de interdependență. Metoda bazată pe flux ar trebui să fie introdusă numai după ce participanții la piață au fost consultați și după ce aceștia au avut la dispoziție suficient timp să se pregătească pentru o tranziție lină. Metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată ar trebui aplicată doar în regiunile în care capacitatea interzonală este mai puțin interdependentă și se poate demonstrata că abordarea bazată pe flux nu ar aduce o valoare adăugată.

(8)

Pentru a calcula capacitatea interzonală într-o manieră coordonată, este necesară instituirea unui model comun de rețea în scopul cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice care să fie reprezentativ pentru sistemul european interconectat. Modelul comun de rețea ar trebui să includă un model al sistemului de transport cu localizările unităților generatoare și consumatoare relevante pentru calculul capacității interzonale. Furnizarea de informații exacte și în timp util de către fiecare OTS este esențială pentru crearea unui model comun de rețea.

(9)

Fiecare OTS ar trebui să aibă obligația de a pregăti un model individual de rețea pentru sistemul său pe care să îl transmită OTS-urilor responsabile cu fuzionarea acestora într-un model comun de rețea. Modelele individuale de rețea ar trebui să includă informații de la unitățile generatoare și consumatoare.

(10)

OTS-urile ar trebui să utilizeze un set comun de acțiuni de remediere, cum ar fi comercializarea în contrapartidă și redispecerizarea, pentru a face față atât congestiilor interne, cât și congestiilor interzonale. Pentru a facilita o alocare mai eficientă a capacităților și pentru evitarea oricăror restricționări ale capacităților transfrontaliere, OTS-urile ar trebui să coordoneze utilizarea acțiunilor de remediere pentru calculul capacităților.

(11)

Zonele de ofertare care reflectă distribuția cererii și ofertei reprezintă un element fundamental al comercializării energiei electrice bazate pe mecanisme de piață și reprezintă o condiție prealabilă pentru a realiza potențialul maxim al metodelor de alocare a capacităților, inclusiv al metodei bazate pe flux. Prin urmare, zonele de ofertare ar trebui să fie definite în așa fel încât să se asigure o gestionare eficientă a congestiilor și o eficiență globală a pieței. Zonele de ofertare pot fi ulterior modificate prin divizare, fuzionare sau prin ajustarea granițelor zonelor. Zonele de ofertare ar trebui să fie identice pentru toate intervalele de timp ale pieței. Procesul de revizuire a configurației zonelor de ofertare prevăzut în prezentul regulament va juca un rol important în identificarea blocajelor structurale și va permite delimitarea mai eficientă a zonelor de ofertare.

(12)

OTS-urile ar trebui să implementeze redispecerizări coordonate de relevanță transfrontalieră sau comercializarea în contrapartidă la nivel regional sau la nivel superior. Redispecerizarea de relevanță transfrontalieră sau comercializarea în contrapartidă ar trebui să fie coordonată cu redispecerizarea sau comercializarea internă din aria de control.

(13)

Alocarea capacităților în intervalele de timp ale pieței pentru ziua următoare și ale pieței intrazilnice ar trebui efectuată prin utilizarea unor metode de alocare implicite, în special metode care alocă capacități și energie electrică în același timp. În cazul cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare, metoda de alocare ar trebui să fie licitația implicită, iar în cazul cuplării unice a piețelor intrazilnice ar trebui să fie alocarea implicită continuă. Metoda de licitație implicită ar trebui să se bazeze pe interfețe care să funcționeze eficient și în timp util între OTS, bursele de energie și o serie de alte părți, pentru a se asigura alocarea capacităților și gestionarea congestiilor într-un mod eficient.

(14)

Din motive de eficiență și pentru a implementa cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice cât mai curând posibil, cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice ar trebui să utilizeze operatorii pieței existenți și soluții deja puse în aplicare, după caz, fără a exclude concurența din partea noilor operatori.

(15)

Comisia, în colaborare cu Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (denumită în continuare „agenția”), poate înființa sau desemna o singură entitate reglementată pentru îndeplinirea funcțiilor de OCP comune privind operarea pieței pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice.

(16)

Dezvoltarea unor piețe intrazilnice mai lichide, care oferă părților posibilitatea de a-și echilibra poziția cât mai aproape de timpul real, ar trebui să contribuie la integrarea energiei din surse regenerabile pe piața energiei electrice din Uniune și, prin urmare, să faciliteze realizarea obiectivelor de politică privind energia din surse regenerabile.

(17)	Capacitatea interzonală pentru ziua următoare și intrazilnică ar trebui să fie fermă pentru a permite o alocare transfrontalieră eficientă.

(18)

Pentru ca licitațiile implicite să aibă loc la nivelul Uniunii, este necesar să se garanteze procesul de cuplare prin preț la nivelul Uniunii. Acest proces ar trebui să respecte capacitatea de transport și restricțiile de alocare și ar trebui să fie conceput într-un mod care să permită aplicarea sau extinderea sa pe întreg teritoriul Uniunii și dezvoltarea în viitor de noi tipuri de produse.

(19)

Bursele de energie electrică colectează ofertele de vânzare și cumpărare în intervale de timp diferite, iar acestea sunt utilizate ca date de intrare necesare pentru calculul capacităților în cadrul procesului de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Prin urmare, normele privind comercializarea energiei electrice prevăzute în prezentul regulament necesită un cadru instituțional pentru bursele de energie. Definirea unor cerințe comune privind desemnarea operatorilor pieței de energie electrică desemnați (denumiți în continuare „OPEED-uri”) și privind sarcinile lor ar trebui să faciliteze realizarea obiectivelor din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 și să permită o cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice care ține cont în mod adecvat de piața internă.

(20)

Stabilirea unui proces de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice necesită cooperarea între burse de energie potențial concurente în vederea stabilirii unor funcții comune de cuplare a piețelor. Din acest motiv, supravegherea și respectarea normelor de concurență sunt de o importanță crucială în ceea ce privește aceste funcții comune.

(21)

În ciuda creării unui algoritm fiabil care să coreleze ofertele de vânzare și cumpărare și a unor procese de ultimă instanță adecvate, pot exista situații în care procesul de cuplare prin preț nu este în măsură să producă rezultate. În consecință, este necesar să se prevadă soluții de ultimă instanță la nivel național și regional care să asigure alocarea capacităților și în aceste situații.

(22)	Stabilirea prețurilor capacității de transport ar trebui să fie fiabilă pentru intervalul de timp al pieței intrazilnice și ar trebui să reflecte congestiile în cazul în care capacitatea este limitată.

(23)

Orice costuri efectuate în mod eficient pentru garantarea fermității capacității și pentru instituirea de proceduri pentru conformitatea cu prezentul regulament ar trebui să fie recuperate în timp util prin tarife de rețea sau mecanisme adecvate. OPEED-urile, inclusiv atunci când exercită funcții de OCP, ar trebui să aibă dreptul să-și recupereze costurile suportate în cazul în care acestea sunt efectuate în mod eficient, sunt rezonabile și proporționale.

(24)

Este necesară convenirea unor norme privind partajarea costurilor comune pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice între OPEED-urile și OTS-urile din diferite state membre înainte de începerea procesului de punere în aplicare în vederea evitării întârzierilor și litigiilor cauzate de partajarea costurilor.

(25)

Cooperarea dintre OTS-uri, OPEED-uri și autoritățile de reglementare este necesară pentru a promova realizarea și funcționarea eficientă a pieței interne a energiei electrice și pentru a asigura gestionarea optimă, funcționarea coordonată și dezvoltarea tehnică solidă a sistemelor de transport a energiei electrice în Uniune. OTS-urile, OPEED-urile și autoritățile de reglementare ar trebui să exploateze sinergiile care decurg din proiectele de alocare a capacităților și de gestionare a congestiilor care contribuie la dezvoltarea pieței interne a energiei electrice. Aceștia ar trebui să se bazeze pe experiența dobândită, să respecte deciziile luate și să utilizeze soluțiile dezvoltate în cadrul proiectelor respective.

(26)	Pentru a asigura o cooperare strânsă între OTS-uri, OPEED-uri și autoritățile de reglementare, este necesară stabilirea unui cadru de guvernanță al Uniunii robust, fiabil și nediscriminatoriu pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice.

(27)

Obiectivul prezentului regulament, și anume instituirea unei cuplări unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, nu poate fi realizat cu succes în lipsa unui anumit set de norme armonizate pentru calculul capacităților, gestionarea congestiilor și comercializarea energiei electrice.

(28)

Cu toate acestea, cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice ar trebui pusă în aplicare doar treptat, deoarece cadrul de reglementare pentru comercializarea energiei electrice și structura fizică a rețelei de transport sunt caracterizate de diferențe semnificative de la un stat membru la altul și de la o regiune la alta. Prin urmare, introducerea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice necesită o armonizare succesivă a metodologiilor existente privind calculul capacităților, alocarea capacităților și gestionarea congestiilor. Prin urmare, cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice ar putea fi introdusă la nivel regional, ca un pas intermediar, dacă este necesar.

(29)

Cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice necesită introducerea unor prețuri de închidere maxime și minime armonizate care să contribuie la consolidarea condițiilor de investiții în vederea asigurării unei capacități sigure și a securității aprovizionării pe termen lung, atât în interiorul statelor membre, cât și între acestea.

(30)

Având în vedere gradul deosebit de ridicat de complexitate și de detaliu al termenilor și condițiilor sau al metodologiilor necesare pentru a aplica pe deplin cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, este necesar ca anumiți termeni și condiții sau metodologii detaliate să fie elaborate de către OTS-uri și OPEED-uri și aprobate de către autoritățile de reglementare. Cu toate acestea, dezvoltarea anumitor termeni și condiții sau metodologii de către OTS-uri și bursele de energie și aprobarea ulterioară a acestora de către autoritățile de reglementare nu trebuie să întârzie realizarea pieței interne a energiei electrice. Prin urmare, este necesară includerea unor dispoziții specifice privind cooperarea dintre OTS-uri, OPEED-uri și autoritățile de reglementare.

(31)	În conformitate cu articolul 8 din Regulamentul (CE) nr. 713/2009 al Parlamentului European și al Consiliului (2), agenția ar trebui să ia o decizie în cazul în care autoritățile naționale de reglementare competente nu reușesc să convină asupra termenilor și condițiilor sau a metodologiilor comune.

(32)

Prezentul regulament a fost elaborat în strânsă cooperare cu ACER, ENTSO pentru energie electrică și părțile interesate, în vederea adoptării unor norme eficiente, echilibrate și proporționale într-un mod transparent și participativ. În conformitate cu articolul 18 alineatul (3) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, Comisia consultă ACER, ENTSO pentru energie electrică și alte părți interesate relevante, în special OPEED-urile, înainte de a propune orice modificare a prezentului regulament.

(33)	Prezentul regulament completează anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009, în conformitate cu principiile stabilite la articolul 16 din respectivul regulament.

(34)

Având în vedere provocările semnificative pe care le presupune introducerea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice în piața actuală din Irlanda și Irlanda de Nord, aceasta este supusă unui proces important de revizuire. Prin urmare, este nevoie mai mult timp pentru punerea în aplicare a unor părți din prezentul regulament, cu aplicarea unui număr de dispoziții tranzitorii.

(35)	Măsurile prevăzute de prezentul regulament sunt conforme cu avizul comitetului menționat la articolul 23 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009,

ADOPTĂ PREZENTUL REGULAMENT:

TITLUL I

DISPOZIȚII GENERALE

Articolul 1

Obiect și domeniul de aplicare

(1)   Prezentul regulament stabilește linii directoare detaliate privind alocarea capacităților interzonale și gestionarea congestiilor pe piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice, inclusiv cerințele pentru stabilirea unor metodologii comune pentru a determina volumul capacităților disponibile simultan între zonele de ofertare, criteriile de evaluare a eficienței și un proces de revizuire pentru definirea zonelor de ofertare.

(2)   Prezentul regulament se aplică tuturor sistemelor de transport și interconexiunilor din Uniune, cu excepția sistemelor de transport de pe insule care nu sunt conectate cu alte sisteme de transport prin interconexiuni.

(3)   În statele membre în care există mai mult de un operator de transport și de sistem, prezentul regulament se aplică tuturor operatorilor de transport și de sistem din statul membru respectiv. În cazul în care un operator de transport și de sistem nu deține o funcție relevantă pentru una sau mai multe obligații în temeiul prezentului regulament, statele membre pot să dispună ca responsabilitatea privind respectarea acestor obligații să fie atribuită unuia sau mai multor operatori de transport și de sistem specifici, diferiți.

4.   Cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice din Uniune poate fi deschisă operatorilor pieței și OTS-urilor care își desfășoară activitatea în Elveția, cu condiția ca legislația națională din țara respectivă să pună în aplicare principalele dispoziții ale legislației Uniunii privind piața energiei electrice și să existe un acord interguvernamental privind cooperarea în domeniul energiei electrice între Uniune și Elveția.

5.   Sub rezerva îndeplinirii condițiilor de la alineatul (4) de mai sus, participarea Elveției la cuplarea piețelor pentru ziua următoare și la cuplarea unică a piețelor intrazilnice se decide de către Comisie pe baza unui aviz emis de agenție. Drepturile și responsabilitățile OPEED-urilor și OTS-urilor din Elveția care se alătură cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare trebuie să fie coerente cu drepturile și responsabilitățile OPEED-urilor și OTS-urilor care își desfășoară activitatea în Uniune, pentru a permite o bună funcționare a sistemelor de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice implementate la nivelul Uniunii și condiții de concurență echitabile pentru toate părțile interesate.

Articolul 2

Definiții

În sensul prezentului regulament, se aplică definițiile prevăzute la articolul 2 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, articolul 2 din Regulamentul (UE) nr. 543/2013 al Comisiei (3) și articolul 2 din Directiva 2009/72/EC a Parlamentului European și a Consiliului (4).

În plus, se aplică următoarele definiții:

1.

„model individual de rețea” înseamnă un set de date care descrie caracteristicile sistemului electroenergetic (producție, consum și topologia rețelei), precum și regulile aferente de modificare a acestor caracteristici în cursul calculului capacităților, pregătit de OTS-urile responsabile, care urmează să fie fuzionat cu alte componente de modele individuale de rețea pentru a crea modelul comun de rețea;

2.

„model comun de rețea” înseamnă un set de date la nivelul întregii Uniuni convenit între diferite OTS-uri care descrie principalele caracteristici ale sistemului electroenergetic (producție, consum și topologia rețelei), precum și regulile de modificare a acestor caracteristici în cursul procesului de calcul al capacităților;

3.	„regiune de calcul al capacităților” înseamnă zona geografică în care se aplică calculul coordonat al capacităților;

4.	„scenariu” înseamnă starea prognozată a sistemului electroenergetic pentru un anumit interval de timp;

5.	„poziție netă” înseamnă suma netă a importurilor și exporturilor de energie electrică pentru fiecare unitate de timp a pieței pentru o zonă de ofertare;

6.

„restricții de alocare” înseamnă restricții care trebuie respectate la alocarea capacităților, în vederea menținerii sistemului de transport în limitele de siguranță în funcționare, și care nu au fost convertite în capacitate interzonală sau care sunt necesare pentru a spori eficiența de alocare a capacităților;

7.	„limite de siguranță în funcționare” înseamnă limitele de funcționare acceptabile pentru operarea în siguranță a rețelei, cum ar fi limitele termice, limite de tensiune, limitele de curent de scurtcircuit, de frecvență și de stabilitate dinamică;

8.	„metodă bazată pe capacitatea netă de transport coordonată” înseamnă o metodă de calcul al capacităților pe baza principiului evaluării și definirii ex ante a schimbului maxim de energie între zone de ofertare adiacente;

9.	„metodă bazată pe flux” înseamnă o metodă de calcul al capacităților în care schimburile de energie între zonele de ofertare sunt limitate de factorii de distribuție pentru transferul de energie și marjele disponibile privind elementele critice de rețea;

10.

„contingență” înseamnă ieșirea din funcțiune identificată și posibilă sau care a avut loc deja a unui element, incluzând nu doar elementele sistemului de transport, ci și utilizatori de rețea semnificativi și elemente ale rețelei de distribuție, dacă sunt relevante pentru siguranța în funcționare a sistemului de transport;

11.	„calculatorul capacității coordonate” înseamnă entitatea sau entitățile însărcinate cu rolul de a calcula capacitatea de transport, la nivel regional sau la nivel superior;

12.	„mecanism de modificare a generării (generation shift key)” înseamnă o metodă de a transforma o schimbare a poziției nete dintr-o anumită zonă de ofertare în creșteri sau scăderi specifice estimate de injecție în modelul comun de rețea;

13.	„acțiune de remediere” înseamnă orice măsură aplicată de unul sau mai multe OTS-uri, manual sau automat, pentru a menține siguranța în funcționare;

14.	„marjă de fiabilitate” înseamnă reducerea capacității interzonale pentru a ține cont de incertitudini în cursul procesului de calcul al capacităților;

15.	„ora pieței” înseamnă ora Europei Centrale în vigoare, adică ora de vară a Europei Centrale sau ora Europei Centrale;

16.	„venituri din congestii” înseamnă veniturile primite ca urmare a alocării capacităților;

17.	„congestie de piață” înseamnă o situație în care surplusul economic al cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice a fost limitat de capacitatea interzonală sau de restricțiile de alocare;

18.	„congestie fizică” înseamnă orice situație de rețea în care fluxurile de energie prognozate sau realizate încalcă limitele termice ale elementelor de rețea și limitele stabilității de tensiune sau ale stabilității unghiulare ale sistemului electroenergetic;

19.	„congestie structurală” înseamnă o congestie în sistemul de transport care poate fi definită fără ambiguitate, este previzibilă, este stabilă la nivel geografic de-a lungul timpului și reapare frecvent în condiții normale de funcționare a sistemului electroenergetic;

20.	„corelare” înseamnă faza de tranzacționare prin intermediul căreia ofertele de vânzare sunt alocate ofertelor de cumpărare corespunzătoare pentru a asigura maximizarea surplusului economic al cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice;

21.	„ofertă” înseamnă intenția de a cumpăra sau de a vinde energie sau capacitate, exprimată de un participant la piață, sub rezerva condițiilor de executare specificate.

22.	„oferte corelate” înseamnă toate ofertele de cumpărare și de vânzare corelate prin algoritmul de cuplare prin preț sau algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă;

23.	„operatorul pieței de energie electrică desemnat (OPEED)” înseamnă o entitate desemnată de autoritatea competentă pentru a îndeplini sarcini referitoare la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice;

24.	„registru comun al ofertelor” înseamnă un modul în cadrul sistemului de cuplare continuă a piețelor intrazilnice care colectează toate ofertele corelabile de la OPEED-urile care participă la cuplarea unică a piețelor intrazilnice și care efectuează corelarea continuă a acestor oferte;

25.	„tranzacție” înseamnă una sau mai multe oferte corelate;

26.	„cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare” înseamnă un proces de licitație în care ofertele colectate sunt corelate și capacitățile interzonale sunt alocate simultan pentru diferite zone de ofertare de pe piața pentru ziua următoare;

27.	„cuplare unică a piețelor intrazilnice” înseamnă un proces continuu în care ofertele colectate sunt corelate și capacitățile interzonale sunt alocate în mod simultan pentru diferite zone de ofertare de pe piața intrazilnică;

28.	„algoritm de cuplare prin preț” înseamnă algoritmul utilizat în cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare pentru corelarea ofertelor și alocarea capacităților interzonale, în mod simultan;

29.	„algoritm de tranzacționare prin corelare continuă” înseamnă algoritmul utilizat în cuplarea unică a piețelor intrazilnice pentru corelarea ofertelor și alocarea capacităților interzonale în mod continuu;

30.	„funcția de operator de cuplare a piețelor (OCP)” înseamnă sarcina de corelare a ofertelor de pe piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice pentru diferite zone de ofertare și de alocare simultană a capacităților interzonale;

31.	„preț de închidere” înseamnă prețul determinat prin corelarea ofertei de vânzare cu cel mai mare preț acceptate cu oferta de cumpărare cu cel mai mic preț acceptată pe piața energiei electrice;

32.	„schimb planificat” înseamnă un transfer de energie electrică planificat între zone geografice, pentru fiecare unitate de timp a pieței și pentru o anumită direcție;

33.	„calculatorul schimburilor planificate” înseamnă entitatea sau entitățile cărora le revine sarcina calculării schimburilor planificate;

34.

„interval de timp al pieței pentru ziua următoare” înseamnă intervalul de timp al pieței de energie electrică care durează până la ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare, în care, pentru fiecare unitate de timp a pieței, produsele sunt tranzacționate în ziua care precedă ziua de livrare;

35.	„termen pentru fermitatea din ziua următoare” înseamnă ora după care capacitatea interzonală devine fermă;

36.	„ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare” înseamnă ora până la care sunt acceptate oferte pe piața pentru ziua următoare;

37.

„intervalul de timp al pieței intrazilnice” înseamnă intervalul de timp al pieței de energie electrică dintre ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale și ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale în care, pentru fiecare unitate de timp a pieței, produsele sunt tranzacționate înainte de livrarea produselor tranzacționate;

38.	„ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale” înseamnă ora la care capacitatea interzonală între zonele de ofertare este eliberată pentru o anumită unitate de timp a pieței și în limitele unei anumite zone de ofertare;

39.	„ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale” înseamnă ora la care alocarea capacităților interzonale nu mai este permisă pentru o anumită unitate de timp a pieței;

40.	„modul de gestionare a capacităților” înseamnă un sistem care conține informații actualizate privind capacitatea interzonală disponibilă, în scopul alocării capacităților interzonale intrazilnice;

41.

„produs intrazilnic non-standard” înseamnă un produs pentru cuplarea intrazilnică continuă care nu implică livrarea constantă a energiei sau este pentru o perioadă care depășește o unitate de timp a pieței, cu caracteristici specifice concepute pentru a reflecta practicile de operare a sistemului sau nevoile pieței, de exemplu oferte care acoperă mai multe unități de timp ale pieței sau produse care reflectă costurile de pornire ale unității de producție;

42.

„contraparte centrală” înseamnă entitatea sau entitățile cărora le revine sarcina de a încheia contracte cu participanții la piață, prin novația contractelor care rezultă din procesul de corelare, și de a organiza transferul pozițiilor nete rezultate din alocarea capacităților cu alte contrapărți centrale sau agenți de transfer;

43.	„agent de transfer” înseamnă entitatea sau entitățile cărora le revine sarcina de a transfera poziții nete între diferite contrapărți centrale;

44.	„fermitate” înseamnă o garanție că drepturile de utilizare a capacității interzonale vor rămâne neschimbate și că se plătește o compensație în cazul în care acestea sunt totuși modificate;

45.

„forță majoră” înseamnă orice eveniment sau situație imprevizibilă sau neobișnuită aflată în afara controlului rezonabil al unui OTS, care nu este din vina OTS, care nu poate fi evitată sau depășită prin exercitarea unei anticipări și diligențe rezonabile, care nu poate fi rezolvată prin măsuri care din punct de vedere tehnic, financiar sau economic se află în mod rezonabil la dispoziția OTS, care a avut loc în mod efectiv și poate fi verificată în mod obiectiv și care face imposibilă îndeplinirea, temporar sau permanent, de către OTS a obligațiilor care îi revin în conformitate cu prezentul regulament;

46.

„surplusul economic al cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice” înseamnă suma dintre (i) surplusul producătorului ca urmare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice pentru perioada de timp relevantă, (ii) surplusul consumatorului ca urmare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice, (iii) veniturile din congestii și (iv) alte costuri și beneficii aferente atunci când acestea sporesc eficiența economică pentru perioada de timp relevantă, surplusul producătorului și consumatorului reprezentând diferența dintre prețul ofertelor acceptate și prețul de închidere per unitate de energie înmulțită cu volumul de energie al ofertelor.

Articolul 3

Obiectivele cooperării în domeniul alocării capacităților și al gestionării congestiilor

Obiectivele prezentului regulament sunt:

(a)	promovarea concurenței efective în generarea, comercializarea și furnizarea energiei electrice;

(b)	asigurarea unei utilizări optime a infrastructurii de transport;

(c)	asigurarea siguranței în funcționare;

(d)	optimizarea calculului și alocării capacităților interzonale;

(e)	asigurarea unui tratament echitabil și nediscriminatoriu pentru OTS-uri, OPEED-uri, agenție, autoritățile de reglementare și participanții la piață;

(f)	asigurarea și îmbunătățirea transparenței și fiabilității informațiilor;

(g)	contribuția la funcționarea și dezvoltarea eficientă și pe termen lung a sistemelor de transport al energiei electrice și a sectorului energiei electrice din Uniune;

(h)	respectarea necesității unei piețe echitabile și ordonate și a unei formări a prețurilor echitabile și ordonate;

(i)	crearea unor condiții de concurență echitabile pentru OPEED-uri;

(j)	un acces nediscriminatoriu la capacitatea interzonală.

Articolul 4

Desemnarea OPEED-urilor și revocarea desemnării

(1)   Fiecare stat membru cu rețeaua electrică conectată la o zonă de ofertare din alt stat membru trebuie să asigure, cel târziu la patru luni după intrarea în vigoare a prezentului regulament, desemnarea unuia sau mai multor OPEED-uri care să efectueze cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și/sau a piețelor intrazilnice. În acest scop, operatorii interni și externi ai pieței pot fi invitați să-și depună candidatura pentru a fi desemnați ca OPEED.

(2)   Fiecare stat membru în cauză se asigură că cel puțin un OPEED este desemnat pentru fiecare zonă de ofertare de pe teritoriul său. OPEED-urile sunt desemnate pentru o perioadă inițială de patru ani. Cu excepția cazurilor în care se aplică articolul 5 alineatul (1), statele membre admit cereri de desemnare cel puțin anual.

(3)   Cu excepția cazului în care există dispoziții contrare prevăzute de statele membre, autoritatea de desemnare este autoritatea de reglementare, care este responsabilă de desemnarea OPEED, monitorizarea conformității cu criteriile de desemnare și, în cazul monopolurilor legale naționale, de aprobarea taxelor OPEED sau a metodologiei de calcul a taxelor OPEED. Statele membre pot prevedea ca autoritatea de desemnare să fie o altă autoritate decât autoritatea de reglementare. În aceste circumstanțe, statele membre se asigură că autoritatea de desemnare are aceleași drepturi și obligații ca și autoritatea de reglementare pentru a-și îndeplini sarcinile în mod eficient.

(4)   Autoritatea de desemnare evaluează îndeplinirea de către candidații OPEED a criteriilor stabilite la articolul 6. Aceste criterii se aplică indiferent dacă sunt desemnate unul sau mai multe OPEED-uri. Deciziile privind desemnarea OPEED trebuie să evite orice discriminare între solicitanți, în special între solicitanții interni și externi. Dacă autoritatea de desemnare nu este autoritatea de reglementare, autoritatea de reglementare emite un aviz privind măsura în care solicitantul desemnării îndeplinește criteriile de desemnare prevăzute la articolul 6. Desemnarea OPEED se refuză numai în cazul în care nu sunt îndeplinite criteriile de desemnare de la articolul 6 sau în conformitate cu articolul 5 alineatul (1).

(5)   Un OPEED desemnat într-un stat membru are dreptul să ofere servicii de tranzacționare pentru ziua următoare și intrazilnice cu livrare într-un alt stat membru. Normele comerciale în acest din urmă stat membru se aplică fără necesitatea desemnării ca OPEED în statul membru respectiv. Autoritățile de desemnare monitorizează toate OPEED-urile care efectuează cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și/sau a piețelor intrazilnice în statul lor membru. În conformitate cu articolul 19 din Regulamentul 714/2009, autoritățile de desemnare asigură conformitatea cu prezentul regulament a tuturor OPEED-urilor care efectuează cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și/sau a piețelor intrazilnice în statul lor membru, indiferent de locul în care OPEED-urile au fost desemnate. Autoritățile responsabile cu desemnarea, monitorizarea și conformitatea OPEED schimbă toate informațiile necesare pentru o supraveghere eficace a activităților OPEED.

Un OPEED desemnat trebuie să notifice autoritatea de desemnare a unui alt stat membru dacă are intenția să efectueze cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice în statul membru respectiv cu două luni înainte de începerea activității.

(6)   Prin derogare de la alineatul (5) din prezentul articol, un stat membru poate refuza serviciile de tranzacționare ale unui OPEED desemnat în alt stat membru în cazul în care:

(a)	există un monopol legal național pentru serviciile de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică în statul membru sau în zona de ofertare a statului membru în care are loc livrarea în conformitate cu articolul 5 alineatul (1); sau

(b)

statul membru în care are loc livrarea poate stabili faptul că există obstacole tehnice în ceea ce privește livrarea în statul membru respectiv a energiei electrice achiziționate de pe piața pentru ziua următoare și piața intrazilnică utilizând OPEED-urile desemnate în alt stat membru, legate de necesitatea de a asigura realizarea obiectivelor prezentului regulament și de menținerea, în același timp, a siguranței în funcționare; sau

(c)

normele comerciale din statul membru în care are loc livrarea nu sunt compatibile cu livrarea în statul membru respectiv a energiei electrice achiziționate în baza serviciilor de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică furnizate de un OPEED desemnat în alt stat membru; sau

(d)	OPEED este un monopol legal național în conformitate cu articolul 5 în statul membru în care este desemnat.

(7)   În cazul unei decizii de refuzare a serviciilor de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și/sau pe piața intrazilnică cu livrare în alt stat membru, statul membru de livrare trebuie să notifice decizia sa OPEED și autorității de desemnare a statului membru în care OPEED este desemnat, precum și agenției și Comisiei. Refuzul trebuie justificat în mod corespunzător. În cazurile prevăzute la alineatul (6) literele (b) și (c), decizia de refuzare a serviciilor de tranzacționare cu livrare în alt stat membru stabilește, de asemenea, modalitatea și termenul până când obstacolele tehnice din calea comerțului pot fi înlăturate sau normele naționale pot deveni compatibile cu serviciile de tranzacționare cu livrare în alt stat membru. Autoritatea de desemnare din statul membru care refuză serviciile de tranzacționare face investigații privind decizia și publică un aviz cu privire la modul în care obstacolele tehnice din calea serviciilor de tranzacționare pot fi înlăturate sau modul în care serviciile de tranzacționare și normele comerciale vor deveni compatibile.

(8)   Statul membru în care este desemnat OPEED asigură revocarea desemnării dacă OPEED nu își menține conformitatea cu criteriile de la articolul 6 și nu este în măsură să restabilească conformitatea în termen de șase luni de la primirea notificării autorității de desemnare cu privire la nerespectările în cauză. În cazul în care autoritatea de reglementare nu este responsabilă cu desemnarea și monitorizarea, aceasta este consultată cu privire la revocare. Autoritatea de desemnare notifică, de asemenea, autoritățile de desemnare din celelalte state membre în care OPEED în cauză este activ cu privire la faptul că acesta nu își menține conformitatea, în același timp cu notificarea OPEED.

(9)   În cazul în care o autoritate de desemnare a unui stat membru constată că un OPEED activ, care însă nu este desemnat în țara sa, nu își menține conformitatea cu criteriile de la articolul 6 cu privire la activitățile sale în această țară, ea trebuie să notifice OPEED cu privire la neconformitatea sa. Dacă OPEED nu își restabilește conformitatea în termen de trei luni de la primirea notificării, autoritatea de desemnare poate suspenda dreptul de a oferi servicii de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică în acest stat membru până la restabilirea conformității de către OPEED. Autoritatea de desemnare notifică autoritatea de desemnare a statului membru în care OPEED este desemnat, agenția și Comisia.

(10)   Autoritatea de desemnare informează agenția cu privire la desemnarea și revocarea OPEED. Agenția păstrează pe site-ul său internet o listă a OPEED-urilor desemnate, statutul lor și locurile în care aceștia operează.

Articolul 5

Desemnarea OPEED-urilor în cazul unui monopol legal național privind serviciile de tranzacționare

(1)   În cazul în care, la data intrării în vigoare a prezentului regulament, într-un stat membru sau într-o zonă de ofertare a unui stat membru există deja un monopol legal național pentru serviciile de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică care exclude desemnarea a mai mult de un OPEED, statul membru în cauză trebuie să notifice Comisia în termen de două luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament și poate refuza desemnarea a mai mult de un OPEED per zonă de ofertare.

În cazul în care există mai mulți candidați pentru desemnarea ca OPEED unic, statul membru în cauză desemnează candidatul care îndeplinește cel mai bine criteriile enumerate la articolul 6. În cazul în care un stat membru refuză desemnarea mai multor OPEED-uri per zonă de ofertare, autoritatea națională competentă stabilește sau aprobă tarifele OPEED pentru tranzacționarea pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică, cu suficient timp înainte de intrarea lor în vigoare, sau precizează metodologiile care trebuie folosite pentru calcularea lor.

De asemenea, în conformitate cu articolul 4 alineatul (6), statul membru în cauză poate refuza serviciile de tranzacționare transfrontaliere oferite de un OPEED desemnat în alt stat membru; cu toate acestea, protecția burselor de energie existente în statul membru în cauză împotriva dezavantajelor economice care rezultă din competiție nu poate fi considerată un motiv de refuz valabil.

(2)   În sensul prezentului regulament, se consideră că există un monopol legal național în cazul în care legislația națională prevede în mod expres că, în cadrul statului membru sau a zonei de ofertare a statului membru, serviciile de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică pot fi efectuate de o singură entitate.

(3)   La doi ani de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, Comisia transmite un raport Parlamentului European și Consiliului, în conformitate cu articolul 24 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, privind evoluția cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice din statele membre, cu un accent special pe dezvoltarea concurenței dintre OPEED-uri. Pe baza acestui raport și dacă consideră că nu există nicio justificare pentru menținerea monopolurilor legale naționale sau pentru continuarea refuzului unui stat membru de a permite tranzacționarea transfrontalieră de către un OPEED desemnat de alt stat membru, Comisia poate lua în considerare măsuri legislative adecvate sau alte măsuri adecvate pentru a crește și mai mult concurența și comerțul între statele membre și în interiorul acestora. De asemenea, în acest raport Comisia include o evaluare a guvernanței cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice instituite prin prezentul regulament, acordând o atenție deosebită transparenței funcțiilor de OCP efectuate în comun de către OPEED-uri. Pe baza acestui raport și în cazul în care Comisia consideră că există ambiguități privind îndeplinirea monopolistă a funcției de OCP sau a altor sarcini ale OPEED, Comisia poate lua în considerare adoptarea de măsuri legislative adecvate sau alte măsuri adecvate pentru a spori în continuare transparența și funcționarea eficientă a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice.

Articolul 6

Criteriile de desemnare a OPEED

(1)   Un candidat poate fi desemnat OPEED dacă îndeplinește toate cerințele următoare:

(a)

a contractat sau contractează resurse adecvate pentru operarea comună, coordonată și conformă a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și/sau a piețelor intrazilnice, inclusiv resursele necesare pentru a-și îndeplini funcțiile de OPEED, resursele financiare, tehnologia informației necesară, infrastructura tehnică și procedurile operaționale, sau face dovada că este în măsură să pună aceste resurse la dispoziție într-o perioadă de pregătire rezonabilă înainte de preluarea sarcinilor sale în conformitate cu articolul 7;

(b)	este în măsură să se asigure că participanții la piață au acces liber la informațiile privind sarcinile OPEED în conformitate cu articolul 7;

(c)

este eficient din punctul de vedere al costurilor în ceea ce privește cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice și, în cadrul sistemului său intern de contabilitate, se ține o contabilitate separată pentru funcțiile de OCP și alte activități pentru a se evita subvențiile încrucișate;

(d)	dispune de un nivel adecvat de separare a activității față de alți participanți pe piață;

(e)

dacă este desemnat ca monopol legal național pentru serviciile de tranzacționare pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică într-un stat membru, nu face uz de taxele prevăzute la articolul 5 alineatul (1) pentru a-și finanța activitățile pe piața pentru ziua următoare și pe piața intrazilnică într-un alt stat membru decât cel în care aceste taxe sunt colectate;

(f)	este în măsură să trateze toți participanții la piață într-un mod nediscriminatoriu;

(g)	dispune de mecanisme adecvate de supraveghere a pieței;

(h)	a încheiat acorduri adecvate privind transparența și confidențialitatea cu participanții la piață și OTS-uri;

(i)	este în măsură să furnizeze serviciile de compensare și decontare necesare.

(j)	este în măsură să instituie sistemele și metodele de comunicații necesare pentru coordonarea cu OTS-urile din statul membru.

(2)   Criteriile de desemnare prevăzute la alineatul (1) se aplică astfel încât concurența între OPEED-uri să fie organizată într-un mod echitabil și nediscriminatoriu.

Articolul 7

Atribuțiile OPEED

(1)   OPEED-urile acționează ca operatori ai piețelor naționale sau regionale pentru efectuarea, în cooperare cu OTS-urile, a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Sarcinile acestora includ primirea ofertelor de la participanții la piață, responsabilitatea generală pentru corelarea și alocarea ofertelor în conformitate cu rezultatele cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, publicarea prețurilor și decontarea și compensarea contractelor rezultate din tranzacții în conformitate cu acordurile și normele relevante ale participanților.

În ceea ce privește cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, OPEED-urile sunt responsabile în special pentru următoarele sarcini:

(a)	punerea în aplicare a funcțiilor OCP stabilite la alineatul (2) în coordonare cu alte OPEED-uri;

(b)

stabilirea în comun a cerințelor pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, a cerințelor pentru funcțiile de OCP și pentru algoritmul de cuplare prin preț referitor la orice aspecte legate de funcționarea pieței de energie electrică în conformitate cu alineatul (2) din prezentul articol și articolele 36 și 37;

(c)	stabilirea prețurilor minime și maxime, în conformitate cu articolele 41 și 54;

(d)	anonimizarea și partajarea informațiilor privind ofertele primite, necesare pentru îndeplinirea funcțiilor de OCP prevăzute la alineatul (2) din prezentul articol și la articolele 40 și 53;

(e)

evaluarea rezultatelor calculate de funcțiile de OCP definite la alineatul (2) din prezentul articol, alocarea ofertelor pe baza acestor rezultate, validarea rezultatelor ca finale în cazul în care acestea sunt considerate corecte și asumarea responsabilității pentru acestea în conformitate cu articolele 48 și 60;

(f)	informarea participanților la piață cu privire la rezultatele ofertelor lor în conformitate cu articolele 48 și 60;

(g)	exercitarea funcției de contraparte centrală pentru compensarea și decontarea schimbului de energie rezultat din cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice în conformitate cu articolul 68 alineatul (3);

(h)

stabilirea în comun cu OPEED-urile și OTS-urile relevante a unor proceduri de ultimă instanță pentru operarea pieței naționale sau regionale în conformitate cu articolul 36 alineatul (3), în cazul în care nu este disponibil niciun rezultat furnizat de funcțiile de OCP în conformitate cu articolul 39 alineatul (2), ținând cont de procedurile de ultimă instanță prevăzute la articolul 44;

(i)

furnizarea în comun a previziunilor privind costul cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice și a informațiilor privind costurile către autoritățile de reglementare competente și OTS-uri în cazul în care costurile OPEED pentru instituirea, modificarea și operarea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice urmează să fie acoperite de contribuția OTS-urilor în cauză în conformitate cu articolele 75-77 și articolul 80;

(j)	după caz, în conformitate cu articolele 45 și 57, coordonarea împreună cu OTS-urile a stabilirii de acorduri privind mai mult de un OPEED într-o zonă de ofertare și efectuarea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și/sau a piețelor intrazilnice în conformitate cu acordurile aprobate.

(2)   OPEED-urile exercită funcțiile de OCP împreună cu alte OPEED-uri. Aceste funcții includ următoarele:

(a)	dezvoltarea și menținerea algoritmilor, sistemelor și procedurilor pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice în conformitate cu articolele 36 și 51;

(b)	prelucrarea datelor de intrare privind capacitatea interzonală și restricțiile de alocare furnizate de calculatorii capacității coordonate în conformitate cu articolele 46 și 58;

(c)	operarea algoritmului de cuplare prin preț și a algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă în conformitate cu articolele 48 și 60;

(d)	validarea și transmiterea rezultatelor privind cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice către OPEED-uri în conformitate cu articolele 48 și 60.

(3)   În termen de opt luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OPEED-urile transmit tuturor autorităților de reglementare și agenției un plan care stabilește modul în care pot fi stabilite și exercitate în comun funcțiile de OCP prevăzute la alineatul (2), inclusiv proiectele de acorduri necesare atât între OPEED-uri, cât și cu părți terțe. Planul include o descriere detaliată și calendarul propus pentru punerea în aplicare, care nu trebuie să depășească 12 luni, precum și o descriere a impactului preconizat al termenilor și condițiilor sau al metodologiilor privind stabilirea și exercitarea funcțiilor de OCP menționate la alineatul (2).

(4)   Cooperarea dintre OPEED-uri se limitează strict la ceea ce este necesar pentru proiectarea, punerea în aplicare și operarea eficientă și în condiții de siguranță a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Exercitarea în comun a funcțiilor de OCP se bazează pe principiul nediscriminării și garantează faptul că niciun OPEED nu poate beneficia de avantaje economice nejustificate prin participarea la funcțiile de OCP.

(5)   Agenția monitorizează progresele OPEED-urilor în ceea ce privește stabilirea și executarea funcțiilor de OCP, în special în ceea ce privește cadrul contractual sau de reglementare și gradul de pregătire tehnică pentru îndeplinirea funcțiilor de OCP. În termen de 12 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, agenția raportează Comisiei dacă progresele înregistrate în legătură cu stabilirea și operarea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice sunt satisfăcătoare.

Agenția poate evalua eficacitatea și eficiența stabilirii și exercitării funcției de OCP în orice moment. În cazul în care evaluarea demonstrează că cerințele nu sunt îndeplinite, agenția poate recomanda Comisiei orice măsuri suplimentare necesare pentru efectuarea eficientă, eficace și la timp a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice.

(6)   Dacă OPEED-urile nu prezintă un plan în conformitate cu articolul 7 alineatul (3) de stabilire a funcțiilor de OCP menționate la alineatul (2) din prezentul articol fie pentru intervalul de timp al pieței intrazilnice, fie pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare, Comisia poate, în conformitate cu articolul 9 alineatul (4), să propună o modificare a prezentului regulament, luând în considerare în special numirea Rețelei Europene a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru energie electrică (ENTSO pentru energie electrică) sau a unei alte entități să exercite funcțiile de OCP pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice în locul OPEED-urilor.

Articolul 8

Funcțiile OTS-urilor privind cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

(1)   În statele membre cu rețeaua electrică conectată la rețeaua altui stat membru, toate OTS-urile participă la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice.

(2)   OTS-urile:

(a)	stabilesc în comun cerințele OTS pentru cuplarea prin preț și algoritmii de tranzacționare prin corelare continuă pentru toate aspectele legate de alocarea capacităților în conformitate cu articolul 37 alineatul (1) litera (a);

(b)	validează în comun algoritmii de corelare în vederea respectării cerințelor menționate la litera (a) din prezentul alineat, în conformitate cu articolul 37 alineatul (4);

(c)	stabilesc și efectuează calculul capacităților în conformitate cu articolele 14-30;

(d)	dacă este necesar, stabilesc alocarea capacităților intrazonale și alte acorduri în conformitate cu articolele 45 și 57;

(e)	calculează și transmit capacitățile interzonale și restricțiile de alocare, în conformitate cu articolele 46 și 58;

(f)	verifică rezultatele cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare în ceea ce privește capacitățile interzonale validate și restricțiile de alocare, în conformitate cu articolul 48 alineatul (2) și articolul 52;

(g)	dacă este necesar, stabilesc calculatorii schimburilor planificate pentru calcularea și publicarea schimburilor planificate la granițele dintre zonele de ofertare în conformitate cu articolele 49 și 56;

(h)	respectă rezultatele cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice calculate în conformitate cu articolele 39 și 52;

(i)	stabilesc și aplică proceduri de ultimă instanță adecvate pentru alocarea capacităților în conformitate cu articolul 44;

(j)	propun ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale și ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale în conformitate cu articolul 59;

(k)	partajează veniturile din congestii după metodologia dezvoltată în comun, în conformitate cu articolul 73;

(l)	în cazul în care se convine astfel, acționează în calitate de agenți de transfer și transferă poziții nete în conformitate cu articolul 68 alineatul (6).

Articolul 9

Adoptarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor

(1)   OTS-urile și OPEED-urile elaborează termenii și condițiile sau metodologiile prevăzute în prezentul regulament și le prezintă spre aprobare autorităților de reglementare competente în termenele corespunzătoare prevăzute în prezentul regulament. În cazul în care o propunere de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu prezentul regulament trebuie să fie elaborată și convenită cu mai mult de un OTS sau OPEED, OTS-urile și OPEED-urile participante cooperează strâns. OTS-urile, cu sprijinul ENTSO pentru energie electrică, și toate OPEED-urile informează periodic autoritățile de reglementare competente și agenția în legătură cu progresele înregistrate privind elaborarea acestor termeni și condiții sau a metodologiilor.

(2)   OTS-urile sau OPEED-urile care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau de metodologii în conformitate cu articolul 9 alineatul (6) decid cu majoritate calificată, dacă nu s-a putut ajunge la un consens. Majoritatea calificată trebuie obținută în cadrul fiecărei clase de membrii cu drept de vot din cadrul OTS-urilor și OPEED-urilor. O majoritate calificată pentru propunerile în conformitate cu articolul 9 alineatul (6) necesită o majoritate de:

(a)	OTS-urile sau OPEED-urile reprezentând cel puțin 55 % din statele membre; și

(b)	OTS-urile sau OPEED-urile reprezentând state membre care cuprind cel puțin 65 % din populația Uniunii.

O minoritate de blocare pentru deciziile în conformitate cu articolul 9 alineatul (6) trebuie să includă OTS-urile sau OPEED-urile reprezentând cel puțin patru state membre. În caz contrar, majoritatea calificată este considerată ca fiind întrunită.

Pentru deciziile OTS luate în temeiul articolului 9 alineatul (6), se atribuie un vot pentru fiecare stat membru. Dacă există mai multe OTS-uri pe teritoriul unui stat membru, statul membru respectiv distribuie drepturile de vot între OTS-uri.

Pentru deciziile OPEED luate în conformitate cu articolul 9 alineatul (6), se atribuie un vot pentru fiecare stat membru. Fiecare OPEED dispune de un număr de voturi egal cu numărul de state membre în care este desemnat. În cazul în care mai multe OPEED-uri sunt desemnate pe teritoriul unui stat membru, statul membru distribuie drepturile de vot între OPEED-uri, luând în considerare volumul de energie electrică tranzacționat în acel stat membru în exercițiul financiar precedent.

(3)   Cu excepția articolelor 43 alineatul (1), 44, 56 alineatul (1), 63 și 74 alineatul (1), OTS-urile care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 9 alineatul (7) decid cu majoritate calificată, dacă nu s-a putut ajunge la un consens și dacă regiunile în cauză cuprind mai mult de cinci state membre. Majoritatea calificată trebuie obținută în cadrul fiecărei clase de membrii cu drept de vot din cadrul OTS-urilor și OPEED-urilor. O majoritate calificată pentru propunerile în conformitate cu articolul 9 alineatul (7) necesită o majoritate de:

(a)	OTS-urile reprezentând cel puțin 72 % din statele membre; și

(b)	OTS-urile reprezentând state membre care cuprind cel puțin 65 % din populația regiunii în cauză.

O minoritate de blocare în ceea ce privește deciziile în conformitate cu articolul 9 alineatul (7) trebuie să includă cel puțin numărul minim de OTS-uri reprezentând peste 35 % din populația statelor membre participante, plus OTS-urile reprezentând cel puțin un stat membru în cauză suplimentar. În caz contrar, majoritatea calificată este considerată ca fiind întrunită.

OTS-urile care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 9 alineatul (7) referitoare la regiunile compuse din cel mult cinci state membre decid pe bază de consens.

Pentru deciziile OTS luate în temeiul articolului 9 alineatul (7), se atribuie un vot pentru fiecare stat membru. Dacă există mai multe OTS-uri pe teritoriul unui stat membru, statul membru respectiv distribuie drepturile de vot între OTS-uri.

OPEED-urile care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 9 alineatul (7) decid pe bază de consens.

(4)   În cazul în care OTS-urile sau OPEED-urile nu prezintă autorităților naționale de reglementare o propunere de termeni și condiții sau de metodologii în termenele stabilite în prezentul regulament, aceștia furnizează autorităților de reglementare competente și agenției proiectele de termeni și condiții sau de metodologii relevante și explică motivele care au împiedicat realizarea unui acord. Agenția informează Comisia și, în cooperare cu autoritățile de reglementare competente, la cererea Comisiei, analizează motivele pentru care nu s-a ajuns la un acord și informează Comisia cu privire la aceasta. Comisia ia măsurile corespunzătoare pentru a face posibilă adoptarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor necesare în termen de patru luni de la primirea informațiilor din partea agenției.

(5)   Fiecare autoritate de reglementare aprobă termenii și condițiile și metodologiile utilizate pentru calculul sau stabilirea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, dezvoltate de OTS-uri și OPEED-uri. Autoritățile respective sunt responsabile de aprobarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor menționate la alineatele (6), (7) și (8).

(6)   Următoarele propuneri de termeni și condiții sau metodologii fac obiectul aprobării de către toate autoritățile de reglementare:

(a)	planul privind exercitarea în comun a funcțiilor de OCP, în conformitate cu articolul 7 alineatul (3);

(b)	regiunile de calcul al capacităților, în conformitate cu articolul 15 alineatul (1);

(c)	metodologia de furnizare a datelor privind producția și consumul, în conformitate cu articolul 16 alineatul (1);

(d)	metodologia pentru modelul comun de rețea, în conformitate cu articolul 17 alineatul (1);

(e)	propunerea de metodologie armonizată de calcul al capacităților, în conformitate cu articolul 21 alineatul (4);

(f)	metodologia de ultimă instanță, în conformitate cu articolul 36 alineatul (3);

(g)	algoritmul prezentat de OPEED-uri în conformitate cu articolul 37 alineatul (5), inclusiv cerințele OTS-urilor și OPEED-urilor privind elaborarea algoritmului, în conformitate cu articolul 37 alineatul (1);

(h)	produsele care pot fi luate în considerare de către OPEED-uri în procesul de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, în conformitate cu articolele 40 și 53;

(i)	prețurile minime și maxime în conformitate cu articolul 41 alineatul (1) și articolul 54 alineatul (2);

(j)	metodologia de stabilire a prețurilor pentru capacitățile intrazilnice, care urmează să fie elaborată în conformitate cu articolul 55 alineatul (1);

(k)	ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale și ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale în conformitate cu articolul 59 alineatul (1);

(l)	termenul pentru fermitatea din ziua următoare, în conformitate cu articolul 69;

(m)	metodologia de distribuire a veniturilor din congestii, în conformitate cu articolul 73 alineatul (1);

(7)   Următoarele propuneri de termeni și condiții sau metodologii fac obiectul aprobării de către toate autoritățile de reglementare din regiunea în cauză:

(a)	metodologia comună de calcul al capacităților, în conformitate cu articolul 20 alineatul (2);

(b)	deciziile privind introducerea și amânarea introducerii calculului cu metoda bazată pe flux în conformitate cu articolul 20 alineatele (2)-(6) și cu privire la derogări în conformitate cu articolul 20 alineatul (7);

(c)	metodologia pentru redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă coordonată, în conformitate cu articolul 35 alineatul (1);

(d)	metodologiile comune pentru calculul schimburilor planificate, în conformitate cu articolul 43 alineatul (1) și articolul 56 alineatul (1);

(e)	procedurile de ultimă instanță, în conformitate cu articolul 44;

(f)	licitațiile regionale complementare, în conformitate cu articolul 63 alineatul (1);

(g)	condițiile pentru furnizarea alocării explicite, în conformitate cu articolul 64 alineatul (2);

(h)	metodologia privind partajarea costurilor de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă, în conformitate cu articolul 74 alineatul (1);

(8)   Termenii și condițiile sau metodologiile următoare fac obiectul aprobării individuale de către fiecare autoritate de reglementare sau altă autoritate competentă din statul membru în cauză:

(a)	după caz, desemnarea și revocarea OPEED sau suspendarea desemnării în conformitate cu articolul 4 alineatele (2), (8) și (9);

(b)	după caz, tarifele sau metodologiile folosite la calcularea tarifelor OPEED-urilor referitoare la tranzacționarea pe piața pentru ziua următoare și piața intrazilnică, în conformitate cu articolul 5 alineatul (1);

(c)	propunerile OTS-urilor individuale de revizuire a configurației zonelor de ofertare în conformitate cu articolul 32 alineatul (1) litera (d);

(d)	după caz, propunerile privind alocarea capacităților intrazonale și alte acorduri în conformitate cu articolele 45 și 57;

(e)	costurile aferente alocării capacităților și gestionării congestiilor, în conformitate cu articolele 75-79;

(f)	după caz, partajarea costurilor regionale aferente cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, în conformitate cu articolul 80 alineatul (4).

(9)   Propunerea de termeni și condiții sau metodologii include o propunere de calendar pentru punerea lor în aplicare, precum și o descriere a impactului preconizat al acestora în ceea ce privește obiectivele prezentului regulament. Propunerile de termeni și condiții sau metodologii care fac obiectul aprobării de către mai multe sau de toate autoritățile de reglementare sunt transmise agenției la aceeași dată la care sunt transmise autorităților de reglementare. La cererea autorităților de reglementare competente, agenția emite în termen de trei luni un aviz cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii.

(10)   În cazul în care aprobarea termenilor și condițiilor sau metodologiilor necesită o decizie din partea mai multor autorități de reglementare, autoritățile de reglementare competente se consultă, cooperează îndeaproape și se coordonează pentru a ajunge la un acord. După caz, autoritățile de reglementare competente iau în considerare avizul agenției. Autoritățile de reglementare iau deciziile cu privire la termenii și condițiile sau metodologiile prezentate în conformitate cu alineatele (6), (7) și (8) în termen de șase luni de la primirea termenilor și condițiilor sau metodologiilor de către autoritatea de reglementare sau, după caz, de către ultima autoritate de reglementare în cauză.

(11)   În cazul în care autoritățile de reglementare nu au putut ajunge la un acord în termenul prevăzut la alineatul (10), sau la cererea lor comună, agenția adoptă o decizie privind propunerile prezentate de termeni și condiții sau metodologii în termen de șase luni, în conformitate cu articolul 8 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 713/2009.

(12)   În cazul în care una sau mai multe autorități de reglementare solicită o modificare înainte de a aproba termenii și condițiile sau metodologiile prezentate în conformitate cu alineatele (6), (7) și (8), OTS-urile sau OPEED-urile relevante prezintă o propunere de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor în vederea aprobării în termen de două luni de la solicitarea autorităților de reglementare. Autoritățile de reglementare competente decid cu privire la termenii și condițiile sau metodologiile modificate în termen de două luni de la transmiterea lor. În cazul în care autoritățile de reglementare competente nu au putut ajunge la un acord privind termenii și condițiile sau metodologiile în conformitate cu alineatele (6) și (7) în termenul de două luni, sau la cererea lor comună, agenția adoptă o decizie privind termenii și condițiile sau metodologiile modificate în termen de șase luni, în conformitate cu articolul 8 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 713/2009. În cazul în care OTS-urile sau OPEED-urile relevante nu prezintă o propunere de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor, se aplică procedura prevăzută la alineatul (4) din prezentul articol.

(13)   OTS-urile sau OPEED-urile responsabile cu elaborarea propunerii de termeni și condiții sau metodologii sau autoritățile de reglementare responsabile cu adoptarea lor în conformitate cu alineatele (6), (7) și (8) pot propune modificări ale acestor termeni și condiții sau metodologii.

Propunerile de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor sunt transmise spre consultare în conformitate cu procedura prevăzută la articolul 12 și sunt aprobate în conformitate cu procedura stabilită la prezentul articol.

(14)   OTS-urile și OPEED-urile responsabile pentru stabilirea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor în conformitate cu prezentul regulament le publică pe internet după aprobarea lor de către autoritățile de reglementare competente sau, dacă o astfel de aprobare nu este necesară, după instituirea lor, cu excepția cazului în care aceste informații sunt considerate confidențiale în conformitate cu articolul 13.

Articolul 10

Gestionarea curentă a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

OTS-urile și OPEED-urile organizează în comun gestionarea curentă a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Aceștia se reunesc în mod regulat pentru a discuta și a decide asupra aspectelor operaționale curente. OTS-urile și OPEED-urile invită Agenția și Comisia în calitate de observatori la aceste reuniuni și publică rezumatele proceselor-verbale ale reuniunilor.

Articolul 11

Implicarea părților interesate

Agenția, în strânsă cooperare cu ENTSO pentru energie electrică, organizează implicarea părților interesate în ceea ce privește cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice și alte aspecte ale punerii în aplicare a prezentului regulament. Aceasta include reuniuni periodice cu părțile interesate pentru a identifica probleme și pentru a propune îmbunătățiri în special în ceea ce privește cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Aceasta nu va înlocui consultările părților interesate în conformitate cu articolul 12.

Articolul 12

Consultare

(1)   OTS-urile și OPEED-urile responsabile pentru prezentarea propunerilor de termeni și condiții sau metodologii sau a modificărilor acestora în conformitate cu prezentul regulament consultă părțile interesate, inclusiv autoritățile relevante din fiecare stat membru, cu privire la proiectele de propuneri de termeni și condiții sau metodologii, dacă se prevede în mod explicit în prezentul regulament. Consultarea are loc într-o perioadă de cel puțin o lună.

(2)   Propunerile de termeni și condiții sau metodologii prezentate de OTS-uri și OPEED-uri la nivelul Uniunii sunt publicate și supuse consultării la nivelul Uniunii. Propunerile prezentate de OTS-uri și OPEED-uri la nivel regional sunt supuse consultării cel puțin la nivel regional. Părțile care prezintă propuneri la nivel bilateral sau multilateral consultă cel puțin statele membre în cauză.

(3)   Entitățile responsabile cu propunerile de termeni și condiții sau metodologii țin seama în mod corespunzător de opiniile părților interesate care rezultă în urma consultărilor întreprinse în conformitate cu alineatul (1), înainte de transmiterea acestor propuneri spre aprobarea autorităților de reglementare, dacă este necesar în conformitate cu articolul 9, sau înainte de publicare în toate celelalte cazuri. În toate cazurile, o justificare clară și solidă a includerii sau a neincluderii opiniilor rezultate din consultare este elaborată ca parte a prezentării și este publicată în timp util înainte sau simultan cu publicarea propunerii de termeni și condiții sau metodologii.

Articolul 13

Obligații privind confidențialitatea

(1)   Informațiile confidențiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentului regulament fac obiectul cerințelor privind secretul profesional prevăzute la alineatele (2), (3) și (4).

(2)   Obligația de a păstra secretul profesional se aplică oricărei persoane care face obiectul dispozițiilor din prezentul regulament.

(3)   Informațiile confidențiale primite de persoanele menționate la alineatul (2) în timpul exercitării atribuțiilor lor nu pot fi divulgate niciunei alte persoane sau autorități, fără a aduce atingere cazurilor reglementate de dreptul intern, celorlalte dispoziții ale prezentului regulament sau altor acte legislative relevante ale Uniunii.

(4)   Fără a aduce atingere cazurilor reglementate de dreptul intern, autoritățile de reglementare, organismele sau persoanele care primesc informații confidențiale în temeiul prezentului regulament le pot utiliza numai în scopul exercitării funcțiilor lor în temeiul prezentului regulament.

TITLUL II

CERINȚE PENTRU TERMENII, CONDIȚIILE ȘI METODOLOGIILE REFERITOARE LA ALOCAREA CAPACITĂȚILOR ȘI GESTIONAREA CONGESTIILOR

CAPITOLUL 1

Calculul capacităților

Secțiunea 1

Cerințe generale

Articolul 14

Intervalele de timp al calculului capacităților

(1)   Toate OTS-urile calculează capacitatea interzonală cel puțin pentru următoarele intervale de timp:

(a)	al pieței pentru ziua următoare, pentru piața pentru ziua următoare;

(b)	al pieței intrazilnice, pentru piața intrazilnică.

(2)   Pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare, se calculează valorile individuale ale capacității interzonale pentru fiecare unitate de timp a pieței pentru ziua următoare. Pentru intervalul de timp al pieței intrazilnice, se calculează valorile individuale ale capacității interzonale pentru fiecare unitate de timp a pieței intrazilnice rămasă.

(3)   Pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare, calculul capacităților se bazează pe cele mai recente informații disponibile. Actualizarea informațiilor privind intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare nu începe înainte de ora 15.00, ora pieței, cu două zile înainte de ziua livrării.

(4)   Toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților asigură recalcularea capacității interzonale în intervalul de timp al pieței intrazilnice pe baza celor mai recente informații disponibile. Frecvența acestei recalculări ia în considerare eficiența și siguranța în funcționare.

Articolul 15

Regiunile de calcul al capacităților

(1)   În termen de trei luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile elaborează în comun o propunere comună privind determinarea regiunilor de calcul al capacităților. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Propunerea menționată la alineatul (1) definește granițele zonei de ofertare atribuite OTS-urilor care sunt membre ale fiecărei regiuni de calcul al capacităților. Următoarele cerințe trebuie să fie îndeplinite:

(a)	se iau în considerare regiunile specificate la punctul 3 subpunctul 2 din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009;

(b)	fiecare graniță a unei zone de ofertare, sau două granițe separate dintre zone de ofertare, după caz, prin care există interconexiuni între două zone de ofertare, este alocată unei regiuni de calcul al capacităților;

(c)	la o regiune de calcul al capacităților sunt alocate cel puțin toate OTS-urile ale căror zone de ofertare au granițe cu regiunea în cauză.

(3)   Regiunile de calcul al capacităților care aplică o metodă bazată pe flux sunt fuzionate într-o singură regiune de calcul al capacităților dacă sunt îndeplinite cumulativ următoarele condiții:

(a)	sistemele lor de transport sunt conectate în mod direct;

(b)	participă în aceeași zonă de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice;

(c)	fuzionarea acestora este mai eficientă decât menținerea lor separate. Autoritățile de reglementare competente pot solicita OTS-urilor în cauză o analiză comună costuri-beneficii pentru evaluarea eficienței fuziunii.

Secțiunea 2

Modelul comun de rețea

Articolul 16

Metodologia de furnizare a datelor privind producția și consumul

(1)   În termen de 10 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile elaborează în comun o propunere de metodologie unică pentru furnizarea datelor privind producția și consumul necesare pentru a stabili modelul comun de rețea, care face obiectul consultării în conformitate cu articolul 12. Propunerea include o justificare, bazată pe obiectivele prezentului regulament, a solicitării de informații.

(2)   Propunerea de metodologie pentru furnizarea datelor privind producția și consumul specifică unitățile generatoare și consumatoare care sunt obligate să furnizeze informații către OTS-urile de care aparțin în vederea calculării capacităților.

(3)   Propunerea de metodologie pentru furnizarea datelor privind producția și consumul specifică informațiile care trebuie furnizate de către unitățile generatoare și consumatoare către OTS-uri. Aceste informații includ cel puțin următoarele:

(a)	informații privind caracteristicile lor tehnice;

(b)	informații privind disponibilitatea unităților generatoare și consumatoare;

(c)	informații privind programul unităților generatoare;

(d)	informațiile relevante disponibile privind modul în care unitățile generatoare vor fi dispecerizate.

(4)   Metodologia precizează termenele aplicabile unităților generatoare și consumatoare pentru furnizarea informațiilor prevăzute la alineatul (3).

(5)   Fiecare OTS utilizează și partajează cu alte OTS-uri informațiile menționate la alineatul (3). Informațiile menționate la alineatul (3) litera (d) se utilizează doar pentru calculul capacităților.

(6)   În termen de cel mult două luni de la aprobarea metodologiei de furnizare a datelor privind producția și consumul de către toate autoritățile de reglementare, ENTSO pentru energie electrică publică:

(a)	o listă a entităților obligate să furnizeze informații către OTS-uri;

(b)	o listă cu informațiile menționate la alineatul (3) care trebuie furnizate;

(c)	termenele de furnizare a informațiilor.

Articolul 17

Metodologia privind modelul comun de rețea

(1)   În termen de 10 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile elaborează în comun o propunere de metodologie privind modelul comun de rețea. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Metodologia privind modelul comun de rețea permite stabilirea unui model comun de rețea. Aceasta conține cel puțin următoarele elemente:

(a)	o definiție a scenariilor, în conformitate cu articolul 18;

(b)	o definiție a modelelor individuale de rețea, în conformitate cu articolul 19;

(c)	o descriere a procedurii de fuzionare a modelelor individuale de rețea pentru a forma modelul comun de rețea.

Articolul 18

Scenarii

(1)   Toate OTS-urile colaborează pentru elaborarea unor scenarii comune pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților menționat la articolul 14 alineatul (1) literele (a) și (b). Scenariile comune se utilizează pentru a descrie o situație specifică prognozată privind producția, consumul și topologia rețelei pentru sistemul de transport din modelul comun de rețea.

(2)   Se elaborează un scenariu pentru fiecare unitate de timp a pieței, atât pentru intervalul de timp al calculului capacităților pentru ziua următoare, cât și pentru intervalul de timp al calculului capacităților intrazilnice.

(3)   Pentru fiecare scenariu, toate OTS-urile colaborează în vederea elaborării de norme comune pentru determinarea poziției nete în fiecare zonă de ofertare și a fluxului pentru fiecare linie electrică directă. Aceste norme comune trebuie să se bazeze pe cele mai bune prognoze ale poziției nete pentru fiecare zonă de ofertare și pe cea mai bună prognoză a fluxurilor pe fiecare linie electrică directă pentru fiecare scenariu și includ echilibrul global între consum și producție pentru sistemul de transport din Uniune. La definirea scenariilor nu trebuie să existe nicio discriminare nejustificată între schimburile interne și interzonale, în conformitate cu punctul 1.7 din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

Articolul 19

Modelul individual de rețea

(1)   Pentru fiecare zonă de ofertare și pentru fiecare scenariu:

(a)	toate OTS-urile din zona de ofertare prezintă împreună un singur model individual de rețea care este în conformitate cu articolul 18 alineatul (3); sau

(b)	fiecare OTS din zona de ofertare prezintă un model individual de rețea pentru aria sa de control, inclusiv interconexiunile, cu condiția ca suma pozițiilor nete din ariile de control, inclusiv interconexiunile, care acoperă zona de ofertare să fie în conformitate cu articolul 18 alineatul (3).

(2)   Fiecare model individual de rețea reprezintă cele mai bune prognoze posibile ale condițiilor sistemului de transport pentru fiecare scenariu specificat de operatorul (operatorii) de transport și de sistem în momentul în care este creat modelul individual de rețea.

(3)   Modelele individuale de rețea acoperă toate elementele de rețea ale sistemului de transport care sunt utilizate în analizele regionale privind siguranța în funcționare pentru fiecare interval de timp în cauză.

(4)   Toate OTS-urile își armonizează, în cea mai mare măsură posibilă, modul în care sunt construite modelele individuale de rețea.

(5)   Fiecare OTS furnizează toate datele necesare în modelul individual de rețea pentru a permite analiza fluxurilor de putere activă și reactivă și analiza tensiunii în regim staționar.

(6)   Atunci când este cazul și de comun acord între toate OTS-urile dintr-o regiune de calcul al capacităților, fiecare OTS din regiunea de calcul al capacităților în cauză face schimb de date cu celelalte OTS-uri pentru a permite analiza tensiunii și a stabilității dinamice.

Secțiunea 3

Metodologiile de calcul al capacităților

Articolul 20

Introducerea metodologiei de calcul al capacităților bazate pe flux

(1)   Pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare și intervalul de timp al pieței intrazilnice, metoda utilizată de metodologiile comune de calcul al capacităților este metoda bazată pe flux, cu excepția cazului în care cerința de la alineatul (7) este îndeplinită.

(2)   Nu mai târziu de 10 luni după aprobarea propunerii pentru o regiune de calcul al capacităților în conformitate cu articolul 15 alineatul (1), toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților transmit o propunere pentru o metodologie comună de calcul coordonat al capacităților pentru regiunea în cauză. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12. Propunerea de metodologie de calcul al capacităților pentru regiuni în conformitate cu prezentul alineat în regiunile de calcul al capacităților bazate pe regiunile „Europa de Nord-Vest” (denumită în continuare „NWE”) și „Europa Centrală și de Est” (denumită în continuare „CEE”) definite la punctul 3.2 literele (b) și (d) din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009, precum și în regiunile menționate la alineatele (3) și (4), se completează cu un cadru comun de coordonare și compatibilitate a metodologiilor bazate pe flux între regiuni, care urmează să fie elaborat în conformitate cu alineatul (5).

(3)   OTS-urile din regiunea de calcul al capacităților în care este inclusă Italia, astfel cum este definită la punctul 3.2 litera (c) din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009, fără a aduce atingere obligației de la alineatul (1), pot prelungi termenul de depunere a propunerii pentru o metodologie comună de calcul coordonat al capacităților utilizând metoda bazată pe flux pentru regiunea în cauză în conformitate cu alineatul (2), până la șase luni după ce Elveția aderă la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare. Propunerea nu trebuie să includă neapărat granițele zonelor de ofertare din interiorul Italiei și dintre Italia și Grecia.

(4)   În termen de șase luni după ce toate părțile contractante la Comunitatea Energiei din Europa de Sud-Est, cel puțin, participă la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare, cel puțin OTS-urile din Croația, România, Bulgaria și Grecia prezintă în comun o propunere de introducere a unei metodologii comune de calcul al capacităților care utilizează metoda bazată pe flux pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare și al pieței intrazilnice. Propunerea prevede o dată de punere în aplicare a metodologiei comune de calcul al capacităților care utilizează metoda bazată pe flux cel târziu la doi ani de la participarea la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare a tuturor părților contractante la Comunitatea Energiei din SEE. OTS-urile din statele membre care au granițe cu alte regiuni sunt încurajate să adere la inițiativele de punere în aplicare a unei metodologii comune de calcul al capacităților care utilizează metoda bazată pe flux din aceste regiuni.

(5)   În momentul în care două sau mai multe regiuni adiacente de calcul al capacităților din aceeași zonă sincronă pun în aplicare o metodologie de calcul al capacităților care utilizează metoda bazată pe flux pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare sau al pieței intrazilnice, acestea se consideră ca fiind o singură regiune în acest scop și OTS-urile din această regiune trebuie să prezinte în termen de șase luni o propunere de aplicare a unei metodologii comune de calcul al capacităților care utilizează metoda bazată pe flux pentru intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare sau al pieței intrazilnice. Propunerea prevede o dată de punere în aplicare a metodologiei comune interregionale de calcul al capacităților la cel mult 12 luni după punerea în aplicare a metodei bazate pe flux în aceste regiuni pentru metodologia privind intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare, și cel mult 18 luni pentru metodologia privind intervalul de timp al pieței intrazilnice. Termenele prevăzute în prezentul alineat pot fi adaptate în conformitate cu alineatul (6).

Metodologia din cele două regiuni de calcul al capacităților care au inițiat elaborarea unei metodologii comune de calcul al capacităților poate fi pusă în aplicare înainte de elaborarea unei metodologii comune de calcul al capacităților cu alte regiuni de calcul al capacităților.

(6)   În cazul în care OTS-urile în cauză sunt în măsură să demonstreze că deocamdată aplicarea metodologiilor comune bazate pe flux în conformitate cu alineatele (4) și (5) nu este mai eficientă, presupunând același nivel de siguranță în funcționare, acestea pot solicita împreună autorităților de reglementare competente să amâne termenul.

(7)   OTS-urile pot solicita în comun autorităților de reglementare competente să aplice metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată în regiuni și granițe ale zonelor de ofertare, altele decât cele menționate la alineatele (2)-(4), în cazul în care OTS-urile în cauză sunt în măsură să demonstreze că aplicarea metodologiei de calcul al capacităților care utilizează metoda bazată pe flux nu va fi deocamdată mai eficientă în comparație cu metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată și presupunând același nivel de siguranță în funcționare în regiunea în cauză.

(8)   Pentru a permite participanților la piață să se adapteze la orice schimbare a metodei de calcul al capacităților, OTS-urile în cauză testează noua metodă în paralel cu metoda existentă și implică participanții la piață timp de cel puțin șase luni înainte de a pune în aplicare o propunere pentru modificarea metodei lor de calcul al capacităților.

(9)   OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților care aplică metoda bazată pe flux stabilesc și pun la dispoziție un instrument care să permită participanților la piață să evalueze interacțiunea dintre capacitățile interzonale și schimburile interzonale între zonele de ofertare.

Articolul 21

Metodologia de calcul al capacităților

(1)   Propunerea pentru o metodologie comună de calcul al capacităților pentru o regiune de calcul al capacităților determinată în conformitate cu articolul 20 alineatul (2) cuprinde cel puțin următoarele elemente pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților:

(a)

metodologiile de calcul al datelor de intrare utilizate în calculul capacităților, care includ următorii parametri: (i) o metodologie de determinare a marjei de fiabilitate, în conformitate cu articolul 22; (ii) metodologii pentru determinarea limitelor de siguranță în funcționare, a contingențelor relevante pentru calculul capacităților și a restricțiilor de alocare care ar putea fi aplicate, în conformitate cu articolul 23; (iii) metodologia de determinare a mecanismelor de modificare a generării, în conformitate cu articolul 24; (iv) metodologia de determinare a acțiunilor de remediere care trebuie luate în considerare în calculul capacităților, în conformitate cu articolul 25;

(b)

o descriere detaliată a metodei de calcul al capacităților, care include următoarele: (i) o descriere matematică a metodei de calcul al capacităților aplicate, utilizând diferite date de intrare pentru calculul capacităților; (ii) norme pentru prevenirea discriminărilor nejustificate între schimburile interne și interzonale pentru a asigura conformitatea cu punctul 1.7 din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009; (iii) norme pentru luarea în considerare, după caz, a capacității interzonale alocate anterior; (iv) norme privind ajustarea fluxurilor de energie prin elementele critice de rețea sau a capacității interzonale ca urmare a acțiunilor de remediere, în conformitate cu articolul 25; (v) pentru metoda bazată pe flux, o descriere matematică a calculului factorilor de distribuție pentru transferul de energie și a calculului marjelor disponibile privind elementele critice de rețea; (vi) pentru metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, norme pentru calculul capacității interzonale, inclusiv norme privind repartizarea eficientă a capacităților de flux de energie ale elementelor critice de rețea între diferite granițe ale zonelor de ofertare; (vii) în cazul în care fluxurile de energie prin elementele critice de rețea sunt influențate de schimburile interzonale de energie din diferite regiuni de calcul al capacităților, normele de repartizare a capacităților de flux de energie ale elementelor critice de rețea între diferite regiuni de calcul al capacităților pentru a permite aceste fluxuri;

(c)	o metodologie de validare a capacității interzonale, în conformitate cu articolul 26.

(2)   Pentru intervalul de timp al calculului capacităților intrazilnice, metodologia de calcul al capacităților precizează, de asemenea, frecvența reevaluării capacității, în conformitate cu articolul 14 alineatul (4), precizând motivele care stau la baza frecvenței alese.

(3)   Metodologia de calcul al capacităților include o procedură de ultimă instanță pentru cazul în care calculul inițial al capacităților nu a condus la niciun rezultat.

(4)   Toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților utilizează, pe cât posibil, date de intrare armonizate pentru calculul capacităților. Până la 31 decembrie 2020, toate regiunile trebuie să utilizeze o metodologie armonizată de calcul al capacităților care prevede în special o metodologie armonizată de calcul al capacităților pentru metoda bazată pe flux și metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată. Armonizarea metodologiei de calcul al capacităților face obiectul unei evaluări a eficienței în ceea ce privește armonizarea metodologiilor bazate pe flux și a metodologiilor bazate pe capacitatea netă de transport coordonată care asigură același nivel de siguranță în funcționare. Toate OTS-urile prezintă evaluarea cu o propunere de tranziție către o metodologie armonizată de calcul al capacităților tuturor autorităților de reglementare în termen de 12 luni de la data la care cel puțin două regiuni de calcul al capacităților au pus în aplicare o metodologie comună de calcul al capacităților în conformitate cu articolul 20 alineatul (5).

Articolul 22

Metodologia de calcul al marjei de fiabilitate

(1)   Propunerea pentru o metodologie comună de calcul al capacităților trebuie să includă o metodologie de determinare a marjei de fiabilitate. Metodologia de determinare a marjei de fiabilitate cuprinde două etape. În prima etapă, OTS-urile relevante estimează distribuția de probabilitate a deviațiilor dintre fluxurile de energie preconizate în momentul calculului capacităților și fluxurile de energie realizate în timp real. În a doua etapă, marja de fiabilitate se calculează prin derivarea unei valori din distribuția de probabilitate.

(2)   Metodologia de determinare a marjei de fiabilitate stabilește principiile de calculare a distribuției de probabilitate a deviațiilor dintre fluxurile de energie preconizate în momentul calculului capacităților și fluxurile de energie realizate în timp real și precizează incertitudinile care trebuie luate în calcul. Pentru a determina aceste incertitudini, metodologia ține cont în special de:

(a)	deviațiile neintenționate ale fluxurilor fizice de energie în cursul unei unități de timp a pieței cauzate de ajustarea fluxurilor de energie în cadrul și între ariile de control pentru a menține o frecvență constantă;

(b)	incertitudinile care ar putea afecta calculul capacităților și care ar putea apărea între intervalul de timp al calculului capacităților și timpul real, pentru unitatea de timp a pieței luată în considerare.

(3)   În cadrul metodologiei de determinare a marjei de fiabilitate, OTS-urile stabilesc, de asemenea, principii comune armonizate pentru derivarea marjei de fiabilitate din distribuția de probabilitate.

(4)   Pe baza metodologiei adoptate în conformitate cu alineatul (1), OTS-urile determină marja de fiabilitate respectând limitele de siguranță în funcționare și ținând seama de incertitudinile dintre intervalul de timp al calculului capacităților și timpul real, precum și de acțiunile de remediere disponibile după calculul capacităților.

(5)   Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților, OTS-urile în cauză stabilesc marja de fiabilitate pentru elementele critice de rețea, dacă se aplică metoda bazată pe flux, și pentru capacitatea interzonală, dacă se aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată.

Articolul 23

Metodologii pentru limitele de siguranță în funcționare, contingențe și restricții de alocare

(1)   Fiecare OTS respectă limitele de siguranță în funcționare și contingențele utilizate în analizele privind siguranța în funcționare.

(2)   În cazul în care limitele de siguranță în funcționare și contingențele utilizate în calculul capacităților nu sunt aceleași cu cele utilizate în analiza privind siguranța în funcționare, OTS-urile descriu în propunerea de metodologie comună de calcul al capacităților metoda și criteriile specifice pe care le-au utilizat pentru a determina limitele de siguranță în funcționare și contingențele utilizate pentru calculul capacităților.

(3)   În cazul în care OTS-urile aplică restricții de alocare, acestea pot fi determinate doar utilizând:

(a)	restricțiile necesare pentru menținerea sistemului de transport în limitele de siguranță în funcționare și care nu pot fi transformate în mod eficient în fluxuri maxime pe elementele critice de rețea; sau

(b)	restricții care au scopul de a crește surplusul economic pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice.

Articolul 24

Metodologia pentru mecanismele de modificare a generării

(1)   Propunerea de metodologie comună de calcul al capacităților include o propunere de metodologie pentru determinarea unui mecanism comun de modificare a generării pentru fiecare zonă de ofertare și scenariu elaborat în conformitate cu articolul 18.

(2)   Mecanismele de modificare a generării reprezintă cea mai bună prognoză a relației dintre o modificare a poziției nete a unei zone de ofertare și o modificare specifică a producției sau a consumului în modelul comun de rețea. Această prognoză ține cont în special de informațiile metodologiei de furnizare a datelor privind producția și consumul.

Articolul 25

Metodologia pentru acțiunile de remediere în calculul capacităților

(1)   Fiecare OTS din fiecare regiune de calcul al capacităților definește în mod individual acțiunile de remediere disponibile care trebuie luate în considerare la calculul capacităților pentru îndeplinirea obiectivelor prezentului regulament.

(2)   Fiecare OTS din fiecare regiune de calcul al capacităților se coordonează cu alte OTS-uri din regiunea respectivă cu privire la utilizarea acțiunilor de remediere care trebuie luate în considerare la calculul capacităților și la aplicarea lor efectivă în condiții de operare în timp real.

(3)   Pentru ca măsurile de remediere să poată fi luate în considerare la calculul capacităților, toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților convin asupra utilizării măsurilor de remediere care necesită acțiunea mai multor OTS-uri.

(4)   Fiecare OTS se asigură că măsurile de remediere sunt luate în considerare la calculul capacităților, cu condiția ca măsurile de remediere disponibile rămase după calcul, luate împreună cu marja de fiabilitate menționată la articolul 22, să fie suficiente pentru a asigura siguranța în funcționare.

(5)   În calculul capacităților, fiecare OTS ia în considerare acțiuni de remediere care nu implică costuri.

(6)   Fiecare OTS se asigură că măsurile de remediere care urmează să fie luate în considerare la calculul capacităților sunt aceleași pentru toate intervalele de timp ale calculului capacităților, ținând cont de disponibilitățile lor tehnice pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților.

Articolul 26

Metodologia de validare a capacității interzonale

(1)   Fiecare OTS validează și are dreptul să corecteze capacitatea interzonală relevantă pentru granițele zonei de ofertare a OTS-ului respectiv sau elementele critice de rețea furnizate de calculatorii capacității coordonate, în conformitate cu articolele 27-31.

(2)   În cazul în care se aplică o metodă bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, toate OTS-urile dintr-o regiune de calcul al capacităților includ în metodologia de calcul al capacităților menționată la articolul 21 o regulă pentru repartizarea corecției capacității interzonale între diferite granițe ale zonelor de ofertare.

(3)   Fiecare OTS poate reduce capacitatea interzonală în cursul validării capacității interzonale menționate la alineatul (1) din motive de siguranță în funcționare.

(4)   Fiecare calculator al capacității coordonate se coordonează cu calculatorii capacității coordonate din vecinătate în cursul procesului de calcul și de validare a capacităților.

(5)   Fiecare calculator al capacității coordonate raportează, o dată la trei luni, toate reducerile efectuate în cursul validării capacității interzonale în conformitate cu alineatul (3) către toate autoritățile de reglementare din regiunea de calcul al capacităților. Raportul respectiv include localizarea și valoarea oricărei reduceri a capacității interzonale și precizează motivele reducerilor.

(6)   Toate autoritățile de reglementare din regiunea de calcul al capacităților decid dacă publică integral sau parțial raportul menționat la alineatul (5).

Secțiunea 4

Procesul de calcul al capacităților

Articolul 27

Dispoziții generale

(1)   În termen de șase luni de la adoptarea deciziilor referitoare la metodologia de furnizare a datelor privind producția și consumul menționată la articolul 16 și la metodologia privind modelul comun de rețea menționată la articolul 17, toate OTS-urile organizează procesul de fuzionare a modelelor individuale de rețea.

(2)   În termen de patru luni de la adoptarea deciziilor privind metodologiile de calcul al capacității prevăzute la articolele 20 și 21, toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților desemnează în comun calculatorii capacității coordonate și stabilesc norme privind operațiunile acestora.

(3)   Toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților examinează calitatea datelor transmise în cadrul calculului capacităților o dată la doi ani, ca parte a raportului bienal privind calculul și alocarea capacităților elaborat în conformitate cu articolul 31.

(4)   Pe baza celor mai recente informații disponibile, toate OTS-urile examinează și actualizează în mod regulat și cel puțin o dată pe an:

(a)	limitele de siguranță în funcționare, contingențele și restricțiile de alocare utilizate pentru calculul capacităților;

(b)	distribuția de probabilitate a deviațiilor dintre fluxurile de energie preconizate în momentul calculului capacităților și fluxurile de energie realizate în timp real utilizată pentru calculul marjelor de fiabilitate;

(c)	acțiunile de remediere luate în considerare în calculul capacităților;

(d)	aplicarea metodologiilor pentru determinarea mecanismelor de modificare a generării, a elementelor critice de rețea și a contingențelor menționate la articolele 22-24.

Articolul 28

Crearea unui model comun de rețea

(1)   Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților menționat la articolul 14 alineatul (1), fiecare unitate generatoare sau consumatoare care face obiectul articolului 16 transmite datele specificate în metodologia de furnizare a datelor privind producția și consumul către OTS responsabil pentru aria de control în cauză, în termenele specificate.

(2)   Fiecare unitate generatoare sau consumatoare care furnizează informații în conformitate cu articolul 16 alineatul (3) transmite setul de estimări cel mai fiabil cu putință.

(3)   Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților, fiecare OTS stabilește modelul individual de rețea pentru fiecare scenariu în conformitate cu articolul 19, în vederea fuzionării modelelor individuale de rețea într-un model comun de rețea.

(4)   Fiecare OTS furnizează OTS-urilor responsabile cu fuzionarea modelelor individuale de rețea într-un model comun de rețea cel mai fiabil set de estimări posibil pentru fiecare model individual de rețea.

(5)   Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților se creează un singur model comun de rețea, la nivelul întregii Uniuni, pentru fiecare scenariu, astfel cum este prevăzut la articolul 18, prin fuzionarea datelor de intrare ale tuturor OTS-urilor care aplică procesul de calcul al capacităților prevăzut la alineatul (3) din prezentul articol.

Articolul 29

Calculul regional al capacității interzonale

(1)   Pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților, fiecare OTS furnizează calculatorilor capacității coordonate și celorlalte OTS-uri din regiunea de calcul al capacităților următoarele: limitele de funcționare în siguranță, mecanismele de modificare a generării, acțiunile de remediere, marjele de fiabilitate, restricțiile de alocare și capacitatea interzonală alocată anterior.

(2)   Fiecare calculator al capacității coordonate efectuează o analiză a funcționării în siguranță prin aplicarea limitelor de funcționare în siguranță și prin utilizarea modelului comun de rețea creat pentru fiecare scenariu în conformitate cu articolul 28 alineatul (5).

(3)   La calculul capacității interzonale, fiecare calculator al capacității coordonate:

(a)	utilizează mecanisme de modificare a generării pentru a calcula impactul modificărilor pozițiilor nete din zona de ofertare și al fluxurilor pe liniile electrice directe;

(b)	ignoră elementele critice de rețea care nu sunt influențate în mod semnificativ de modificările pozițiilor nete din zona de ofertare în conformitate cu metodologia prevăzută la articolul 21; și

(c)

se asigură că toate seturile de poziții nete și de fluxuri pe liniile electrice directe din zona de ofertare care nu depășesc capacitatea interzonală respectă marjele de fiabilitate și limitele de siguranță în funcționare în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (a) punctele (i) și (ii) și iau în considerare capacitatea interzonală alocată anterior în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (b) punctul (iii).

(4)   Fiecare calculator al capacității coordonate optimizează capacitatea interzonală prin utilizarea acțiunilor de remediere disponibile care au fost luate în considerare în calculul capacităților în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (a) punctul (iv).

(5)   Fiecare calculator al capacității coordonate aplică normele de repartizare stabilite în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (b) punctul (vi).

(6)   Fiecare calculator al capacității coordonate respectă descrierea matematică a metodei aplicate pentru calculul capacităților stabilite în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (b) punctul (i).

(7)   Fiecare calculator al capacității coordonate care aplică metoda bazată pe flux:

(a)	utilizează datele privind limitele de siguranță în funcționare pentru calculul fluxurilor maxime prin elementele critice de rețea;

(b)	utilizează modelul comun de rețea, mecanismele de modificare a generării și contingențele pentru calculul factorilor de distribuție pentru transferul de energie;

(c)	utilizează factorii de distribuție pentru transferul de energie pentru a calcula fluxurile care rezultă din capacitatea interzonală alocată anterior în zona de calcul al capacităților;

(d)

calculează fluxurile prin elementele critice de rețea pentru fiecare scenariu (ținând seama de contingențe) și le ajustează presupunând că nu există schimburi de energie interzonale în interiorul regiunii de calcul al capacităților, aplicând normele pentru prevenirea discriminărilor nejustificate între schimburile de energie interne și interzonale stabilite în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (b) punctul (ii);

(e)	calculează marjele disponibile pe elementele critice de rețea, ținând seama de contingențe, care sunt egale cu fluxurile maxime din care se scad fluxurile ajustate menționate la litera (d), marjele de fiabilitate și fluxurile care rezultă din capacitatea interzonală alocată anterior;

(f)	ajustează marjele disponibile pe elementele critice de rețea sau factorii de distribuție pentru transferul de energie utilizând acțiunile de remediere disponibile care trebuie luate în considerare în calculul capacităților, în conformitate cu articolul 25.

(8)   Fiecare calculator al capacității coordonate care aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată:

(a)

utilizează modelul comun de rețea, mecanismele de modificare a generării și contingențele pentru calculul schimbului maxim de energie la granițele zonelor de ofertare, care este egal cu schimbul maxim calculat dintre două zone de ofertare de fiecare parte a graniței zonei de ofertare, respectând limitele de siguranță în funcționare;

(b)	ajustează schimbul maxim de energie utilizând acțiunile de remediere luate în considerare în calculul capacităților, în conformitate cu articolul 25;

(c)	ajustează schimbul maxim de energie aplicând normele pentru prevenirea discriminărilor nejustificate între schimburile de energie interne și interzonale în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (b) punctul (ii);

(d)	aplică normele stabilite în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (b) punctul (vi) privind repartizarea eficientă a capacităților de flux de energie ale elementelor critice de rețea între diferite granițe ale zonelor de ofertare;

(e)	calculează capacitatea interzonală, care este egală cu schimbul maxim de energie ajustat pentru marja de fiabilitate și capacitatea interzonală alocată anterior.

(9)   Fiecare calculator al capacității coordonate cooperează cu calculatorii capacității coordonate din vecinătate. OTS-urile învecinate asigură o astfel de cooperare prin schimbul și confirmarea informațiilor privind interdependența cu calculatorii capacității coordonate regionali relevanți, în scopul calculului și validării capacităților. OTS-urile învecinate furnizează informațiile privind interdependența către calculatorii capacității coordonate înainte de calculul capacităților. O evaluare a acurateței informațiilor respective și măsurile corective se includ în raportul bienal întocmit în conformitate cu articolul 31, după caz.

(10)   Fiecare calculator al capacității coordonate stabilește:

(a)	parametrii bazați pe flux pentru fiecare zonă de ofertare din cadrul regiunii de calcul al capacităților, în cazul în care se aplică metoda bazată pe flux; sau

(b)	valorile capacității interzonale pentru fiecare zonă de ofertare din cadrul regiunii de calcul al capacităților, în cazul în care se aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată.

(11)   Fiecare calculator al capacității coordonate transmite capacitatea interzonală către fiecare OTS din regiunea sa de calcul al capacităților în vederea validării în conformitate cu articolul 21 alineatul (1) litera (c).

Articolul 30

Validarea și livrarea capacității interzonale

(1)   Fiecare OTS validează rezultatele calculului capacităților regionale pentru granițele zonei de ofertare sau elementele critice de rețea aferente, în conformitate cu articolul 26.

(2)   Fiecare OTS transmite validările sale ale capacităților și restricțiile sale de alocare către calculatorii capacității coordonate relevanți și către celelalte OTS-uri din regiunile de calcul al capacităților relevante.

(3)   Fiecare calculator al capacității coordonate furnizează capacitățile interzonale validate și restricțiile de alocare în scopul alocării capacităților în conformitate cu articolele 46 și 58.

Secțiunea 5

Raportul bienal privind calculul și alocarea capacităților

Articolul 31

Raportul bienal privind calculul și alocarea capacităților

(1)   În termen de doi ani de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, ENTSO pentru energie electrică întocmește un raport privind calculul și alocarea capacităților și îl transmite agenției.

(2)   La cererea agenției, la fiecare al doilea an următor, ENTSO pentru energie electrică întocmește un raport privind calculul și alocarea capacităților și îl transmite agenției.

(3)   Pentru fiecare zonă de ofertare, graniță a unei zone de ofertare sau regiune de calcul al capacităților, raportul privind calculul și alocarea capacităților conține cel puțin:

(a)	metoda de calcul al capacităților utilizată;

(b)	indicatori statistici privind marjele de fiabilitate;

(c)	indicatori statistici privind capacitatea interzonală, inclusiv restricțiile de alocare, după caz, pentru fiecare interval de timp al calculului capacităților;

(d)	indicatori de calitate pentru informațiile utilizate pentru calculul capacităților;

(e)	după caz, măsurile propuse pentru a îmbunătăți calculul capacităților;

(f)	pentru regiunile în care se aplică metoda bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, o analiză privind respectarea în continuare a condițiilor prevăzute la articolul 20 alineatul (7);

(g)	indicatori de evaluare și de urmărire pe termen lung a eficienței cuplării unice a pieței pentru ziua următoare și a pieței intrazilnice, inclusiv fuziunea regiunilor de calcul al capacităților în conformitate cu articolul 15 alineatul (3), după caz;

(h)	recomandări pentru dezvoltarea în continuare a cuplării unice a pieței pentru ziua următoare și a pieței intrazilnice, inclusiv armonizarea în continuare a metodologiilor, proceselor și a principiilor de guvernanță.

(4)   După consultarea agenției, toate OTS-urile convin împreună cu privire la indicatorii statistici și de calitate pentru raport. Agenția poate solicita modificarea acestor indicatori, înainte ca OTS-urile să convină asupra acestora sau în timpul aplicării acestora.

(5)   Agenția decide cu privire la publicarea parțială sau integrală a raportului bienal.

CAPITOLUL 2

Configurația zonelor de ofertare

Articolul 32

Revizuirea configurațiilor existente ale zonelor de ofertare

(1)   O revizuire a configurației existente a unei zone de ofertare poate fi lansată de către:

(a)	agenție, în conformitate cu articolul 34 alineatul (7);

(b)	mai multe autorități de reglementare, în baza unei recomandări din partea agenției în conformitate cu articolul 34;

(c)	OTS-urile dintr-o regiune de calcul al capacităților, împreună cu toate OTS-urile în cauză ale căror arii de control, inclusiv interconexiunile, se află în aria geografică în care configurația zonei de ofertare trebuie evaluată în conformitate cu alineatul (2) litera (a);

(d)

o singură autoritate de reglementare sau un OTS cu aprobarea autorității sale de reglementare competente, pentru zonele de ofertare din interiorul ariei de control a OTS-ului, dacă configurația zonelor de ofertare are un impact neglijabil asupra ariilor de control ale OTS-urilor învecinate, inclusiv interconexiunile, și revizuirea configurației zonelor de ofertare este necesară pentru a îmbunătăți eficiența sau pentru a menține siguranța în funcționare;

(e)	statele membre dintr-o regiune de calcul al capacităților.

(2)   În cazul în care revizuirea este lansată în conformitate cu alineatul (1) literele (a), (b), (c) sau (e), entitatea care deschide revizuirea precizează:

(a)	zona geografică în care configurația zonelor de ofertare trebuie evaluată și zonele geografice învecinate pentru care trebuie să fie luate în considerare impacturile;

(b)	OTS-urile participante;

(c)	autoritățile de reglementare participante.

(3)   În cazul în care revizuirea este deschisă în conformitate cu alineatul (1) litera (d), se aplică următoarele condiții:

(a)	zona geografică în care este evaluată configurația zonelor de ofertare se limitează la aria de control a OTS-ului relevant, inclusiv interconexiunile;

(b)	OTS din aria de control relevantă este singurul OTS care participă la revizuire;

(c)	autoritatea de reglementare competentă este singura autoritate de reglementare care participă la revizuire;

(d)	OTS relevant și, respectiv, autoritatea de reglementare relevantă, transmit OTS-urilor și autorităților de reglementare învecinate o notificare în prealabil convenită de comun acord cu privire la deschiderea revizuirii, cu prezentarea motivelor; și

(e)	se specifică condițiile de revizuire și se publică rezultatele revizuirii și propunerea pentru autoritățile de reglementare relevante.

(4)   Procesul de revizuire este alcătuit din două etape.

(a)

Într-o primă etapă, OTS-urile care participă la o revizuire a configurației zonelor de ofertare elaborează metodologia și ipotezele care vor fi utilizate în procesul de revizuire și propun configurații alternative ale zonelor de ofertare în vederea evaluării. Propunerea privind metodologia și ipotezele, precum și configurațiile alternative ale zonelor de ofertare, se transmit autorităților de reglementare participante, care pot solicita modificări coordonate în termen de trei luni.

(b)

Într-o a doua etapă, OTS-urile care participă la o revizuire a configurației zonelor de ofertare: (i) evaluează și compară configurațiile actuale ale zonelor de ofertare și fiecare configurație alternativă a zonelor de ofertare utilizând criteriile specificate la articolul 33; (ii) organizează o consultare în conformitate cu articolul 12 și un atelier privind propunerile de configurații alternative ale zonelor de ofertare în comparație cu configurația actuală a zonelor de ofertare, inclusiv termenele de punere în aplicare, cu excepția cazului în care configurația zonelor de ofertare are un impact neglijabil asupra ariilor de control ale OTS-urilor învecinate; (iii) prezintă o propunere comună de menținere sau de modificare a configurației zonelor de ofertare către statele membre și autoritățile de reglementare participante în termen de 15 luni de la decizia de deschidere a revizuirii.

(c)

La primirea propunerii comune de menținere sau de modificare a configurației zonei de ofertare în conformitate cu punctul (iii) de mai sus, statele membre participante sau, în cazul în care este prevăzut de statele membre, autoritățile de reglementare, ajung la un acord în termen de șase luni cu privire la propunerea de menținere sau de modificare a configurației zonei de ofertare.

(5)   La cererea OTS-urilor, OPEED-urile sau participanții la piață furnizează OTS-urilor care participă la revizuirea unei zone de ofertare informații care să permită evaluarea configurațiilor zonelor de ofertare. Aceste informații sunt comunicate numai între OTS-urile participante în scopul unic de a evalua configurațiile zonelor de ofertare.

(6)   Inițiativa de revizuire a configurației zonelor de ofertare și rezultatele acesteia se publică de ENTSO pentru energie electrică sau, în cazul în care revizuirea a fost deschisă în conformitate cu alineatul (1) litera (d), de către OTS participant.

Articolul 33

Criteriile de revizuire a configurațiilor zonelor de ofertare

(1)   În cazul în care o revizuire a configurației zonelor de ofertare este efectuată în conformitate cu articolul 32, se iau în considerare cel puțin următoarele criterii:

(a)	în ceea ce privește siguranța rețelelor: (i) capacitatea configurațiilor zonelor de ofertare de a asigura siguranța în funcționare și securitatea aprovizionării; (ii) gradul de incertitudine în calculul capacității interzonale.

(b)

în ceea ce privește eficiența generală a pieței: (i) orice creștere sau scădere a eficienței economice care decurge din modificare; (ii) eficiența pieței, incluzând cel puțin costurile de garantare a fermității capacităților, a lichidității pieței, a concentrării pieței și a puterii de piață, facilitarea unei concurențe efective, semnalele referitoare la preț pentru construirea infrastructurii, acuratețea și soliditatea semnalelor referitoare la preț; (iii) costurile de tranzacție și de tranziție, inclusiv costurile de modificare a obligațiilor contractuale existente suportate de participanții la piață, OPEED-uri și OTS-uri; (iv) costurile de construire a unor infrastructuri noi care pot reduce congestiile existente; (v) necesitatea de a garanta că rezultatul pieței este fezabil fără necesitatea aplicării extensive a unor acțiuni de remediere ineficiente din punct de vedere economic; (vi) orice efecte adverse ale tranzacțiilor interne asupra altor zone de ofertare pentru a asigura conformitatea cu punctul 1.7 din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009; (vii) impactul asupra funcționării și eficienței mecanismelor de echilibrare și a proceselor de remediere a dezechilibrelor.

(c)

în ceea ce privește stabilitatea și soliditatea zonelor de ofertare: (i) necesitatea stabilității și solidității zonelor de ofertare de-a lungul timpului; (ii) necesitatea ca zonele de ofertare să fie coerente pentru toate intervalele de timp ale calculului capacităților; (iii) necesitatea ca fiecare unitate generatoare și consumatoare să aparțină unei singure zone de ofertare pentru fiecare unitate de timp a pieței; (iv) localizarea și frecvența congestiilor, dacă congestiile structurale influențează delimitarea zonelor de ofertare, luând în considerare orice investiții viitoare care ar putea reduce congestiile existente.

(2)   O revizuire a zonelor de ofertare în conformitate cu articolul 32 include scenarii care iau în considerare o serie de evoluții probabile ale infrastructurii pe o perioadă de 10 ani începând cu anul următor anului în care a fost luată decizia de deschidere a revizuirii.

Articolul 34

Raportarea periodică cu privire la configurațiile zonelor de ofertare de către ENTSO pentru energie electrică și agenție

(1)   Agenția evaluează eficiența configurației actuale a zonelor de ofertare o dată la trei ani.

Agenția:

(a)	solicită ENTSO pentru energie electrică să întocmească un raport tehnic privind configurația actuală a zonelor de ofertare; și

(b)	întocmește un raport de piață care evaluează impactul configurației actuale a zonelor de ofertare asupra eficienței pieței.

(2)   Raportul tehnic prevăzut la alineatul (1) al doilea paragraf litera (a) include cel puțin:

(a)	o listă de congestii structurale și alte congestii fizice majore, inclusiv locurile și frecvența;

(b)	o analiză a evoluției preconizate sau a eliminării congestiilor fizice în urma investițiilor în rețele sau a modificărilor semnificative ale modelelor de generare sau de consum;

(c)	o analiză a proporției fluxurilor de energie care nu rezultă din mecanismul de alocare a capacităților, pentru fiecare regiune de calcul al capacităților, după caz;

(d)	veniturile din congestii și costurile legate de fermitate;

(e)	un scenariu care să cuprindă o perioadă de 10 ani.

(3)   Fiecare OTS furnizează date și analize care să permită întocmirea în timp util a raportului tehnic privind configurația actuală a zonelor de ofertare.

(4)   ENTSO pentru energie electrică transmite agenției raportul tehnic privind configurația actuală a zonelor de ofertare în termen de nouă luni de la cererea agenției.

(5)   Raportul tehnic privind configurația actuală a zonelor de ofertare acoperă ultimii trei ani calendaristici compleți anteriori cererii agenției.

(6)   Fără a aduce atingere obligațiilor de confidențialitate prevăzute la articolul 13, ENTSO pentru energie electrică pune raportul tehnic la dispoziția publicului.

(7)   În cazul în care raportul tehnic sau raportul de piață evidențiază ineficiențe ale configurației actuale a zonelor de ofertare, agenția poate solicita OTS-urilor să inițieze o revizuire a unei configurații existente a zonelor de ofertare în conformitate cu articolul 32 alineatul (1).

CAPITOLUL 3

Redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă

Articolul 35

Redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă coordonate

(1)   În termen de 16 luni de la aprobarea de către autoritățile de reglementare a regiunilor de calcul al capacităților menționate la articolul 15, toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților elaborează o propunere de metodologie comună pentru redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă coordonate. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Metodologia pentru redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă coordonate include acțiuni cu relevanță transfrontalieră și permite tuturor OTS-urilor din fiecare regiune de calcul al capacităților să reducă congestiile fizice indiferent dacă motivele congestiei fizice se încadrează sau nu în principal în afara ariei lor de control. Metodologia pentru redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă coordonate abordează faptul că aplicarea sa ar putea influența în mod semnificativ fluxurile din afara ariei de control a OTS-ului.

(3)   Fiecare OTS poate redispeceriza toate unitățile generatoare și consumatoare disponibile în conformitate cu mecanismele și acordurile adecvate aplicabile în aria sa de control, inclusiv interconexiunile.

În termen de 26 de luni de la aprobarea de către autoritățile de reglementare a regiunilor de calcul al capacităților, toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților elaborează un raport care face obiectul consultării în conformitate cu articolul 12 și în care evaluează coordonarea și armonizarea progresivă a acestor mecanisme și acorduri și include propuneri. Raportul se transmite autorităților lor de reglementare în vederea evaluării. Propunerile din raport împiedică aceste mecanisme și acorduri să denatureze piața.

(4)   Fiecare OTS evită să ia măsuri unilaterale sau necoordonate de redispecerizare sau comercializare în contrapartidă cu relevanță transfrontalieră. Fiecare OTS coordonează utilizarea resurselor de redispecerizare sau comercializare în contrapartidă, luând în considerare impactul acestora asupra siguranței în funcționare și eficienței economice.

(5)   Unitățile generatoare și consumatoare relevante furnizează OTS-urilor prețurile de redispecerizare și de comercializare în contrapartidă înainte de a angaja resursele de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă.

Prețurile de redispecerizare și de comercializare în contrapartidă se bazează pe:

(a)	prețurile de pe piețele energiei electrice relevante pentru intervalul de timp relevant; sau

(b)	costul resurselor de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă calculat în mod transparent pe baza costurilor suportate.

(6)   Unitățile generatoare și consumatoare furnizează ex ante toate informațiile necesare pentru calculul costurilor de redispecerizare și comercializare în contrapartidă către OTS-urile relevante. Aceste informații vor fi transmise între OTS-urile relevante numai în scopuri de redispecerizare și comercializare în contrapartidă.

CAPITOLUL 4

Dezvoltarea algoritmilor

Articolul 36

Dispoziții generale

(1)   Toate OPEED-urile dezvoltă, mențin și operează următorii algoritmi:

(a)	un algoritm de cuplare prin preț;

(b)	un algoritm de tranzacționare prin corelare continuă.

(2)   OPEED-urile se asigură că algoritmul de cuplare prin preț și algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă îndeplinesc cerințele prevăzute la articolele 39 și, respectiv, 52.

(3)   În termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OPEED-urile dezvoltă în cooperare cu OTS-urile o propunere de metodologie de ultimă instanță pentru a respecta obligațiile prevăzute la articolele 39 și, respectiv, 52. Propunerea de metodologie face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(4)   Acolo unde este posibil, OPEED-urile folosesc soluții deja convenite pentru a pune în aplicare în mod eficient obiectivele prezentului regulament.

Articolul 37

Dezvoltarea algoritmilor

(1)   În termen de opt luni de la data intrării în vigoare a prezentului regulament:

(a)

toate OTS-urile transmit în comun către toate OPEED-urile o propunere pentru un set comun de cerințe pentru alocarea eficientă a capacităților pentru a permite dezvoltarea algoritmului de cuplare prin preț și a algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă. Aceste cerințe precizează funcționalitățile și performanța, inclusiv termenele de livrare a rezultatelor cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice și detaliile privind capacitatea interzonală și restricțiile de alocare care trebuie respectate;

(b)	toate OPEED-urile propun împreună un set comun de cerințe pentru corelarea eficientă pentru a permite dezvoltarea algoritmului de cuplare prin preț și a algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă.

(2)   În termen de trei luni de la transmiterea propunerilor OTS și OPEED pentru un set comun de cerințe în conformitate cu alineatul (1), toate OPEED-urile dezvoltă o propunere de algoritm în conformitate cu aceste cerințe. Propunerea respectivă indică termenul de depunere a ofertelor primite de OPEED-uri care trebuie să îndeplinească funcțiile de OCP în conformitate cu articolul 7 alineatul (1) litera (b).

(3)   Propunerea menționată la alineatul (2) se transmite tuturor OTS-urilor. În cazul în care este necesară o perioadă suplimentară pentru a elabora propunerea menționată, toate OPEED-urile lucrează împreună, cu sprijinul tuturor OTS-urilor, o perioadă de maximum două luni pentru a se asigura că propunerea este în conformitate cu alineatele (1) și (2).

(4)   Propunerile menționate la alineatele (1) și (2) fac obiectul consultării în conformitate cu articolul 12.

(5)   Toate OPEED-urile transmit propunerea elaborată în conformitate cu alineatele (2) și (3) autorităților de reglementare spre aprobare în termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament.

(6)   În termen de cel mult doi ani de la aprobarea propunerii în conformitate cu alineatul (5), toate OTS-urile și toate OPEED-urile reexaminează funcționarea algoritmului de cuplare prin preț și a algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă și transmit raportul agenției. La cererea agenției, reexaminarea se repetă la fiecare doi ani.

CAPITOLUL 5

Cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare

Secțiunea 1

Algoritmul de cuplare prin preț

Articolul 38

Obiectivele algoritmului de cuplare prin preț

(1)   Algoritmul de cuplare prin preț produce rezultatele prevăzute la articolul 39 alineatul (2), într-un mod care:

(a)	urmărește maximizarea surplusului economic al cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare pentru regiunea în care a fost executată cuplarea prin preț pentru următoarea zi de tranzacționare;

(b)	utilizează principiul de stabilire a prețurilor marginale conform căruia toate ofertele acceptate vor avea același preț pe zonă de ofertare pe unitate de timp a pieței;

(c)	facilitează formarea eficientă a prețurilor;

(d)	respectă capacitatea interzonală și restricțiile de alocare a capacităților;

(e)	este repetabil și ajustabil.

(2)   Algoritmul de cuplare prin preț este dezvoltat în așa fel încât să fie posibilă aplicarea sa la un număr mai mare sau mai mic de zone de ofertare.

Articolul 39

Datele de intrare și rezultatele algoritmului de cuplare prin preț

(1)   Pentru a produce rezultate, algoritmul de cuplare prin preț utilizează:

(a)	restricțiile de alocare stabilite în conformitate cu articolul 23 alineatul (3);

(b)	rezultatele capacității interzonale validate în conformitate cu articolul 30;

(c)	ofertele transmise în conformitate cu articolul 40.

(2)   Algoritmul de cuplare prin preț produce cel puțin următoarele rezultate simultan pentru fiecare unitate de timp a pieței:

(a)	un preț de închidere unic pentru fiecare zonă de ofertare și unitate de timp a pieței în EUR/MWh;

(b)	o poziție netă unică pentru fiecare zonă de ofertare și fiecare unitate de timp a pieței;

(c)	informațiile care permit determinarea stadiului de executare a ofertelor.

(3)   Toate OPEED-urile asigură acuratețea și eficiența rezultatelor obținute prin algoritmul unic de cuplare prin preț.

(4)   Toate OTS-urile verifică dacă rezultatele algoritmului de cuplare prin preț sunt coerente cu capacitatea interzonală și restricțiile de alocare.

Articolul 40

Produsele acoperite

(1)   În termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, OPEED-urile transmit o propunere comună privind produsele care pot fi luate în considerare în cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare. OPEED-urile se asigură că ofertele generate de aceste produse, transmise pentru algoritmul de cuplare prin preț, sunt exprimate în euro și se referă la timpul pieței.

(2)   Toate OPEED-urile se asigură că algoritmul de cuplare prin preț este în măsură să gestioneze oferte generate de aceste produse și care acoperă o unitate de timp a pieței și mai multe unități de timp ale pieței.

(3)   În termen de doi ani de la intrarea în vigoare a prezentului regulament și ulterior din doi în doi ani, toate OPEED-urile consultă, în conformitate cu articolul 12:

(a)	participanții la piață, pentru a se asigura că produsele disponibile corespund nevoilor lor;

(b)	toate OTS-urile, pentru a se asigura că produsele țin seama în mod corespunzător de siguranța în funcționare;

(c)	toate autoritățile de reglementare, pentru a se asigura că produsele disponibile sunt în conformitate cu obiectivele prezentului regulament.

(4)   Toate OPEED-urile modifică produsele, dacă este necesar, în conformitate cu rezultatele consultării menționate la alineatul (3).

Articolul 41

Prețuri maxime și minime

(1)   În termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OPEED-urile, în cooperare cu OTS-urile relevante, elaborează o propunere privind prețurile de închidere minime și maxime armonizate care trebuie aplicate în toate zonele de ofertare care participă la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare. Propunerea ia în considerare o estimare a valorii consumului pierdut.

Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Toate OPEED-urile transmit propunerea spre aprobare autorităților de reglementare.

În cazul în care un stat membru a prevăzut că o altă autoritate decât autoritatea națională de reglementare are competența de a aproba prețurile de închidere maxime și minime la nivel național, autoritatea de reglementare se consultă cu autoritatea relevantă în ceea ce privește impactul propunerii pe piețele naționale.

După primirea unei decizii de aprobare din partea tuturor autorităților de reglementare, toate OPEED-urile informează OTS-urile în cauză cu privire la respectiva decizie fără întârzieri nejustificate.

Articolul 42

Stabilirea prețurilor capacității interzonale pentru ziua următoare

(1)   Prețul capacității interzonale pentru ziua următoare reflectă congestia pieței și este diferența dintre prețurile corespunzătoare de închidere pentru ziua următoare din zonele de ofertare relevante.

(2)   Pentru capacitatea interzonală pentru ziua următoare nu se aplică taxe precum taxe de dezechilibru sau taxe adiționale, cu excepția prețurilor stabilite în conformitate cu alineatul (1).

Articolul 43

Metodologia de calcul al schimburilor planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare

(1)   În termen de16 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, OTS-urile care intenționează să calculeze schimburile planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare elaborează o propunere de metodologie comună pentru acest calcul. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Metodologia descrie calculul și enumeră informațiile care trebuie să fie furnizate de către OPEED-urile relevante către calculatorul schimburilor planificate stabilit în conformitate cu articolul 8 alineatul (2) litera (g) și termenele pentru furnizarea acestor informații. Termenul pentru transmiterea informațiilor este ora 15:30 a pieței din ziua precedentă.

(3)   Calculul se bazează pe pozițiile nete pentru fiecare unitate de timp a pieței.

(4)   În termen de doi ani de la aprobarea de către autoritățile de reglementare din regiunea în cauză a propunerii menționate la alineatul (1), OTS-urile care aplică schimburile planificate reexaminează metodologia. Ulterior, la cererea autorităților de reglementare competente, metodologia se reexaminează o dată la doi ani.

Articolul 44

Stabilirea procedurilor de ultimă instanță

În termen de 16 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, fiecare OTS, în coordonare cu toate celelalte OTS-uri din regiunea de calcul al capacităților, elaborează o propunere de proceduri de ultimă instanță solide și prompte, care asigură o alocare a capacităților eficientă, transparentă și nediscriminatorie în cazul în care procesul de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare nu este în măsură să producă rezultate.

Propunerea de stabilire a procedurilor de ultimă instanță face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

Articolul 45

Acorduri privind mai mult de un OPEED într-o singură zonă de ofertare și privind interconexiunile care nu sunt gestionate de OT-uri certificate

(1)   OTS-urile din zone de ofertare unde sunt desemnate și/sau oferă servicii de tranzacționare mai multe OPEED-uri, sau unde există interconexiuni care nu sunt gestionate de OTS-uri certificate în conformitate cu articolul 3 din Regulamentul 714/2009, elaborează o propunere de alocare a capacităților interzonale și alte acorduri necesare pentru astfel de zone de ofertare în cooperare cu respectivele OTS-uri, OPEED-uri și operatorii de interconexiuni care nu sunt certificați ca OTS-uri, pentru a asigura faptul că OPEED-urile și interconexiunile relevante furnizează datele necesare și acoperirea financiară a unor astfel de acorduri. Aceste acorduri trebuie să permită altor OTS-uri și OPEED-uri să adere la ele.

(2)   Propunerea se transmite autorităților naționale de reglementare relevante spre aprobare în termen de 4 luni de la data la care mai multe OPEED-uri au fost desemnate și/sau au fost autorizate să ofere servicii de tranzacționare într-o zonă de ofertare sau în cazul în care o nouă interconexiune nu este gestionată de un OTS certificat. Pentru interconexiunile existente care nu sunt gestionate de OTS-uri certificate propunerea se depune în termen de patru luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament.

Secțiunea 2

Procesul de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare

Articolul 46

Furnizarea datelor de intrare

(1)   Fiecare calculator al capacității coordonate se asigură că capacitatea interzonală și restricțiile de alocare sunt furnizate OPEED-urilor relevante în timp util pentru a se asigura publicarea pe piață a capacității interzonale și a restricțiilor de alocare nu mai târziu de ora 11.00 a pieței din ziua precedentă.

(2)   În cazul în care un calculator al capacității coordonate nu este în măsură să furnizeze capacitatea interzonală și restricțiile de alocare cu o oră înainte de ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare, calculatorul capacității coordonate în cauză notifică OPEED-urile relevante. Aceste OPEED-uri publică imediat un anunț pentru participanții pe piață.

În astfel de cazuri, capacitatea interzonală și restricțiile de alocare trebuie furnizate de calculatorul capacității coordonate nu mai târziu de 30 de minute înainte de ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare.

Articolul 47

Funcționarea cuplării unice a pieței pentru ziua următoare

(1)   Ora de deschidere a porții pieței pentru ziua următoare este cel târziu ora 11.00 a pieței din ziua precedentă.

(2)   Ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare în fiecare zonă de ofertare este ora 12.00 a pieței din ziua precedentă. OTS-urile sau OPEED-urile din regiunea bazată pe regiunea CEE sau țările învecinate ale acesteia pot stabili o altă oră de închidere a porții până la alăturarea acestei regiuni la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare.

(3)   Toți participanții la piață transmit toate ofertele către OPEED-urile relevante înainte de ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare, în conformitate cu articolele 39 și 40.

(4)   Fiecare OPEED transmite ofertele primite în conformitate cu alineatul (3) pentru exercitarea funcțiilor de OCP în conformitate cu articolul 7 alineatul (2) înainte de ora specificată de toate OPEED-urile în propunerea de algoritm unic de cuplare prin preț prevăzută la articolul 37 alineatul (5).

(5)   Ofertele corelate în cadrul cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare sunt considerate ferme.

(6)   Funcțiile de OCP garantează anonimatul ofertelor transmise.

Articolul 48

Furnizarea rezultatelor

(1)   Până la ora specificată de către toate OTS-urile în cerințele prevăzute la articolul 37 alineatul (1) litera (a), toate OPEED-urile care exercită funcții de OCP furnizează rezultatele cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare:

(a)	către toate OTS-urile, toți calculatorii capacității coordonate și toate OPEED-urile, pentru rezultatele precizate la articolul 39 alineatul (2) literele (a) și (b);

(b)	către toate OPEED-urile, pentru rezultatele precizate la articolul 39 alineatul (2) litera (c).

(2)   Fiecare OTS verifică faptul că rezultatele cuplării unice a pieței pentru ziua următoare prin algoritmul de cuplare prin preț menționat la articolul 39 alineatul (2) litera (b) au fost calculate în conformitate cu restricțiile de alocare și capacitatea interzonală validată.

(3)   Fiecare OPEED verifică faptul că rezultatele cuplării unice a pieței pentru ziua următoare prin algoritmul de cuplare prin preț menționat la articolul 39 alineatul (2) litera (c) au fost calculate în conformitate cu ofertele.

(4)   Fiecare OPEED informează participanții la piață în ceea ce privește stadiul de executare a ofertelor lor fără întârzieri nejustificate.

Articolul 49

Calculul schimburilor planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare

(1)   Fiecare calculator al schimburilor planificate calculează schimburile planificate între zonele de ofertare pentru fiecare unitate de timp a pieței în conformitate cu metodologia stabilită la articolul 43.

(2)   Fiecare calculator al schimburilor planificate notifică OPEED-urile relevante, contrapărțile centrale, agenții de transfer și OTS-urile cu privire la schimburile planificate convenite.

Articolul 50

Inițierea procedurilor de ultimă instanță

(1)   În cazul în care toate OPEED-urile care exercită funcții de OCP se află în imposibilitatea de a furniza o parte sau toate rezultatele algoritmului de cuplare prin preț înainte de ora specificată la articolul 37 alineatul (1) litera (a), se aplică procedurile de ultimă instanță stabilite în conformitate cu articolul 44.

(2)   În cazul în care există riscul ca toate OPEED-urile care exercită funcții de OCP să se afle în imposibilitatea de a furniza o parte sau toate rezultatele la termen, toate OPEED-urile notifică toate OTS-urile de îndată ce riscul respectiv a fost identificat. Toate OPEED-urile care exercită funcții de OCP publică imediat un anunț către participanții la piață cu privire la posibilitatea aplicării procedurilor de ultimă instanță.

CAPITOLUL 6

Cuplarea unică a piețelor intrazilnice

Secțiunea 1

Obiectivele, condițiile și rezultatele cuplării unice a piețelor intrazilnice

Articolul 51

Obiectivele algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă

(1)   Între ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale și ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale, algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă determină ofertele care sunt selectate pentru corelare astfel încât corelarea:

(a)	să urmărească maximizarea surplusului economic al cuplării unice a piețelor intrazilnice pe tranzacție pentru intervalul de timp al pieței intrazilnice prin alocarea capacităților către ofertele pentru care este fezabilă corelarea în conformitate cu prețul și ora de depunere;

(b)	să respecte restricțiile de alocare prevăzute în conformitate cu articolul 58 alineatul (1);

(c)	să respecte capacitatea interzonală prevăzută în conformitate cu articolul 58 alineatul (1);

(d)	să respecte cerințele de furnizare a rezultatelor prevăzute la articolul 60;

(e)	este repetabil și ajustabil.

(2)   Algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă produce rezultatele prevăzute la articolul 52 și corespunde capacităților și funcționalităților produsului prevăzute la articolul 53.

Articolul 52

Rezultatele algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă

(1)   Toate OPEED-urile, ca parte a funcției lor de OCP, se asigură că algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă produce cel puțin următoarele rezultate:

(a)	stadiul de executare a ofertelor și prețurile per tranzacție;

(b)	o singură poziție netă pentru fiecare zonă de ofertare și unitate de timp a pieței în cadrul pieței intrazilnice.

(2)   Toate OPEED-urile asigură acuratețea și eficiența rezultatelor obținute prin algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă.

(3)   Toate OTS-urile verifică dacă rezultatele algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă sunt coerente cu capacitatea interzonală și restricțiile de alocare, în conformitate cu articolul 58 alineatul (2).

Articolul 53

Produsele acoperite

(1)   În termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, OPEED-urile transmit o propunere comună privind produsele care pot fi luate în considerare în cuplarea unică a piețelor intrazilnice. OPEED-urile se asigură că toate ofertele generate de aceste produse depuse pentru a permite exercitarea funcțiilor de OCP în conformitate cu articolul 7 sunt exprimate în euro și se referă la timpul pieței și la unitatea de timp a pieței.

(2)   Toate OPEED-urile se asigură că ofertele generate de aceste produse sunt compatibile cu caracteristicile capacității interzonale, care permit corelarea simultană a acestora.

(3)   Toate OPEED-urile se asigură că algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă este în măsură să gestioneze oferte care acoperă o unitate de timp a pieței și mai multe unități de timp ale pieței.

(4)   În termen de doi ani de la intrarea în vigoare a prezentului regulament și ulterior din doi în doi ani, toate OPEED-urile consultă, în conformitate cu articolul 12:

(a)	participanții la piață, pentru a se asigura că produsele disponibile corespund nevoilor lor;

(b)	toate OTS-urile, pentru a se asigura că produsele țin seama în mod corespunzător de siguranța în funcționare;

(c)	toate autoritățile de reglementare, pentru a se asigura că produsele disponibile sunt în conformitate cu obiectivele prezentului regulament.

(5)   Toate OPEED-urile modifică produsele, dacă este necesar, în conformitate cu rezultatele consultării menționate la alineatul (4).

Articolul 54

Prețuri maxime și minime

(1)   În termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OPEED-urile, în cooperare cu OTS-urile relevante, elaborează o propunere privind prețurile de închidere minime și maxime armonizate care trebuie aplicate în toate zonele de ofertare care participă la cuplarea unică a piețelor intrazilnice. Propunerea ia în considerare o estimare a valorii consumului pierdut.

Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Toate OPEED-urile transmit propunerea spre aprobare către toate autoritățile de reglementare. În cazul în care un stat membru a prevăzut că o altă autoritate decât autoritatea națională de reglementare are competența de a aproba prețurile de închidere maxime și minime la nivel național, autoritatea de reglementare se consultă cu autoritatea relevantă în ceea ce privește impactul propunerii pe piețele naționale.

(3)   După primirea unei decizii din partea autorităților de reglementare, toate OPEED-urile informează OTS-urile în cauză cu privire la respectiva decizie fără întârzieri nejustificate.

Articolul 55

Stabilirea prețurilor capacității intrazilnice

(1)   Odată aplicată, metodologia unică de stabilire a prețurilor capacității intrazilnice interzonale elaborată în conformitate cu articolul 55 alineatul (3) reflectă congestia pieței și se bazează pe oferte reale.

(2)   Înainte de aprobarea metodologiei unice de stabilire a prețurilor capacității intrazilnice interzonale prevăzute la alineatul (3), OTS-urile pot propune un mecanism de alocare a capacităților intrazilnice interzonale cu o stabilire a prețurilor fiabilă, în conformitate cu cerințele de la alineatul (1), în vederea aprobării de către autoritățile de reglementare ale statelor membre în cauză. Acest mecanism asigură faptul că prețul capacității intrazilnice interzonale este pus la dispoziția participanților la piață în momentul corelării ofertelor.

(3)   În termen de 24 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile elaborează o propunere de metodologie unică de stabilire a prețurilor capacității intrazilnice interzonale. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(4)   Pentru capacitatea intrazilnică interzonală nu se aplică taxe precum taxe de dezechilibru sau taxe adiționale, cu excepția prețurilor stabilite în conformitate cu alineatele (1), (2) și (3).

Articolul 56

Metodologia de calcul al schimburilor planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor intrazilnice

(1)   În termen de 16 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, OTS-urile care intenționează să calculeze schimburile planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor intrazilnice elaborează o propunere de metodologie comună pentru acest calcul.

Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Metodologia descrie calculul și, dacă este necesar, enumeră informațiile pe care OPEED-urile relevante trebuie să le furnizeze calculatorului schimburilor planificate și termenele pentru furnizarea acestor informații.

(3)   Calculul schimburilor planificate se bazează pe pozițiile nete, astfel cum se prevede la articolul 52 alineatul (1) litera (b).

(4)   În termen de doi ani de la aprobarea de către autoritățile de reglementare din regiunea în cauză a propunerii menționate la alineatul (1), OTS-urile relevante reexaminează metodologia. Ulterior, la cererea autorităților de reglementare competente, OTS-urile reexaminează metodologia o dată la doi ani.

Articolul 57

Acorduri privind mai mult de un OPEED într-o singură zonă de ofertare și privind interconexiunile care nu sunt gestionate de OTS-uri certificate

(1)   OTS-urile din zone de ofertare unde sunt desemnate și/sau oferă servicii de tranzacționare mai multe OPEED-uri, sau unde există interconexiuni care nu sunt gestionate de OTS-uri certificate în conformitate cu articolul 3 din Regulamentul 714/2009, elaborează o propunere de alocare a capacităților interzonale și alte acorduri necesare pentru astfel de zone de ofertare în cooperare cu respectivele OTS-uri, OPEED-uri și operatorii de interconexiuni care nu sunt certificați ca OTS-uri, pentru a asigura faptul că OPEED-urile și interconexiunile relevante furnizează datele necesare și acoperirea financiară a unor astfel de acorduri. Aceste acorduri trebuie să permită altor OTS-uri și OPEED-uri să adere la ele.

(2)   Propunerea se supune spre aprobare autorităților naționale de reglementare relevante în termen de 4 luni de la data la care mai multe OPEED-uri au fost desemnate și/sau au fost autorizate să ofere servicii de tranzacționare într-o zonă de ofertare sau în cazul în care o nouă interconexiune nu este gestionată de un OTS certificat. Pentru interconexiunile existente care nu sunt gestionate de OTS-uri certificate propunerea se depune în termen de 4 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament.

Secțiunea 2

Procesul de cuplare unică a piețelor intrazilnice

Articolul 58

Furnizarea datelor de intrare

(1)   Fiecare calculator al capacității coordonate se asigură că capacitatea interzonală și restricțiile de alocare sunt furnizate OPEED-urilor relevante cu cel puțin 15 minute înainte de ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale.

(2)   În cazul în care sunt necesare actualizări ale capacității interzonale și ale restricțiilor de alocare, din cauza unor modificări operaționale din sistemul de transport, fiecare OTS notifică acest lucru calculatorilor capacității coordonate din regiunea sa de calcul al capacităților. Calculatorii capacității coordonate notifică apoi OPEED-urile relevante.

(3)   În cazul în care oricare dintre calculatorii capacității coordonate nu poate respecta dispozițiile de la alineatul (1), calculatorul capacității coordonate în cauză notifică OPEED-urile relevante. OPEED-urile respective publică un anunț către toți participanții la piață fără întârzieri nejustificate.

Articolul 59

Funcționarea cuplării unice a piețelor intrazilnice

(1)   În termen de 16 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile sunt responsabile cu propunerea orei de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale și a orei de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale se stabilește în așa fel încât aceasta:

(a)	să maximizeze posibilitățile participanților la piață de ajustare a balanței lor prin tranzacționarea în intervalul de timp al pieței intrazilnice cât mai aproape de timpul real; și

(b)	să ofere OTS-urilor și participanților la piață timp suficient pentru procesele de planificare și de echilibrare în funcție de rețea și de siguranța în funcționare.

(3)   Se stabilește o singură oră de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale pentru fiecare unitate de timp a pieței pentru o anumită graniță între zone de ofertare. Aceasta trebuie să fie cu cel mult o oră înainte de începerea unității de timp a pieței relevante și ia în considerare procesele de echilibrare relevante în ceea ce privește siguranța în funcționare.

(4)   Tranzacționarea intrazilnică a energiei electrice pentru o anumită unitate de timp a pieței pentru o graniță între zone de ofertare începe cel târziu la ora de deschidere a porții pieței intrazilnice interzonale a granițelor relevante dintre zonele de ofertare și sunt permise până la ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale.

(5)   Înainte de ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale, participanții la piață transmit OPEED-urilor relevante toate ofertele pentru o anumită unitate de timp a pieței. Toate OPEED-urile transmit ofertele pentru o anumită unitate de timp a pieței pentru corelare unică imediat după ce ofertele au fost primite de la participanții la piață.

(6)   Ofertele corelate în cadrul cuplării unice a piețelor intrazilnice sunt considerate ferme.

(7)   Funcțiile de OCP asigură anonimitatea ofertelor transmise prin registrul comun al ofertelor.

Articolul 60

Furnizarea rezultatelor

(1)   Toate OPEED-urile care exercită funcții de OCP furnizează rezultatele algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă:

(a)	tuturor celorlalte OPEED-uri, pentru rezultatele privind stadiul de executare per tranzacție menționat la articolul 52 alineatul (1) litera (a);

(b)	tuturor OTS-urilor și calculatorilor schimburilor planificate, pentru rezultatele privind pozițiile nete unice menționate la articolul 52 alineatul (1) litera (b).

(2)   În cazul în care, în conformitate cu alineatul (1) litera (a), orice OPEED, din motive care nu țin de responsabilitatea sa, nu este în măsură să livreze aceste rezultate ale algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă, acesta notifică toate celelalte OPEED-uri.

(3)   În cazul în care, în conformitate cu alineatul (1) litera (b), orice OPEED, din motive care nu țin de responsabilitatea sa, nu este în măsură să livreze aceste rezultate ale algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă, acesta notifică toate OTS-urile și fiecare calculator al schimburilor planificate într-un termen rezonabil și cât mai scurt posibil. Toate OPEED-urile informează participanții la piață în cauză.

(4)   Toate OPEED-urile trimit, fără întârzieri nejustificate, informațiile necesare către participanții la piață pentru a se asigura că pot fi întreprinse acțiunile menționate la articolul 68 și la articolul 73 alineatul (3).

Articolul 61

Calculul schimburilor planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor intrazilnice

(1)   Fiecare calculator al schimburilor planificate calculează schimburile planificate între zonele de ofertare pentru fiecare unitate de timp a pieței după metodologia stabilită în conformitate cu articolul 56.

(2)   Fiecare calculator al schimburilor planificate notifică OPEED-urile relevante, contrapărțile centrale, agenții de transfer și OTS-urile cu privire la schimburile planificate convenite.

Articolul 62

Publicarea informațiilor referitoare la piață

(1)   Imediat după corelarea ofertelor, fiecare OPEED pune la dispoziția participanților la piață relevanți cel puțin stadiul de executare a ofertelor și prețurile per tranzacție produse de algoritmul de tranzacționare prin corelare continuă în conformitate cu articolul 52 alineatul (1) litera (a).

(2)   Fiecare OPEED se asigură că informațiile privind volumele și prețurile agregate executate sunt puse la dispoziția publicului, într-un format ușor accesibil, timp de cel puțin 5 ani. Informațiile care urmează să fie publicate sunt propuse de toate OPEED-urile în propunerea de algoritm de tranzacționare prin corelare continuă, în conformitate cu articolul 37 alineatul (5).

Articolul 63

Licitații regionale complementare

(1)   În termen de 18 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, OPEED-urile și OTS-urile relevante de pe granițele zonelor de ofertare pot prezenta o propunere comună pentru conceperea și punerea în aplicare a licitațiilor intrazilnice regionale complementare. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

(2)   Licitațiile intrazilnice regionale complementare pot fi puse în aplicare în interiorul unei zone de ofertare sau între zone de ofertare în plus față de soluția cuplării unice a piețelor intrazilnice menționată la articolul 51. Pentru a organiza licitații intrazilnice regionale, tranzacționarea continuă în cadrul și între zonele de ofertare relevante poate fi oprită pentru o perioadă limitată de timp înainte de ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale, care nu poate depăși timpul minim necesar pentru a organiza licitația și, în orice caz, nu poate depăși 10 minute.

(3)   Pentru licitațiile intrazilnice regionale complementare, metodologia de stabilire a prețurilor pentru capacitatea intrazilnică interzonală poate fi diferită de metodologia stabilită în conformitate cu articolul 55 alineatul (3), însă respectă, cu toate acestea, principiile prevăzute la articolul 55 alineatul (1).

(4)   Autoritățile de reglementare competente pot aproba propunerea de licitații intrazilnice regionale complementare, dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)	licitațiile regionale nu au un impact negativ asupra lichidității cuplării unice a piețelor intrazilnice;

(b)	toată capacitatea interzonală se alocă prin intermediul modulului de gestionare a capacităților;

(c)	licitația regională nu introduce discriminări nejustificate între participanții la piață din regiunile adiacente;

(d)	calendarele licitațiilor regionale sunt coerente cu cuplarea unică a piețelor intrazilnice pentru a permite participanților la piață să efectueze tranzacții cât mai aproape de timpul real;

(e)	autoritățile de reglementare au consultat participanții la piață din statele membre în cauză.

(5)   Cel puțin din doi în doi ani după adoptarea deciziei privind licitațiile regionale complementare, autoritățile de reglementare ale statelor membre în cauză reexaminează compatibilitatea oricărei soluții regionale cu cuplarea unică a piețelor intrazilnice, pentru a se asigura că sunt îndeplinite în continuare condițiile de mai sus.

Secțiunea 3

Modalități intrazilnice tranzitorii

Articolul 64

Dispoziții referitoare la alocarea explicită

(1)   La cererea comună a autorităților de reglementare din statele membre de pe fiecare graniță a zonelor de ofertare în cauză, OTS-urile în cauză prevăd, de asemenea, o alocare explicită, în plus față de alocarea implicită, adică alocarea capacităților separat față de comerțul cu energie electrică, prin intermediul modulului de gestionare a capacităților pe granițele zonelor de ofertare.

(2)   OTS-urile de pe granițele zonelor de ofertare în cauză elaborează în comun o propunere privind condițiile care trebuie îndeplinite de către participanții la piață pentru a participa la alocarea explicită. Propunerea face obiectul aprobării comune de către autoritățile de reglementare ale statelor membre de pe fiecare graniță a zonelor de ofertare în cauză.

(3)   Atunci când se stabilește modulul de gestionare a capacităților, se evită orice discriminare la alocarea simultană implicită și explicită a capacităților. Modulul de gestionare a capacităților stabilește ofertele care trebuie selectate pentru corelare și cererile de capacitate explicită care trebuie acceptate, în conformitate cu o ordonare a prețurilor și a orelor de intrare.

Articolul 65

Eliminarea alocării explicite

(1)   OPEED-urile în cauză cooperează îndeaproape cu OTS-urile în cauză și se consultă cu participanții la piață în conformitate cu articolul 12 în scopul de a converti nevoile participanților la piață legate de drepturile de alocare explicită a capacităților în produse intrazilnice non-standard.

(2)   Înainte de a decide cu privire la eliminarea alocării explicite, autoritățile de reglementare din statele membre de pe fiecare graniță a zonelor de ofertare în cauză organizează în comun o consultare cu scopul de a evalua dacă produsele intrazilnice non-standard propuse corespund nevoilor participanților la piață pentru tranzacționarea intrazilnică.

(3)   Autoritățile de reglementare competente din statele membre de pe fiecare graniță a zonelor de ofertare în cauză aprobă în comun produsele non-standard introduse și eliminarea alocării explicite.

Articolul 66

Dispoziții referitoare la modalitățile intrazilnice

(1)   Participanții la piață asigură încheierea nominalizării, compensării și decontării referitoare la alocarea explicită a capacității interzonale.

(2)   Participanții la piață își îndeplinesc toate obligațiile financiare referitoare la compensarea și decontarea care decurg din alocarea explicită.

(3)   OTS-urile participante publică informațiile relevante privind interconexiunile unde se aplică alocarea explicită, inclusiv capacitatea interzonală pentru alocare explicită.

Articolul 67

Cereri de capacitate explicită

O cerere de capacitate interzonală explicită poate fi transmisă de către un participant la piață numai pentru o interconexiune pentru care se aplică alocarea explicită. Pentru fiecare cerere de capacitate explicită participantul la piață transmite volumul și prețul către modulul de gestionare a capacității. Prețul și volumul capacității explicite alocate se pun la dispoziția publicului de către OTS-urile relevante.

CAPITOLUL 7

Compensarea și decontarea pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

Articolul 68

Compensare și decontare

(1)   Contrapărțile centrale asigură compensarea și decontarea tuturor ofertelor corelate în timp util. Contrapărțile centrale acționează în calitate de contraparte pentru participanții la piață pentru toate tranzacțiile acestora, în ceea ce privește drepturile și obligațiile financiare care decurg din aceste tranzacții.

(2)   Fiecare contraparte centrală păstrează anonimatul participanților la piață.

(3)   Contrapărțile centrale acționează reciproc în calitate de contraparte pentru celelalte contrapărți centrale pentru schimburile de energie între zonele de ofertare, în ceea ce privește drepturile și obligațiile financiare care decurg din aceste tranzacții.

(4)   Astfel de schimburi iau în considerare următoarele:

(a)	pozițiile nete produse în conformitate cu articolul 39 alineatul (2) litera (b) și articolul 52 alineatul (1) litera (b);

(b)	schimburile planificate calculate în conformitate cu articolele 49 și 61.

(5)   Fiecare contraparte centrală se asigură că, pentru fiecare unitate de timp a pieței:

(a)	în toate zonele de ofertare, ținând seama, după caz, de restricțiile de alocare, nu există deviații între suma energiei transferate dinspre toate zonele de ofertare cu surplus și suma energiei transferate către toate zonele de ofertare cu deficit;

(b)	exporturile și importurile de energie electrică între zonele de ofertare sunt egale, iar orice deviații rezultă doar din considerente legate de restricții de alocare, după caz.

(6)   În pofida dispozițiilor de la alineatul (3), un agent de transfer poate acționa în calitate de contraparte între diferite contrapărți centrale pentru schimburile de energie, dacă părțile în cauză încheie un acord specific în acest sens. În cazul în care nu se ajunge la niciun acord, modalitățile de transfer sunt stabilite de autoritățile de reglementare responsabile pentru zonele de ofertare între care este necesară compensarea și decontarea schimbului de energie.

(7)   Toate contrapărțile centrale sau toți agenții de transfer colectează veniturile din congestii care rezultă din cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare menționată la articolele 46-48 și cele care rezultă din cuplarea unică a piețelor intrazilnice menționată la articolele 58-60.

(8)   Toate contrapărțile centrale sau toți agenții de transfer asigură transferul veniturilor din congestii colectate către OTS-uri în termen de cel mult două săptămâni de la data decontării.

(9)   În cazul în care calendarul plăților nu este armonizat între două zone de ofertare, statele membre în cauză asigură desemnarea unei entități pentru a gestiona neconcordanța de timp și pentru a suporta costurile aferente.

CAPITOLUL 8

Fermitatea capacității interzonale alocate

Articolul 69

Propunere de termen pentru fermitatea din ziua următoare

În termen de 16 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile elaborează o propunere comună de termen unic pentru fermitatea din ziua următoare, care nu este mai scurt de o jumătate de oră înainte de ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare. Propunerea face obiectul unei consultări în conformitate cu articolul 12.

Articolul 70

Fermitatea capacității pentru ziua următoare și restricțiile de alocare

(1)   Înainte de termenul pentru fermitatea din ziua următoare, fiecare calculator al capacității coordonate poate ajusta capacitatea interzonală și restricțiile de alocare transmise către OPEED-urile relevante.

(2)   După expirarea termenului pentru fermitatea din ziua următoare, toată capacitatea interzonală și toate restricțiile de alocare sunt ferme în ceea ce privește alocarea capacităților pentru ziua următoare, cu excepția cazului în care sunt îndeplinite cerințele de la articolul 46 alineatul (2), caz în care capacitatea interzonală și restricțiile de alocare sunt ferme de îndată ce acestea sunt transmise către OPEED-urile relevante.

(3)   După expirarea termenului pentru fermitatea din ziua următoare, capacitatea interzonală care nu a fost alocată poate fi ajustată pentru alocările ulterioare.

Articolul 71

Fermitatea capacității intrazilnice

Capacitatea intrazilnică este fermă de îndată ce a fost alocată.

Articolul 72

Fermitatea în caz de forță majoră sau în situații de urgență

(1)   În caz de forță majoră sau în situațiile de urgență menționate la articolul 16 alineatul (2) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, caz în care OTS-urile acționează rapid și redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă nu sunt posibile, fiecare OTS are dreptul să reducă capacitatea interzonală alocată. În toate cazurile, reducerea se efectuează într-o manieră coordonată în urma comunicării cu toate OTS-urile direct implicate.

(2)   Un OTS care invocă forța majoră sau o situație de urgență publică un anunț care explică natura forței majore sau a situației de urgență și durata probabilă a acesteia. Acest anunț este pus la dispoziția participanților la piață în cauză prin intermediul OPEED-urilor. În cazul alocării explicite a capacității către participanții la piață, OTS-ul care invocă forța majoră sau o situație de urgență trimite o notificare direct către părțile contractuale care dețin capacitatea interzonală în intervalul de timp al pieței relevant.

(3)   În cazul în care capacitatea alocată este redusă din cauză de forță majoră sau din cauza unei situații de urgență invocate de un OTS, OTS-ul în cauză rambursează sau plătește o compensație pentru perioada de forță majoră sau a situației de urgență, în conformitate cu următoarele cerințe:

(a)	în cazul în care există o alocare implicită, contrapărțile centrale sau agenții de transfer nu fac obiectul unor daune financiare sau beneficii financiare care decurg din orice dezechilibru creat de această reducere;

(b)	în caz de forță majoră, în cazul în care capacitatea este alocată prin alocare explicită, participanții la piață au dreptul la rambursarea prețului plătit pentru capacitate în cursul procesului de alocare explicită;

(c)	într-o situație de urgență, în cazul în care capacitatea este alocată prin alocare explicită, participanții la piață au dreptul la o compensație egală cu diferența de preț a piețelor relevante între zonele de ofertare în cauză în intervalul de timp relevant; sau

(d)

într-o situație de urgență, în cazul în care capacitatea este alocată prin alocare explicită, însă prețul zonei de ofertare nu este calculat în cel puțin una dintre cele două zone de ofertare relevante în intervalul de timp relevant, participanții la piață au dreptul la rambursarea prețului plătit pentru capacitate în cursul procesului de alocare explicită.

(4)   OTS-ul care invocă forța majoră sau o situație de urgență limitează consecințele și durata situației de forță majoră sau a situației de urgență.

(5)   Atunci când un stat membru prevede astfel, la cererea OTS-ului în cauză, autoritatea națională de reglementare analizează dacă un eveniment poate fi considerat caz de forță majoră.

TITLUL III

COSTURI

CAPITOLUL 1

Metodologia de distribuire a veniturilor din congestii pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

Articolul 73

Metodologia de distribuire a veniturilor din congestii

(1)   În termen de 12 luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament, toate OTS-urile elaborează o propunere de metodologie de distribuire a veniturilor din congestii.

(2)   Metodologia elaborată în conformitate cu alineatul (1):

(a)	facilitează funcționarea și dezvoltarea eficientă și pe termen lung a sistemului de transport al energiei electrice și funcționarea eficientă a pieței energiei electrice din Uniune;

(b)	respectă principiile generale de gestionare a congestiilor prevăzute la articolul 16 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;

(c)	permite planificarea financiară rezonabilă;

(d)	este coerentă de la un interval de timp la altul;

(e)	stabilește acorduri de distribuire a veniturilor din congestii care decurg din active de transport deținute de alte părți decât OTS-urile.

(3)   OTS-urile distribuie veniturile din congestii în conformitate cu metodologia stabilită la alineatul (1) într-un termen rezonabil și cât mai scurt posibil și nu mai târziu de o săptămână de la transferul veniturilor din congestii în conformitate cu articolul 68 alineatul (8).

CAPITOLUL 2

Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă pentru cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

Articolul 74

Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă

(1)   Nu mai târziu de 16 luni de la adoptarea deciziei privind regiunile de calcul al capacităților, toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților elaborează o propunere de metodologie comună de partajare a costurilor pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă.

(2)   Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă include soluții de partajare a costurilor pentru acțiunile cu relevanță transfrontalieră.

(3)   Costurile pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă eligibile pentru partajarea costurilor între OTS-urile relevante se stabilesc într-o manieră transparentă și astfel încât să poată fi auditate.

(4)   Metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă trebuie cel puțin:

(a)

să determine care dintre costurile implicate de utilizarea acțiunilor de remediere pentru care au fost luate în considerare costuri la calculul capacităților și în cazul în care a fost stabilit un cadru comun pentru utilizarea unor astfel de acțiuni sunt eligibile pentru partajare între toate OTS-urile dintr-o regiune de calcul al capacităților în conformitate cu metodologia de calcul al capacităților prevăzută la articolele 20 și 21;

(b)

să definească care dintre costurile implicate de utilizarea redispecerizării sau comercializării în contrapartidă pentru a garanta fermitatea capacității interzonale sunt eligibile pentru partajarea între toate OTS-urile dintr-o regiune de calcul al capacităților în conformitate cu metodologia de calcul al capacităților prevăzută la articolele 20 și 21;

(c)	să stabilească norme privind partajarea costurilor la nivel regional, determinate în conformitate cu literele (a) și (b).

(5)   Metodologia elaborată în conformitate cu alineatul (1) include:

(a)	un mecanism de verificare a necesității reale de redispecerizare sau comercializare în contrapartidă între OTS-urile implicate;

(b)	un mecanism ex post de monitorizare a utilizării acțiunilor de remediere care implică costuri;

(c)	un mecanism de evaluare a impactului acțiunilor de remediere, pe baza criteriilor de siguranță în funcționare și a criteriilor economice;

(d)	un proces care să permită ameliorarea acțiunilor de remediere;

(e)	un proces care să permită monitorizarea fiecărei regiuni de calcul al capacităților de către autoritățile de reglementare competente.

(6)   De asemenea, metodologia elaborată în conformitate cu alineatul (1):

(a)	prevede stimulente pentru gestionarea congestiilor, inclusiv acțiuni de remediere și stimulente pentru investiții eficiente;

(b)	este coerentă cu responsabilitățile și obligațiile OTS-urilor implicate;

(c)	asigură o partajare echitabilă a costurilor și a beneficiilor între OTS-urile implicate;

(d)

este coerentă cu alte mecanisme conexe, inclusiv cel puțin: (i) metodologia de distribuire a veniturilor din congestii, prevăzută la articolul 73; (ii) mecanismul de compensare între OTS-uri, astfel cum este prevăzut în articolul 13 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 și Regulamentul (UE) nr. 838/2010 al Comisiei (5);

(e)	facilitează funcționarea și dezvoltarea eficientă și pe termen lung a sistemului paneuropean interconectat și funcționarea eficientă a pieței energiei electrice paneuropene;

(f)	facilitează respectarea principiilor generale de gestionare a congestiilor prevăzute la articolul 16 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009;

(g)	permite planificarea financiară rezonabilă;

(h)	este coerentă între diferite intervale de timp ale pieței pentru ziua următoare și ale pieței intrazilnice; și

(i)	este în conformitate cu principiile transparenței și nediscriminării.

(7)   Până la 31 decembrie 2018, toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților armonizează în continuare pe cât posibil între regiuni metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare și comercializare în contrapartidă aplicată în regiunea lor de calcul al capacităților.

CAPITOLUL 3

Recuperarea costurilor aferente alocării capacităților și gestionării congestiilor

Articolul 75

Dispoziții generale privind recuperarea costurilor

(1)   Costurile aferente obligațiilor impuse OTS-urilor în conformitate cu articolul 8, inclusiv cele menționate la articolul 74 și articolele 76-79, se evaluează de către autoritățile de reglementare competente. Costurile evaluate ca fiind rezonabile, eficiente și proporționale se recuperează în timp util prin tarife de rețea sau alte mecanisme adecvate, astfel cum stabilesc autoritățile de reglementare competente.

(2)   Partea statelor membre din costurile comune menționate la articolul 80 alineatul (2) litera (a), costurile regionale menționate la articolul 80 alineatul (2) litera (b) și costurile naționale menționate la articolul 80 alineatul (2) litera (c) evaluate ca fiind rezonabile, eficiente și proporționale se recuperează prin taxe ale OPEED, tarife de rețea sau alte mecanisme adecvate, astfel cum stabilesc autoritățile de reglementare competente.

(3)   La cererea autorităților de reglementare, OTS-urile, OPEED-urile și delegații relevanți, în conformitate cu articolul 78, furnizează, în termen de trei luni de la cerere, informațiile necesare pentru a facilita evaluarea costurilor suportate.

Articolul 76

Costuri de stabilire, modificare și funcționare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

(1)   Toate OPEED-urile suportă următoarele cheltuieli:

(a)	costurile comune, regionale și naționale pentru stabilirea, actualizarea sau dezvoltarea în continuare a algoritmului de cuplare prin preț și a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare;

(b)	costurile comune, regionale și naționale pentru stabilirea, actualizarea sau dezvoltarea în continuare a algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă și a cuplării unice a piețelor intrazilnice;

(c)	costurile comune, regionale și naționale de funcționare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice.

(2)   Sub rezerva acordului OPEED-urilor în cauză, OTS-urile pot contribui la costurile prevăzute la alineatul (1) sub rezerva aprobării de către autoritățile de reglementare relevante. În astfel de cazuri, în termen de două luni de la primirea unei prognoze de la OPEED-urile în cauză, fiecare OTS are dreptul să prezinte spre aprobarea autorității de reglementare relevante o propunere de contribuție la costuri.

(3)   OPEED-urile în cauză au dreptul să recupereze costurile în conformitate cu alineatul (1) care nu au fost suportate de OTS-uri în conformitate cu alineatul (2) prin taxe sau alte mecanisme adecvate numai dacă aceste costuri sunt rezonabile și proporționale, prin acorduri naționale cu autoritatea de reglementare competentă.

Articolul 77

Costuri de compensare și decontare

(1)   Toate costurile suportate de contrapărțile centrale și agenții de transfer sunt recuperabile prin taxe sau alte mecanisme adecvate dacă acestea sunt rezonabile și proporționale.

(2)   Contrapărțile centrale și agenții de transfer caută modalități de compensare și decontare eficiente care evită costurile inutile și reflectă riscul asumat. Modalitățile de compensare și decontare transfrontaliere fac obiectul aprobării de către autoritățile naționale de reglementare relevante.

Articolul 78

Costuri de stabilire și funcționare a procesului de calcul al capacității coordonate

(1)   Fiecare OTS suportă în mod individual costurile de furnizare a datelor de intrare pentru procesul de calcul al capacităților.

(2)   Toate OTS-urile suportă împreună costurile de fuzionare a modelelor individuale de rețea.

Toate OTS-urile din fiecare regiune de calcul al capacităților suportă costurile de stabilire și funcționare a calculatorilor capacității coordonate.

(3)   Orice costuri suportate de participanții la piață pentru îndeplinirea cerințelor din prezentul regulament sunt suportate de participanții la piață în cauză.

Articolul 79

Costuri de asigurare a fermității

Costurile legate de asigurarea fermității în conformitate cu articolul 70 alineatul (2) și articolul 71 sunt suportate de OTS-urile în cauză, în măsura în care acest lucru este posibil, în conformitate cu articolul 16 alineatul (6) litera (a) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Aceste costuri includ costurile implicate de mecanismele de compensare asociate cu asigurarea fermității capacităților interzonale, precum și costurile de redispecerizare, de comercializare în contrapartidă și de dezechilibru asociate cu compensarea participanților la piață.

Articolul 80

Partajarea costurilor între OPEED-urile și OTS-urile din diferite state membre

(1)   Toate OPEED-urile și OTS-urile relevante transmit autorităților de reglementare un raport anual în care costurile de stabilire, de modificare și de funcționare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice sunt explicate în detaliu. Acest raport se publică de către agenție, ținând seama în mod corespunzător de informațiile comerciale sensibile. Costurile direct legate de cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice sunt identificate în mod clar și separat și sunt auditabile. De asemenea, raportul furnizează detalii complete privind contribuțiile la costurile OPEED de către OST în conformitate cu articolul 76 alineatul (2).

(2)   Costurile menționate la alineatul (1) se defalchează în:

(a)	costuri comune care rezultă din activitățile coordonate ale tuturor OPEED-urilor sau OTS-urilor care participă la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice;

(b)	costurile regionale care rezultă din activitățile OPEED-urilor și OTS-urilor care cooperează într-o anumită regiune;

(c)	costurile naționale care rezultă din activitățile OPEED-urilor și OTS-urilor în statul membru în cauză.

(3)   Costurile comune menționate la alineatul (2) litera (a) se partajează între OTS-urile și OPEED-urile din statele membre și țările terțe care participă la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Pentru a calcula suma care urmează să fie plătită de OTS-urile și OPEED-urile din fiecare stat membru și, după caz, din țările terțe, o optime a costurilor comune este împărțită în mod egal între fiecare stat membru și țară terță, cinci optimi se împart între fiecare stat membru și țară terță în mod proporțional cu consumul lor și două optimi se împart în mod egal între OPEED-urile participante. Pentru a ține seama de modificările costurilor comune sau de modificările OTS-urilor și OPEED-urilor participante, calculul costurilor comune trebuie adaptat în mod periodic.

(4)   OPEED-urile și OTS-urile care cooperează într-o anumită regiune convin de comun acord asupra unei propuneri de partajare a costurilor regionale în conformitate cu alineatul (2) litera (b). Propunerea se aprobă ulterior în mod individual de către autoritățile naționale competente din fiecare stat membru din regiune. OPEED-urile și OTS-urile care cooperează într-o anumită regiune pot utiliza, în mod alternativ, acordurile privind partajarea costurilor prevăzute la alineatul (3).

(5)   Principiile de partajare a costurilor se aplică costurilor suportate de la intrarea în vigoare a prezentului regulament. Acest lucru nu aduce atingere soluțiilor existente utilizate pentru dezvoltarea cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, iar costurile suportate înainte de intrarea în vigoare a prezentului regulament se partajează între OPEED-uri și OTS-uri pe baza acordurilor existente care reglementează astfel de soluții.

TITLUL IV

DELEGAREA SARCINILOR ȘI MONITORIZARE

Articolul 81

Delegarea sarcinilor

(1)   Un OTS sau un OPEED poate delega în totalitate sau parțial orice sarcină atribuită în temeiul prezentului regulament către una sau mai multe părți terțe în cazul în care partea terță respectivă poate exercita funcția cel puțin la fel de eficient ca entitatea care deleagă. Entitatea care deleagă rămâne responsabilă pentru asigurarea conformității cu obligațiile care îi revin în temeiul prezentului regulament, inclusiv asigurarea accesului la informațiile necesare pentru monitorizarea de către autoritatea de reglementare.

(2)   Înainte de delegare, partea terță în cauză trebuie să demonstreze în mod clar părții care deleagă capacitatea sa de a îndeplini toate obligațiile care decurg din prezentul regulament.

(3)   În cazul în care o sarcină prevăzută în prezentul regulament este delegată total sau parțial unei părți terțe, partea care deleagă se asigură că înainte de delegare au fost încheiate acorduri de confidențialitate adecvate în conformitate cu obligațiile de confidențialitate ale părții care deleagă.

Articolul 82

Monitorizarea punerii în aplicare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice

(1)   Entitatea sau entitățile care exercită funcțiile de OCP sunt monitorizate de autoritățile de reglementare sau de autoritățile relevante din teritoriul în care se află. Alte autorități de reglementare sau autorități relevante și agenția contribuie la monitorizare, după caz. Autoritățile de reglementare sau autoritățile relevante care sunt principalele responsabile cu monitorizarea unui OPEED și a funcțiilor de OCP cooperează pe deplin și asigură accesul la informații altor autorități de reglementare și agenției pentru a asigura o monitorizare adecvată a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice în conformitate cu articolul 38 din Directiva 2009/72/CE.

(2)   Monitorizarea punerii în aplicare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice de către ENTSO pentru energie electrică în conformitate cu articolul 8 alineatul (8) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 vizează în special următoarele aspecte:

(a)	progresele realizate și eventualele probleme privind punerea în aplicare a cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, inclusiv alegerea diferitelor opțiuni disponibile în fiecare țară;

(b)	elaborarea raportului privind calculul și alocarea capacităților, în conformitate cu articolul 31 alineatul (1);

(c)	eficiența configurației actuale a zonelor de ofertare în coordonare cu agenția, în conformitate cu articolul 34;

(d)	eficacitatea funcționării algoritmului de cuplare prin preț și a algoritmului de tranzacționare prin corelare continuă în cooperare cu OPEED-urile în conformitate cu articolul 37 alineatul (6);

(e)	eficacitatea criteriului privind estimarea valorii consumului pierdut, în conformitate cu articolul 41 alineatul (1) și articolul 54 alineatul (1); și

(f)	reexaminarea metodologiei de calcul al schimburilor planificate care rezultă din cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare în conformitate cu articolul 43 alineatul (4).

(3)   ENTSO pentru energie electrică transmite agenției un plan de monitorizare care include rapoartele care urmează să fie elaborate și orice actualizări în conformitate cu alineatul (2) în vederea emiterii unui aviz în termen de șase luni de la data intrării în vigoare a prezentului regulament.

(4)   Agenția, în cooperare cu ENTSO pentru energie electrică, elaborează în termen de șase luni de la intrarea în vigoare a prezentului regulament o listă a informațiilor relevante care trebuie comunicate de ENTSO pentru energie electrică agenției, în conformitate cu articolul 8 alineatul (9) și articolul 9 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Lista informațiilor relevante poate face obiectul unor actualizări. ENTSO pentru energie electrică menține o arhivă de date electronice cuprinzătoare și într-un format standardizat cu informațiile solicitate de către agenție.

(5)   Toate OTS-urile prezintă ENTSO pentru energie electrică informațiile necesare pentru îndeplinirea sarcinilor în conformitate cu alineatele (2) și (4).

(6)   OPEED-urile, participanții la piață și alte organizații relevante în ceea ce privește cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, la cererea comună a agenției și a ENTSO pentru energie electrică, transmit ENTSO pentru energie electrică informațiile necesare pentru monitorizarea în conformitate cu alineatele (2) și (4), cu excepția informațiilor deja obținute de către autoritățile de reglementare, agenție sau ENTSO pentru energie electrică în contextul sarcinilor lor de monitorizare a punerii în aplicare.

TITLUL V

DISPOZIȚII TRANZITORII ȘI FINALE

Articolul 83

Dispoziții tranzitorii pentru Irlanda și Irlanda de Nord

(1)   Cu excepția articolelor 4, 5 și 6 și a participării la elaborarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor, pentru care se aplică termenele corespunzătoare, cerințele din prezentul regulament nu se aplică în Irlanda și în Irlanda de Nord până la 31 decembrie 2017.

(2)   De la data intrării în vigoare a prezentului regulament și până la 31 decembrie 2017, Irlanda și Irlanda de Nord vor pune în aplicare dispoziții tranzitorii de pregătire. Dispozițiile tranzitorii respective:

(a)	facilitează tranziția către punerea în aplicare integrală și conformitatea deplină cu prezentul regulament și includ toate măsurile pregătitoare necesare pentru punerea în aplicare integrală și conformitatea deplină cu prezentul regulament, până la 31 decembrie 2017;

(b)	garantează un grad rezonabil de integrare cu piețele din jurisdicțiile adiacente;

(c)

prevăd cel puțin: (i) alocarea capacității de interconexiune într-o licitație pentru ziua următoare explicită și în cel puțin două licitații intrazilnice implicite; (ii) nominalizarea comună a capacității de interconexiune și a fluxurilor de energie în intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare; (iii) aplicarea principiilor „ce nu folosești, pierzi” (use-it-or-lose-it) sau „ce nu folosești, vinzi” (use-it-or-sell-it), astfel cum se menționează la punctul 2.5 din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009 pentru capacitatea neutilizată în intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare.

(d)	asigură stabilirea de prețuri echitabile și nediscriminatorii ale capacității de interconexiune în cadrul licitațiilor intrazilnice implicite;

(e)	stabilesc mecanisme de compensare echitabile, transparente și nediscriminatorii pentru asigurarea fermității;

(f)	stabilesc o foaie de parcurs detaliată, aprobată de autoritățile de reglementare din Irlanda și Irlanda de Nord, cu etape importante pentru punerea deplină în aplicare și conformitatea cu prezentul regulament;

(g)	fac obiectul unui proces de consultare care implică toate părțile relevante și acordă o atenție deosebită rezultatelor consultării;

(h)	sunt justificate pe baza unei analize a raportului costuri-beneficii;

(i)	nu afectează în mod nejustificat alte jurisdicții.

(3)   Autoritățile de reglementare din Irlanda și Irlanda de Nord furnizează agenției cel puțin trimestrial, sau la cererea agenției, orice informații necesare pentru evaluarea dispozițiilor tranzitorii privind piața energiei electrice pe insula Irlanda și progresele înregistrate către punerea deplină în aplicare și conformitatea cu prezentul regulament.

Articolul 84

Intrarea în vigoare

Prezentul regulament intră în vigoare în a douăzecea zi de la data publicării în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.

---

(1)  JO L 211, 14.8.2009, p. 15.

(2)  Regulamentul (CE) nr. 713/2009 al Parlamentului European și al Consiliului din 13 iulie 2009 de instituire a Agenției pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (JO L 211, 14.8.2009, p. 1).

(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).

(4)  Directiva 2009/72/EC a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE (JO L 211, 14.8.2009, p. 55).

(5)  Regulamentul (UE) nr. 838/2010 al Comisiei din 23 septembrie 2010 privind stabilirea orientărilor referitoare la mecanismul compensărilor între operatorii de sisteme de transport și abordarea comună de reglementare în domeniul stabilirii taxelor de transport (JO L 250, 24.9.2010, p. 5).

---