Regulamentul 943/05-iun-2019 privind piaţa internă de energie electrică

Acte UE

Jurnalul Oficial 158L

În vigoare

Versiune de la: 16 Iulie 2024

Dată act: 5-iun-2019

Emitent: Parlamentul European;Consiliul Uniunii Europene

(1)Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului (⁴) a fost modificat în mod substanţial de mai multe ori. Întrucât se impun noi modificări, este necesar, din motive de claritate, să se procedeze la reformarea respectivului regulament.

(2)Uniunea energetică urmăreşte să ofere clienţilor finali - casnici şi industriali - o alimentare cu energie sigură, securizată, durabilă, competitivă şi la preţuri accesibile. În trecut, sistemul electroenergetic a fost dominat de monopoluri integrate pe verticală, adesea deţinute de stat, cu centrale electrice nucleare sau cu combustibil fosil centralizate şi de mari dimensiuni. Piaţa internă de energie electrică, care a fost implementată treptat începând cu 1999, are drept obiectiv să ofere tuturor consumatorilor din Uniune posibilităţi reale de alegere, precum şi noi oportunităţi de afaceri şi un comerţ transfrontalier mai intens, pentru a asigura obţinerea de progrese în materie de eficienţă, preţuri competitive şi îmbunătăţirea calităţii serviciilor, precum şi pentru a contribui la siguranţa alimentării şi la dezvoltarea durabilă. Piaţa internă de energie electrică a stimulat concurenţa, mai ales la nivelul vânzărilor angro, şi a intensificat comerţul interzonal. Aceasta rămâne fundamentul unei pieţe eficiente de energie.

(4)Prezentul regulament stabileşte norme pentru a asigura funcţionarea pieţei interne de energie electrică şi include anumite cerinţe legate de dezvoltarea de energie din surse regenerabile şi de politica de mediu, în special norme specifice pentru anumite tipuri de instalaţii de producere a energiei electrice din surse regenerabile, cu privire la responsabilitatea în materie de echilibrare, dispecerizare şi redispecerizare, precum şi un prag pentru emisiile de CO₂ pentru noua capacitate de generare, în cazul în care această capacitate este supusă unor măsuri temporare pentru asigurarea nivelului necesar de adecvare a resurselor, şi anume mecanismelor de asigurare a capacităţii.

(5)Energia electrică provenită din surse regenerabile de la instalaţiile mici de producere a energiei electrice ar trebui să beneficieze de prioritate la dispecerizare fie prin atribuirea unei priorităţi specifice în cadrul metodologiei de dispecerizare, fie prin impunerea unor cerinţe juridice sau de reglementare care să impună operatorilor de pe piaţă să furnizeze această energie electrică pe piaţă. Dispecerizarea prioritară care a fost acordată în cadrul serviciilor de exploatare a sistemului în aceleaşi condiţii economice ar trebui considerată că respectă prezentul regulament. În orice caz, dispecerizarea prioritară ar trebui considerată ca fiind compatibilă cu participarea la piaţa de energie electrică a instalaţiilor de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile.

(7)În trecut, clienţii de energie electrică erau fără excepţie pasivi, cumpărând adesea energie electrică la preţuri reglementate care nu aveau nicio legătură directă cu piaţa. În viitor, clienţii trebuie să aibă posibilitatea de a participa activ pe piaţă, pe picior de egalitate cu alţi participanţi la piaţă, şi trebuie să fie abilitaţi să îşi gestioneze propriul consum de energie. Pentru a integra ponderea tot mai mare de energie din surse regenerabile, viitorul sistem electroenergetic ar trebui să utilizeze toate sursele disponibile de flexibilitate, în special soluţiile orientate către cerere şi stocarea de energie, şi ar trebui să utilizeze digitalizarea, prin integrarea tehnologiilor inovatoare în cadrul sistemului electroenergetic. Pentru o decarbonizarea eficace şi la cele mai mici costuri, viitorul sistem electroenergetic trebuie să se încurajeze, de asemenea, eficienţa energetică. Realizarea pieţei interne a energiei prin integrarea eficace a energiei din surse regenerabile poate stimula investiţiile pe termen lung şi poate contribui la realizarea obiectivelor uniunii energetice şi ale cadrului de politici privind clima şi energia pentru 2030, astfel cum s-a stabilit în comunicarea Comisiei din 22 ianuarie 2014 intitulată "Un cadru pentru politica privind clima şi energia în perioada 2020-2030" şi cum s-a aprobat în concluziile adoptate de Consiliul European la reuniunea sa din 23 şi 24 octombrie 2014.

(9)Au fost elaborate cadre de reglementare care permit comercializarea energiei electrice în întreaga Uniune. Elaborarea lor a fost susţinută prin adoptarea mai multor coduri de reţea şi a unor orientări pentru integrarea pieţelor de energie electrică. Codurile de reţea şi orientările respective conţin dispoziţii referitoare la normele specifice pieţei, la exploatarea sistemului şi la racordarea la reţea. Pentru a asigura transparenţa deplină şi pentru a spori securitatea juridică, ar trebui adoptate, în conformitate cu procedura legislativă ordinară, şi încorporate într-un act legislativ unic al Uniunii şi principiile de bază în materie de funcţionare a pieţei şi de alocare a capacităţii în intervalele de timp specifice pieţei de echilibrare, pieţei intrazilnice, pieţei pentru ziua următoare şi pieţei la termen.

(10)Articolul 13 din Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei (⁵) stabileşte un proces prin care operatorii de transport şi de sistem pot delega unor terţi, în totalitate sau parţial, totalitatea sau o parte a atribuţiilor care li se încredinţează. Operatorii de transport şi de sistem care deleagă ar trebui să rămână responsabili de asigurarea conformităţii cu prezentul regulament. De asemenea, statele membre ar trebui să poată aloca sarcini şi obligaţii unor terţi. Această atribuire ar trebui să fie limitată la sarcinile şi obligaţiile îndeplinite la nivel naţional, cum ar fi decontarea dezechilibrelor. Limitările unei astfel de atribuiri nu ar trebui să conducă la modificări inutile ale dispoziţiilor naţionale existente. Cu toate acestea, operatorii de transport şi de sistem ar trebui să rămână responsabili pentru sarcinile care le-au fost încredinţate în temeiul articolului 40 din Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European şi a Consiliului (⁶).

(11)În ceea ce priveşte pieţele de echilibrare, pentru ca preţurile să fie stabilite în mod eficient şi fără efecte de denaturare în cadrul achiziţiei de capacitate de echilibrare şi energie de echilibrare este necesar ca preţul pentru energia de echilibrare să nu fie impus prin contractele privind capacitatea de echilibrare. Acest lucru nu aduce atingere sistemelor de dispecerizare care utilizează un proces integrat de planificare, în conformitate cu Regulamentul (UE) 2017/2195.

(12)Articolele 18, 30 şi 32 din Regulamentul (UE) 2017/2195 stabilesc că metoda de stabilire a preţurilor pentru produsele standard şi specifice de energie de echilibrare creează stimulente pozitive pentru participanţii la piaţă, pentru ca aceştia să menţină echilibrul sistemului din zona lor de preţ de dezechilibru sau să contribuie la restabilirea acestuia şi astfel să reducă dezechilibrele sistemului şi costurile pentru societate. Aceste abordări de stabilire a preţurilor ar trebui să vizeze o utilizare eficientă din punct de vedere economic a consumului dispecerizabil şi a altor resurse de echilibrare care fac obiectul unor limite de siguranţă în funcţionare.

(13)Integrarea pieţelor de echilibrare a energiei ar trebui să faciliteze funcţionarea eficientă a pieţei intrazilnice, pentru a le oferi participanţilor la piaţă posibilitatea de a se echilibra, cât mai aproape de timpul real, ceea ce devine posibil datorită orelor de închidere a porţii pentru energia de echilibrare prevăzute la articolul 24 din Regulamentul (UE) 2017/2195. Numai dezechilibrele care rămân după închiderea pieţei intrazilnice ar trebui echilibrate de către operatorii de transport şi de sistem în cadrul pieţei de echilibrare. Articolul 53 din Regulamentul (UE) 2017/2195 prevede, de asemenea, armonizarea intervalului de decontare a dezechilibrului la 15 minute în Uniune. O astfel de armonizare este destinată să sprijine tranzacţionarea intrazilnică şi să promoveze dezvoltarea unei serii de produse de tranzacţionare cu aceleaşi intervale de livrare.

(14)Pentru a permite operatorilor de transport şi de sistem să achiziţioneze şi să utilizeze capacitatea de echilibrare într-un mod eficient, economic şi bazat pe piaţă, este necesar să se promoveze integrarea pieţei. În această privinţă, titlul IV din Regulamentul (UE) 2017/2195 stabileşte trei metodologii prin care operatorii de transport şi de sistem au dreptul să aloce capacitate interzonală pentru schimbul de capacitate de echilibrare şi pentru utilizarea în comun a rezervelor, atunci când aceasta se bazează pe o analiză cost-beneficiu: procesul de co-optimizare, procesul de alocare bazată pe piaţă şi alocarea bazată pe o analiză a eficienţei economice. Procesul de alocare co-optimizată ar trebui realizat pentru ziua următoare. În mod contrar, procesul de alocare bazată pe piaţă ar putea fi realizat atunci când contractarea este efectuată cu cel mult o săptămână înainte de furnizarea capacităţii de echilibrare, iar alocarea bazată pe o analiză a eficienţei economice ar putea fi realizată atunci când contractarea este realizată cu mai mult de o săptămână înainte de furnizarea capacităţii de echilibrare, cu condiţia ca volumele alocate să fie limitate şi ca o evaluare să fie efectuată anual. De îndată ce autorităţile de reglementare competente aprobă o metodologie privind procesul de alocare a capacităţii interzonale, metodologia respectivă ar putea fi aplicată mai repede de doi sau mai mulţi operatori de transport şi de sistem, pentru a permite ca aceştia să câştige experienţă şi pentru a facilita buna aplicare a metodologiei respective pe viitor de către mai mulţi operatori de transport şi de sistem. Totuşi, aplicarea acestor metodologii ar trebui să fie armonizată de toţi operatorii de transport şi de sistem pentru a încuraja integrarea pieţei.

(15)Titlul V din Regulamentul (UE) 2017/2195 a stabilit că obiectivul general al decontării dezechilibrelor este de a asigura că părţile responsabile cu echilibrarea menţin echilibrul sistemului într-un mod eficient sau contribuie la restabilirea acestuia şi de a oferi stimulente participanţilor la piaţă să menţină echilibrul sistemului sau să contribuie la restabilirea acestuia. Pentru ca pieţele de echilibrare şi sistemul energetic global să devină adecvate pentru integrarea unor ponderi tot mai mari ale energiei din surse regenerabile, preţurile dezechilibrului ar trebui să reflecte valoarea în timp real a energiei. Toţi participanţii la piaţă ar trebui să fie responsabili din punct de vedere financiar pentru dezechilibrele pe care le provoacă în sistem, reprezentând diferenţa dintre volumul alocat şi poziţia finală de pe piaţă. În cazul agregatorilor pentru consumul dispecerizabil, volumul alocat constă în volumul de energie activat fizic de sarcina clienţilor participanţi, pe baza unei metodologii de măsurare şi a unei metodologii de referinţă definite.

(16)Regulamentul (UE) 2015/1222 al Comisiei (⁷) stabileşte orientări detaliate privind alocarea capacităţilor interzonale şi gestionarea congestiilor pe pieţele pentru ziua următoare şi pieţele intrazilnice, inclusiv cerinţele pentru stabilirea unor metodologii comune pentru a determina volumul capacităţilor disponibile simultan între zonele de ofertare, criterii de evaluare a eficienţei şi un proces de revizuire pentru definirea zonelor de ofertare. Articolele 32 şi 34 din Regulamentul (UE) 2015/1222 stabilesc norme de revizuire a configuraţiilor zonelor de ofertare, articolele 41 şi 54 din regulamentul menţionat stabilesc limite armonizate ale preţurilor de închidere maxime şi minime pentru intervalele de timp pentru ziua următoare şi intrazilnice, articolul 59 din acesta stabileşte norme privind orele de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale, în timp ce articolul 74 din regulamentul respectiv stabileşte norme privind metodologia de partajare a costurilor pentru redispecerizare şi comercializare în contrapartidă.

(17)Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei (⁸) stabileşte norme detaliate privind alocarea capacităţilor interzonale pe pieţele la termen, privind stabilirea unei metodologii comune de stabilire a capacităţii interzonale pe termen lung, privind înfiinţarea unei platforme unice la nivel european care să ofere alocarea drepturilor de transport pe termen lung şi privind posibilitatea de a restitui drepturile de transport pe termen lung pentru alocările ulterioare pe piaţa pe termen lung sau de a transfera aceste drepturi între participanţii la piaţă. Articolul 30 din Regulamentul (UE) 2016/1719 stabileşte norme privind produsele de acoperire a riscului la termen.

(18)Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei (⁹) stabileşte cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de producere a energiei electrice în sistemul interconectat, în special în privinţa grupurilor generatoare sincrone, a modulelor de generare din componenţa unei centrale şi a modulelor de generare offshore. Cerinţele respective contribuie la asigurarea unor condiţii echitabile de concurenţă în cadrul pieţei interne de energie electrică, pentru a se asigura siguranţa în funcţionarea sistemului şi integrarea energiei electrice din surse regenerabile şi pentru a se facilita comerţul cu energie electrică la nivelul întregii Uniuni. Articolele 66 şi 67 din Regulamentul (UE) 2016/631 stabilesc norme pentru tehnologiile emergente în ceea ce priveşte producerea de energie electrică.

(19)Zonele de ofertare care reflectă distribuţia cererii şi ofertei reprezintă un element fundamental al tranzacţionării energiei electrice bazate pe mecanisme de piaţă şi reprezintă o condiţie prealabilă pentru a realiza potenţialul maxim al metodelor de alocare a capacităţilor, inclusiv al abordării bazate pe flux. Prin urmare, zonele de ofertare ar trebui să fie definite în aşa fel încât să se asigure lichiditatea pieţei, o gestionare eficientă a congestiilor şi eficienţa globală a pieţei. În cazul în care se lansează o revizuire a unei configuraţii existente a zonelor de ofertare de către o singură autoritate de reglementare sau de către un singur operator de transport şi de sistem cu aprobarea autorităţii sale de reglementare competente, pentru zonele de ofertare din interiorul zonei de control a operatorului de transport şi de sistem, în cazul în care configuraţia zonelor de ofertare are un impact neglijabil asupra zonelor de control ale operatorilor de transport şi de sistem învecinaţi, inclusiv a capacităţilor de interconexiune, iar revizuirea configuraţiei zonelor de ofertare este necesară pentru a îmbunătăţi eficienţa, pentru a maximiza oportunităţile de tranzacţionare transfrontalieră sau pentru a menţine siguranţa în funcţionare, operatorul de transport şi de sistem din zona de control relevantă şi autoritatea de reglementare competentă ar trebui să fie, respectiv, singurul operator de transport şi de sistem şi singura autoritate de reglementare care participă la revizuire. Operatorul de transport şi de sistem relevant şi, respectiv, autoritatea de reglementare competentă ar trebui să informeze în prealabil operatorii de transport şi de sistem învecinaţi cu privire la revizuire, iar rezultatele revizuirii ar trebui să fie publicate. Lansarea unei revizuiri regionale a zonelor de ofertare ar trebui să poată fi declanşată în urma raportului tehnic privind congestiile în conformitate cu articolul 14 din prezentul regulament sau în conformitate cu procedurile existente stabilite în Regulamentul (UE) 2015/1222.

(20)În cazul în care centrele de coordonare regionale efectuează calculul capacităţilor, ar trebui să maximizeze capacitatea, luând în considerare măsuri de remediere fără costuri şi respectând limitele de siguranţă în funcţionare ale operatorilor de transport şi de sistem din regiunea de calcul al capacităţilor. În cazul în care calculul nu duce la o capacitate egală cu capacităţile minime stabilite în prezentul regulament sau superioară acestora, centrele de coordonare regionale ar trebui să ia în considerare toate măsurile de remediere costisitoare disponibile pentru a spori şi mai mult capacitatea până la capacităţile minime, inclusiv potenţialul de redispecerizare din şi dintre regiunile de calcul al capacităţilor, respectând, în acelaşi timp, limitele de siguranţă în funcţionare ale operatorilor de transport şi de sistem din regiunea de calcul al capacităţilor. Operatorii de transport şi de sistem ar trebui să raporteze cu acurateţe şi transparenţă cu privire la toate aspectele legate de calculul capacităţilor în conformitate cu prezentul regulament şi să se asigure că toate informaţiile trimise centrelor de coordonare regionale sunt exacte şi adecvate scopului.

(21)La efectuarea calculului capacităţilor, centrele de coordonare regionale ar trebui să calculeze capacităţile interzonale utilizând date de la operatorii de transport şi de sistem care respectă limitele de siguranţă în funcţionare ale zonelor lor de control. Operatorii de transport şi de sistem ar trebui să poată decide să se abată de la calculul coordonat al capacităţilor în cazul în care punerea în aplicare a acestuia ar duce la încălcarea limitelor de siguranţă în funcţionare ale elementelor de reţea din zona lor de control. Aceste abateri ar trebui să fie monitorizate cu atenţie şi raportate în mod transparent pentru a preveni abuzurile şi pentru a se asigura că volumul capacităţii de interconectare care urmează să fie pusă la dispoziţia participanţilor de pe piaţă nu este limitat pentru a rezolva problema congestionării din interiorul unei zone de ofertare. În cazul în care există un plan de acţiune, acesta ar trebui să ţină seama de abateri şi să abordeze cauza acestora.

(23)Deşi decarbonizarea sectorului energiei electrice, în cadrul căreia energia din surse regenerabile devine o parte majoră a pieţei, reprezintă unul dintre obiectivele uniunii energetice, este esenţial ca piaţa să elimine obstacolele existente din calea comerţului transfrontalier şi să încurajeze investiţiile în infrastructura de sprijin, de exemplu, în producerea mai flexibilă, în interconectare, în consum dispecerizabil şi în stocarea energiei. Pentru a veni în sprijinul acestei reorientări către o producere variabilă şi distribuită şi pentru a garanta că principiile pieţei de energie vor sta la baza pieţelor de energie electrică din Uniune din viitor, este esenţial să se pună un accent reînnoit pe pieţele pe termen scurt şi pe stabilirea preţurilor pe baza principiului rarităţii.

(24)Pieţele pe termen scurt vor ameliora lichiditatea şi concurenţa, permiţând mai multor resurse să participe pe deplin la piaţă, în special resurselor care sunt mai flexibile. O stabilire eficace a preţurilor pe baza principiului rarităţii va încuraja participanţii la piaţă să reacţioneze la semnalele pieţei şi să fie disponibili în momentul în care piaţa are cel mai mult nevoie şi le garantează acestora că îşi pot recupera costurile pe piaţa angro. Prin urmare, este esenţial să se asigure că sunt eliminate plafoanele administrative şi implicite ale preţurilor, pentru a permite stabilirea preţurilor pe baza principiului rarităţii. Atunci când vor fi pe deplin integrate în structura pieţei, pieţele pe termen scurt şi stabilirea preţurilor pe baza principiului rarităţii contribuie la eliminarea altor măsuri cu efect de denaturare a pieţei, cum ar fi mecanismele de asigurare a capacităţii, pentru a garanta siguranţa alimentării. În acelaşi timp, stabilirea preţurilor pe baza principiului rarităţii fără plafonarea preţurilor pe piaţa angro nu ar trebui să afecteze posibilitatea clienţilor finali, în special a clienţilor casnici, a întreprinderilor mici şi mijlocii (IMM-uri) şi a clienţilor industriali, de a beneficia de preţuri fiabile şi stabile.

(25)Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 şi 109 din Tratatul privind funcţionarea Uniunii Europene (TFUE), derogările de la principiile fundamentale ale pieţei, cum ar fi responsabilitatea în materie de echilibrare, dispecerizarea bazată pe piaţă sau redispecerizarea, reduc semnalele referitoare la flexibilitate şi acţionează ca bariere în calea dezvoltării unor soluţii precum stocarea energiei, consumul dispecerizabil sau agregarea. Deşi sunt în continuare necesare derogări pentru a evita o sarcină administrativă inutilă pentru anumiţi participanţi la piaţă, în special clienţii casnici şi IMM-urile, derogările generale care vizează anumite tehnologii în ansamblul lor nu sunt în concordanţă cu obiectivul unor procese de decarbonizare eficiente şi bazate pe piaţă şi, prin urmare, ar trebui înlocuite de măsuri mai bine orientate.

(27)Restricţionările necoordonate ale capacităţilor de interconexiune limitează tot mai mult schimbul de energie electrică între statele membre şi au devenit un obstacol important în calea dezvoltării unei pieţe interne funcţionale de energie electrică. Prin urmare, nivelul maxim al puterii capacităţilor de interconexiune şi elementele critice de reţea ar trebui să fie puse la dispoziţie, cu respectarea normelor de siguranţă privind exploatarea sigură a reţelelor, inclusiv cu respectarea standardului de siguranţă pentru contingenţe (N-1). Cu toate acestea, există unele limitări în ceea ce priveşte stabilirea nivelului de capacitate într-o reţea buclată. Este nevoie să fie puse în aplicare niveluri minime clare ale capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal, pentru a reduce efectele fluxurilor în buclă şi ale congestiilor interne asupra comerţului interzonal şi a oferi o valoare previzibilă a capacităţii pentru participanţii la piaţă. În cazul în care se utilizează metoda bazată pe flux, capacitatea minimă respectivă ar trebui să determine cota minimă din capacitatea unui element critic de reţea intern sau interzonal care respectă limitele de siguranţă în funcţionare care urmează să fie utilizată ca bază pentru calculul coordonat al capacităţilor în Regulamentului (UE) 2015/1222, având în vedere contingenţele. Restul capacităţii poate fi utilizat pentru marje de fiabilitate, pentru fluxurile în buclă şi pentru fluxurile interne. În plus, în cazul în care se prevăd probleme legate de asigurarea siguranţei reţelei, ar trebui să poată fi acordate derogări pentru o perioadă de tranziţie limitată. Astfel de derogări ar trebui să fie însoţite de o metodologie şi de proiecte care să prevadă o soluţie pe termen lung.

(28)Capacitatea de transport căreia i se aplică criteriul de capacitate minimă de 70 % în abordarea capacităţii nete de transport coordonate (NTC) este transportul maxim de energie electrică activă care respectă limitele de siguranţă în funcţionare şi ţine seama de contingenţe. Calcularea coordonată a acestei capacităţi ţine seama de asemenea de faptul că fluxurile de energie electrică sunt distribuite în mod neuniform între componentele individuale şi nu adaugă numai capacităţi ale unor linii de interconexiune. Această capacitate nu ţine seama de marja de fiabilitate, fluxurile în buclă sau fluxurile interne, care sunt luate în considerare în cadrul celor 30 % rămase.

(30)Pentru a orienta în mod eficient investiţiile necesare, preţurile trebuie, de asemenea, să ofere semnale acolo unde nevoile în materie de energie electrică sunt cel mai ridicate. Într-un sistem electroenergetic zonal, pentru ca semnalele de localizare să fie corecte este necesară o determinare coerentă, obiectivă şi fiabilă a zonelor de ofertare printr-un proces transparent. Pentru a asigura operarea şi planificarea eficientă a reţelei electrice din Uniune şi pentru a transmite semnale eficace de preţ pentru noi capacităţi de generare, pentru consumul dispecerizabil şi pentru infrastructura de transport, zonele de ofertare ar trebui să reflecte congestia structurală. În special, capacitatea interzonală nu ar trebui redusă pentru a soluţiona congestia internă.

(31)Pentru a reflecta principiile divergente în ceea ce priveşte optimizarea zonelor de ofertare fără a pune în pericol pieţele lichide şi investiţiile în reţele, ar trebui prevăzute două opţiuni pentru a aborda congestiile. Statele membre ar trebui să poată alege între o reconfigurare a zonei lor de ofertare şi măsuri precum consolidarea şi optimizarea reţelelor. Punctul de plecare pentru o astfel de decizie ar trebui să fie identificarea congestiilor structurale pe termen lung de către operatorul sau operatorii de transport şi de sistem dintr-un stat membru, printr-un raport redactat de Reţeaua europeană a operatorilor de transport şi de sistem de energie electrică (denumită în continuare "ENTSO pentru energie electrică") referitor la congestie sau prin revizuirea zonelor de ofertare. Statele membre ar trebui să încerce să găsească mai întâi o soluţie comună cu privire la modul cel mai potrivit de abordare a congestiilor. În acest sens, statele membre ar putea adopta planuri de acţiune multinaţionale sau naţionale pentru a aborda congestiile. Pentru statele membre care adoptă un plan de acţiune pentru abordarea congestiilor, ar trebui să se aplice o perioadă de deschidere progresivă sub formă de traiectorie lineară a capacităţilor de interconexiune. La finalul punerii în aplicare a unui astfel de plan de acţiune, statele membre ar trebui să aibă posibilitatea de a alege între o reconfigurare a zonei sau zonelor de ofertare sau o acoperire a congestiilor rămase prin intermediul unor măsuri de remediere pentru care suportă costurile. În acest din urmă caz, zona de ofertare nu se reconfigurează împotriva voinţei statului membru respectiv, cu condiţia atingerii capacităţii minime. Nivelul minim de capacitate care ar trebui utilizate în calculul coordonat al capacităţilor ar trebui să fie un procent din capacitatea unui element critic de reţea, astfel cum este definit în urma procesului de selecţie în temeiul Regulamentului (UE) 2015/1222, după sau, în cazul unei abordări bazate pe flux, în timp ce se respectă limitele de siguranţă în funcţionare în situaţiile de contingenţă. O decizie a Comisiei privind configuraţia unei zone de ofertare ar trebui să fie posibilă ca măsură de ultimă instanţă şi ar trebui să modifice numai configuraţia unei zone de ofertare din acele state membre care au optat pentru divizarea zonei de ofertare sau care nu au atins nivelul minim de capacitate.

(39)Pentru a asigura condiţii de concurenţă echitabile pentru toţi participanţii la piaţă, tarifele de reţea ar trebui să fie aplicate într-un mod care să nu discrimineze nici pozitiv, nici negativ între producerea conectată la nivelul de distribuţie şi producerea conectată la nivelul de transport. Tarifele de reţea nu ar trebui să facă discriminări împotriva stocării energiei şi nu ar trebui să descurajeze participarea la consumul dispecerizabil sau să reprezinte un obstacol pentru îmbunătăţirea eficienţei energetice.

(40)Pentru a spori transparenţa şi comparabilitatea în cadrul procesului de stabilire a tarifelor în cazul în care o armonizare obligatorie nu este considerată adecvată, Agenţia Europeană pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei (denumită în continuare "ACER") instituită prin Regulamentul (UE) 2019/942 al Parlamentului European şi al Consiliului (¹⁰) ar trebui să redacteze un raport asupra bunelor practici privind metodologiile tarifare.

(42)Pentru a asigura gestionarea optimă a reţelei de transport a energiei electrice, precum şi pentru a permite tranzacţionarea şi furnizarea transfrontalieră de energie electrică în cadrul Uniunii, ar trebui înfiinţată ENTSO pentru energie electrică. Atribuţiile ENTSO pentru energie electrică ar trebui să fie îndeplinite în conformitate cu normele Uniunii în domeniul concurenţei, care ar trebui să rămână aplicabile deciziilor acesteia. Atribuţiile ENTSO pentru energie electrică ar trebui să fie clar definite, iar metoda sa de lucru ar trebui să asigure eficienţa, transparenţa. Codurile de reţea pregătite de ENTSO pentru energie electrică nu sunt menite să înlocuiască codurile de reţea naţionale necesare pentru aspecte fără caracter transfrontalier. Având în vedere faptul că un progres mai eficace poate fi realizat printr-o abordare la nivel regional, operatorii de transport şi de sistem ar trebui să înfiinţeze structuri regionale în cadrul structurii generale de cooperare, garantând, în acelaşi timp, faptul că rezultatele la nivel regional sunt compatibile cu codurile de reţea şi cu planurile la nivelul Uniunii fără caracter obligatoriu de dezvoltare a reţelei pe 10 ani. Statele membre ar trebui să promoveze cooperarea şi să monitorizeze eficacitatea funcţionării reţelei la nivel regional. Cooperarea la nivel regional ar trebui să fie compatibilă cu evoluţia către o piaţă internă de energie electrică competitivă şi eficientă.

(44)Metodologia pentru evaluarea adecvării resurselor pe termen mediu şi lung (în intervale cuprinse între următorii 10 ani şi anul următor) prevăzută în prezentul regulament are un scop diferit faţă de evaluările adecvării sezoniere (pe şase luni), astfel cum sunt prevăzute la articolul 9 din Regulamentul (UE) 2019/941 al Parlamentului European şi al Consiliului (¹¹). Evaluările pe termen mediu şi lung sunt în principal utilizate pentru a identifica preocupările legate de adecvare şi a aprecia necesitatea unor mecanisme de asigurare a capacităţii, în timp ce evaluările adecvării sezoniere sunt utilizate pentru a atenţiona cu privire la riscurile pe termen scurt care ar putea surveni în următoarele şase luni şi care ar putea conduce la o deteriorare semnificativă a situaţiei alimentării cu energie electrică. În plus, centre de coordonare regionale realizează, de asemenea, evaluări ale adecvării regionale cu privire la exploatarea sistemelor de transport de energie electrică. Acestea sunt evaluări pe termen foarte scurt ale adecvării (în intervale cuprinse între săptămâna următoare şi ziua următoare) utilizate în contextul exploatării sistemului.

(45)Înainte de introducerea unor mecanisme de asigurare a capacităţii, statele membre ar trebui să evalueze denaturările în materie de reglementare care contribuie la preocupările asociate legate de adecvarea resurselor. Statele membre ar trebui să aibă obligaţia de a adopta măsuri de eliminare a denaturărilor identificate şi ar trebui să adopte un calendar pentru punerea în aplicare a acestor măsuri. Ar trebui introduse mecanisme de asigurare a capacităţii numai pentru a soluţiona problemele în materie de adecvare care nu pot fi soluţionate prin eliminarea denaturărilor respective.

(49)În prezentul regulament ar trebui să se stabilească norme detaliate pentru facilitarea unei participări transfrontaliere eficace la mecanismele de asigurare a capacităţii. Operatorii de transport şi de sistem ar trebui să faciliteze participarea transfrontalieră a producătorilor interesaţi la mecanismele de asigurare a capacităţii din alte state membre. Prin urmare, aceştia ar trebui să calculeze capacităţile până la care ar fi posibilă participarea transfrontalieră, să permită participarea şi să verifice disponibilităţile existente. Autorităţile de reglementare ar trebui să asigure respectarea normelor transfrontaliere în statele membre.

(50)Mecanismele de asigurare a capacităţii nu ar trebui să genereze supracompensare şi în acelaşi timp ar trebui să asigure siguranţa alimentării. În acest sens, mecanismele de asigurare a capacităţii, altele decât rezervele strategice, ar trebui să fie construite astfel încât să garanteze că preţul plătit pentru disponibilitate tinde automat la zero atunci când se preconizează că nivelul de capacitate care ar fi profitabil pe piaţa de energie în absenţa unui mecanism de asigurare a capacităţii este adecvat pentru a satisface nivelul de capacitate solicitat.

(52)Având în vedere diferenţele dintre sistemele energetice naţionale şi limitările tehnice ale reţelelor electrice existente, cea mai bună abordare pentru a realiza progrese în ceea ce priveşte integrarea pieţelor se regăseşte adesea la nivel regional. Prin urmare, cooperarea regională a operatorilor de transport şi de sistem ar trebui consolidată. Pentru a asigura o cooperare eficientă, un nou cadru de reglementare ar trebui să prevadă o guvernanţă regională şi o supraveghere reglementară mai solidă, inclusiv prin consolidarea puterii de decizie a ACER în ceea ce priveşte aspectele transfrontaliere. De asemenea, ar putea fi necesară o mai strânsă cooperare între statele membre în situaţii de criză, pentru a spori siguranţa alimentării şi pentru a limita denaturările pieţei.

(53)Coordonarea dintre operatorii de transport şi de sistem la nivel regional a fost formalizată prin participarea obligatorie a operatorilor de transport şi de sistem la centrele de coordonare a siguranţei la nivel regional. Coordonarea regională a operatorilor de transport şi de sistem la nivel regional ar trebui să fie dezvoltată în continuare printr-un cadru instituţional consolidat prin instituirea unor centre de coordonare regionale. Crearea unor centre de coordonare regionale ar trebui să ţină seama de iniţiativele de coordonare regionale existente sau planificate şi să vină în sprijinul exploatării din ce în ce mai integrate a sistemelor electroenergetice pe întreg teritoriul Uniunii, asigurând astfel funcţionarea lor eficientă şi sigură. Din acest motiv, este necesar să se asigure că coordonarea operatorilor de transport şi de sistem prin intermediul centrelor de coordonare regională are loc în întreaga Uniune. În cazul în care operatorii de transport şi de sistem dintr-o anumită regiune nu sunt încă coordonaţi de un centru de coordonare regional existent sau planificat, operatorii de transport şi de sistem din regiunea respectivă ar trebui să înfiinţeze sau să desemneze un centru de coordonare regional.

(54)Aria geografică a centrelor de coordonare regionale ar trebui să le permită să contribuie în mod efectiv la coordonarea activităţilor operatorilor de transport şi de sistem în regiuni şi ar trebui să conducă la îmbunătăţirea siguranţei sistemului şi a eficienţei pieţei. Centrele de coordonare regionale ar trebui să aibă flexibilitatea de a-şi îndeplini atribuţiile în regiune într-un mod adaptat cât mai bine la natura atribuţiilor specifice care le sunt încredinţate.

(55)Centrele de coordonare regionale ar trebui să îndeplinească atribuţii în care regionalizarea aduce o valoare adăugată în comparaţie cu sarcinile îndeplinite la nivel naţional. Atribuţiile centrelor de coordonare regionale ar trebui să cuprindă atribuţiile îndeplinite de coordonatorii siguranţei la nivel regional în temeiul Regulamentului (UE) 2017/1485 al Comisiei (¹²), precum şi sarcini suplimentare care ţin de exploatarea sistemului, de funcţionarea pieţei şi de pregătirea pentru riscuri. Sarcinile îndeplinite de centrele de coordonare regionale ar trebui să nu includă exploatarea în timp real a sistemului electroenergetic.

(60)Pentru a spori eficienţa reţelelor de distribuţie a energiei electrice din Uniune şi pentru a asigura o cooperare strânsă între operatorii de transport şi de sistem şi ENTSO pentru energie electrică, ar trebui să se instituie o entitate europeană a operatorilor de distribuţie în cadrul Uniunii (denumită în continuare "entitatea OSD UE"). Atribuţiile OSD UE ar trebui să fie clar definite, iar metoda sa de lucru ar trebui să asigure eficienţa, transparenţa şi reprezentativitatea în rândul operatorilor de distribuţie din Uniune. Entitatea OSD UE ar trebui să coopereze îndeaproape cu ENTSO pentru energie electrică la elaborarea şi, după caz, la punerea în aplicare a codurilor de reţea şi ar trebui să ofere orientări privind integrarea, printre altele, a producerii distribuite şi a stocării energiei în reţelele de distribuţie sau privind alte aspecte care se referă la gestionarea reţelelor de distribuţie. Entitatea OSD UE ar trebui, de asemenea, să ia în considerare în mod adecvat particularităţile inerente ale sistemelor de distribuţie conectate în aval cu sisteme electroenergetice de pe insule care nu sunt conectate cu alte sisteme electroenergetice prin intermediul capacităţilor de interconexiune.

(61)Este necesară o mai bună cooperare şi coordonare între operatorii de transport şi de sistem, pentru a crea coduri de reţea, în vederea asigurării şi gestionării unui acces eficient şi transparent la reţelele de transport transfrontaliere, precum şi pentru a garanta o planificare coordonată şi suficient orientată spre viitor şi o evoluţie tehnică satisfăcătoare a sistemului de transport în cadrul Uniunii, inclusiv crearea de capacităţi de interconectare, acordând atenţia cuvenită protecţiei mediului. Aceste coduri de reţea ar trebui să respecte orientările-cadru cu caracter neobligatoriu care sunt elaborate de ACER. ACER ar trebui să aibă un rol în revizuirea, pe baza unor fapte concrete, a proiectelor de coduri de reţea, inclusiv în ceea ce priveşte conformitatea acestora cu respectivele orientări-cadru, şi ar trebui să aibă posibilitatea de a le recomanda Comisiei spre adoptare. De asemenea, se consideră oportun ca ACER să evalueze modificările propuse pentru codurile de reţea şi ar trebui ca aceasta să aibă posibilitatea de a le recomanda Comisiei spre adoptare. Operatorii de transport şi de sistem ar trebui să îşi exploateze reţelele în conformitate cu aceste coduri de reţea.

(63)Pentru a asigura funcţionarea corespunzătoare a pieţei interne de energie electrică, ar trebui să se prevadă proceduri care să permită adoptarea de decizii şi orientări de către Comisie privind, printre altele, tarifele şi alocarea capacităţilor, garantându-se, în acelaşi timp, implicarea autorităţilor de reglementare în acest proces, dacă este cazul prin intermediul asociaţiei lor la nivelul Uniunii. Autorităţile de reglementare, împreună cu alte autorităţi competente ale statelor membre, au un rol important, contribuind la funcţionarea corespunzătoare a pieţei interne de energie electrică.

(65)În vederea asigurării unei transparenţe sporite a întregii reţele de transport de energie electrică din Uniune, ENTSO pentru energie electrică ar trebui să elaboreze, să publice şi să actualizeze periodic un plan neobligatoriu la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei pe 10 ani. Reţelele viabile pentru transportul de energie electrică şi interconectările regionale necesare, relevante din punct de vedere comercial sau din perspectiva siguranţei alimentării, ar trebui incluse în acest plan de dezvoltare a reţelei.

(66)Investiţiile în noi infrastructuri majore ar trebui puternic promovate, asigurându-se, în acelaşi timp, funcţionarea corectă a pieţei interne de energie electrică. În scopul sporirii efectului pozitiv pe care îl au capacităţile de interconexiune de curent continuu scutite asupra concurenţei şi asupra siguranţei alimentării, ar trebui să se testeze interesul prezentat de acestea pe piaţă în timpul etapei de planificare a proiectului şi ar trebui să se adopte norme privind gestionarea congestiilor. În cazul unor capacităţi de interconexiune de curent continuu situate pe teritoriul mai multor state membre, cererea de scutire ar trebui tratată, în ultimă instanţă, de ACER pentru a se putea ţine seama în mare măsură de implicaţiile transfrontaliere şi în scopul simplificării procedurilor administrative. În plus, având în vedere profilul excepţional de risc privind elaborarea acestor proiecte majore de infrastructură scutite, ar trebui să fie posibilă acordarea, în mod temporar, pentru întreprinderile interesate de furnizare şi de producere, a unei derogări de la aplicarea normelor privind separarea completă în ceea ce priveşte proiectele vizate. Derogările acordate în temeiul Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 al Parlamentului European şi al Consiliului (¹³) continuă să se aplice până la data planificată a expirării, stabilită în decizia de acordare a derogării. Infrastructura de energie electrică offshore cu dublă funcţionalitate (aşa-numitele "active hibride offshore") care combină transportul de energie eoliană offshore către ţărm şi liniile de interconexiune ar trebui să fie, de asemenea, eligibilă pentru scutire, de exemplu în conformitate cu normele aplicabile noilor capacităţi de interconexiune de curent continuu. Atunci când este necesar, cadrul de reglementare ar trebui să ia în considerare în mod corespunzător situaţia specifică a acestor active pentru a depăşi obstacolele din calea obţinerii unor active hibride offshore rentabile din punct de vedere social.

(67)Pentru a îmbunătăţi încrederea în piaţă, participanţii la piaţă ar trebui să se asigure că persoanele care adoptă un comportament abuziv pot fi supuse unor sancţiuni eficiente, proporţionale şi cu efect de descurajare. Autorităţile competente ar trebui abilitate să investigheze în mod efectiv alegaţiile referitoare la abuzurile de piaţă. În acest scop este necesar ca autorităţile competente să aibă acces la datele care oferă informaţii cu privire la deciziile operaţionale luate de furnizori. Pe piaţa de energie electrică, cele mai multe dintre deciziile relevante sunt luate de către producători, care ar trebui să păstreze informaţiile referitoare la deciziile respective, într-un format uşor accesibil, la dispoziţia autorităţilor competente pentru o perioadă de timp determinată. Autorităţile competente ar trebui, în plus, să monitorizeze periodic dacă operatorii de transport şi de sistem respectă normele. Micii producători, care nu au nicio posibilitate reală de a denatura concurenţa, ar trebui să fie scutiţi de la această obligaţie.

(70)Statele membre, părţile contractante la Comunitatea Energiei şi alte ţări terţe care aplică prezentul regulament sau fac parte din zona sincronă a Europei continentale ar trebui să coopereze îndeaproape cu privire la toate chestiunile legate de dezvoltarea unei regiuni integrate de tranzacţionare a energiei electrice şi ar trebui să nu ia nicio măsură care pune în pericol integrarea în continuare a pieţelor de energie electrică sau siguranţa alimentării a statelor membre şi a părţilor contractante.

(71)La momentul adoptării Regulamentului (CE) nr. 714/2009, la nivelul Uniunii existau numai câteva norme privind piaţa internă de energie electrică. De atunci, piaţa internă a Uniunii a devenit mai complexă, ca urmare a schimbărilor fundamentale care afectează pieţele, în special în ceea ce priveşte introducerea producerii variabile de energie electrică din surse regenerabile. Prin urmare, codurile de reţea şi orientările au devenit ample şi cuprinzătoare, abordând atât aspecte tehnice, cât şi aspecte generale.

(72)În vederea garantării gradului minim de armonizare necesar pentru funcţionarea eficientă a pieţei, competenţa de a adopta acte în conformitate cu articolul 290 din TFUE ar trebui delegată Comisiei în ceea ce priveşte elemente neesenţiale ale anumitor domenii fundamentale pentru integrarea pieţei. Respectivele acte ar trebui să includă adoptarea şi modificarea anumitor coduri de reţea şi orientări în cazul în care acestea completează prezentul regulament, cooperarea regională dintre operatorii de transport şi de sistem şi autorităţile de reglementare, compensaţiile financiare dintre operatorii de transport şi de sistem, precum şi aplicarea dispoziţiilor de scutire pentru capacităţile de interconexiune noi. Este deosebit de important ca, în cursul lucrărilor sale pregătitoare, Comisia să organizeze consultări adecvate, inclusiv la nivel de experţi, şi ca respectivele consultări să se desfăşoare în conformitate cu principiile stabilite în Acordul interinstituţional din 13 aprilie 2016 privind o mai bună legiferare (¹⁴). În special, pentru a asigura participarea egală la pregătirea actelor delegate, Parlamentul European şi Consiliul primesc toate documentele în acelaşi timp cu experţii din statele membre, iar experţii acestor instituţii au acces sistematic la reuniunile grupurilor de experţi ale Comisiei însărcinate cu pregătirea actelor delegate.

(73)În vederea asigurării unor condiţii uniforme pentru punerea în aplicare a prezentului regulament, ar trebui conferite competenţe de executare Comisiei în conformitate cu articolul 291 din TFUE. Respectivele competenţe ar trebui exercitate în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 182/2011 al Parlamentului European şi al Consiliului (¹⁵). Pentru adoptarea actelor de punere în aplicare respective ar trebui utilizată procedura de examinare.

(74)Întrucât obiectivul prezentului regulament, şi anume oferirea unui cadru armonizat pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, nu poate fi realizat în mod satisfăcător de către statele membre dar, având în vedere amploarea sau efectele sale, poate fi realizat mai bine la nivelul Uniunii, aceasta poate adopta măsuri, în conformitate cu principiul subsidiarităţii, astfel cum este prevăzut la articolul 5 din Tratatul privind Uniunea Europeană. În conformitate cu principiul proporţionalităţii, astfel cum este prevăzut la articolul respectiv, prezentul regulament nu depăşeşte ceea ce este necesar pentru realizarea acestui obiectiv.

CAPITOLUL I:OBIECT, DOMENIU DE APLICARE ŞI DEFINIŢII

Art. 1: Obiectul şi domeniul de aplicare

(a)stabilirea unui fundament pentru realizarea eficientă a obiectivelor uniunii energetice şi a obiectivului de realizare a neutralităţii climatice cel târziu până în 2050 şi, în special, a cadrului privind clima şi energia pentru 2030, permiţând pieţei să emită semnale pentru creşterea eficienţei, a cotei ce revine energiei din surse regenerabile, a siguranţei alimentării, a integrării sistemului cu implicarea mai multor purtători de energie, a flexibilităţii, a sustenabilităţii, a decarbonizării şi a inovării;

(b)stabilirea unor principii fundamentale pentru buna funcţionare a pieţelor integrate ale energiei electrice, care să asigure accesul nediscriminatoriu la piaţă al tuturor furnizorilor de resurse şi clienţilor de energie electrică, să permită dezvoltarea pieţelor la termen ale energiei electrice pentru a permite furnizorilor şi consumatorilor să se acopere sau să se protejeze împotriva riscului de volatilitate viitoare a preţurilor la energia electrică, să capaciteze şi să protejeze consumatorii, să asigure competitivitatea pe piaţa mondială, să sporească securitatea aprovizionării şi flexibilitatea prin răspunsul părţii de consum, stocarea energiei şi alte soluţii de flexibilitate din surse nefosile, să asigure eficienţa energetică, să faciliteze agregarea cererii şi a ofertei distribuite, precum şi care să permită integrarea pieţei şi a sectorului şi remunerarea bazată pe piaţă a energiei electrice produse din surse regenerabile;

(c)stabilirea de norme echitabile pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, pentru a îmbunătăţi concurenţa pe piaţa internă de energie electrică, luând în considerare caracteristicile specifice ale pieţelor naţionale şi regionale, inclusiv instituirea unui mecanism de compensare pentru fluxurile transfrontaliere de energie electrică, stabilirea de principii armonizate privind tarifele pentru transportul transfrontalier şi alocarea capacităţilor de interconectare disponibile între sistemele de transport naţionale;

Art. 2: Definiţii

CAPITOLUL II:NORME GENERALE PENTRU PIAŢA DE ENERGIE ELECTRICĂ

Art. 3: Principiile de funcţionare a pieţelor de energie electrică

Art. 4: Tranziţia echitabilă

Art. 5: Responsabilitatea în materie de echilibrare

(1)Toţi participanţii la piaţă sunt responsabili pentru dezechilibrele pe care le cauzează în sistem (denumită în continuare "responsabilitatea în materie de echilibrare"). În acest scop, participanţii la piaţă fie sunt părţi responsabile cu echilibrarea, fie îşi deleagă prin contract responsabilitatea unei părţi responsabile cu echilibrarea la alegerea lor. Fiecare parte responsabilă cu echilibrarea poartă răspunderea financiară pentru dezechilibrele sale şi depune eforturi pentru a fi echilibrată sau contribuie la echilibrarea sistemului electroenergetic.

(2)Statele membre pot prevedea derogări de la responsabilitatea în materie de echilibrare numai în ceea ce priveşte:

c)instalaţiile care beneficiază de sprijin aprobat de Comisie în conformitate cu normele Uniunii în materie de ajutoare de stat în temeiul articolelor 107, 108 şi 109 din TFUE şi puse în funcţiune înainte de 4 iulie 2019.

Art. 6: Piaţa de echilibrare

(1)Pieţele de echilibrare, inclusiv procesele de precalificare, sunt organizate în aşa fel încât:

(4)Decontarea energiei de echilibrare pentru produsele de echilibrare standard şi produsele de echilibrare specifice se bazează pe preţuri marginale, de tip "pay-as-cleared", cu excepţia cazului în care toate autorităţile de reglementare aprobă o metodă alternativă de stabilire a preţurilor pe baza unei propuneri comune a tuturor operatorilor de sistem şi de transport, în urma unei analize care demonstrează că metoda alternativă de stabilire a preţurilor este mai eficientă.

(8)Achiziţiile de capacitate de echilibrare se realizează de operatorul de transport şi de sistem şi pot fi facilitate la nivel regional. Rezerva privind capacitatea transfrontalieră în acest scop poate fi limitată. Achiziţiile de capacitate de echilibrare se bazează pe piaţă şi sunt organizate în aşa fel încât să fie nediscriminatorii pentru participanţii la piaţă în procesul de precalificare, în conformitate cu articolul 40 alineatul (4) din Directiva (UE) 2019/944, indiferent dacă participanţii la piaţă participă în mod individual sau prin agregare.

(9)Achiziţiile de capacitate de echilibrare ascendentă şi de capacitate de echilibrare descendentă se efectuează separat, cu excepţia cazului în care autoritatea de reglementare aprobă o derogare de la acest principiu întrucât o evaluare realizată de operatorul de transport şi de sistem a demonstrat că aceasta ar conduce la o eficienţă economică mai ridicată. Contractele de capacitate de echilibrare se încheie cu cel mult o zi înainte de furnizarea capacităţii de echilibrare, pentru o durată contractuală de maximum o zi, cu excepţia cazului şi în măsura în care autoritatea de reglementare a aprobat încheierea de contracte mai devreme sau durate mai lungi ale contractului pentru a asigura siguranţa alimentării sau pentru a îmbunătăţi eficienţa economică.

Atunci când este acordată o derogare, pentru cel puţin 40 % din produsele standard de echilibrare şi cel puţin 30 % din toate produsele utilizate pentru capacitatea de echilibrare, contractele de capacitate de echilibrare se încheie pentru nu mai mult de o zi înainte de furnizarea capacităţii de echilibrare, iar durata contractuală este de maximum o zi. Contractarea părţii rămase din capacitatea de echilibrare se execută cu cel mult o lună înainte de furnizarea capacităţii de echilibrare şi are o durată contractuală de maximum o lună.

(10)La cererea operatorului de transport şi de sistem, autoritatea de reglementare poate decide să prelungească durata contractuală a părţii rămase de capacitate de echilibrare menţionate la alineatul (9) pentru o durată maximă de douăsprezece luni, cu condiţia ca o astfel de decizie să fie limitată în timp, iar efectele pozitive în ceea ce priveşte reducerea costurilor pentru clienţii finali să depăşească efectele negative asupra pieţei. Cererea include:

(14)În cazul în care produsele de echilibrare standard nu sunt suficiente pentru a asigura siguranţa în funcţionare sau în cazul în care unele resurse de echilibrare nu pot participa la piaţa de echilibrare prin produse de echilibrare standard, operatorii de transport şi de sistem pot propune derogări de la alineatele (2) şi (4) pentru produse de echilibrare specifice care sunt activate la nivel local fără a le schimba cu alţi operatori de transport şi de sistem, iar autorităţile de reglementare pot aproba astfel de derogări.

Propunerile de derogări includ o descriere a măsurilor propuse pentru reducerea la minimum a utilizării anumitor produse care fac obiectul eficienţei economice, o demonstraţie a faptului că produsele specifice nu creează ineficienţe şi denaturări semnificative pe piaţa de echilibrare fie din interiorul, fie din afara zonei de programare, precum şi, după caz, norme şi informaţii privind procesul de transformare a ofertelor de energie de echilibrare din produse specifice de echilibrare în oferte de energie de echilibrare din produse standard de echilibrare.

Art. 7: Pieţele pentru ziua următoare şi pieţele intrazilnice

(1)Operatorii de transport şi de sistem şi OPEED organizează în comun gestionarea pieţelor integrate pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice în conformitate cu Regulamentul (UE) 2015/1222. Operatorii de transport şi de sistem şi OPEED cooperează la nivelul Uniunii sau, dacă este necesar, la nivel regional, cu scopul de a maximiza eficienţa şi eficacitatea tranzacţionării pentru ziua următoare şi a tranzacţionării intrazilnice a energiei electrice în Uniune. Această obligaţie de cooperare nu aduce atingere aplicării dreptului Uniunii în materie de concurenţă. În exercitarea funcţiilor pe care le deţin în materie de tranzacţionare a energiei electrice, operatorii de transport şi de sistem şi OPEED sunt supuşi supravegherii reglementare de către autorităţile de reglementare în temeiul articolului 59 din Directiva (UE) 2019/944 şi de către ACER în temeiul articolelor 4 şi 8 din Regulamentul (UE) 2019/942 şi sunt supuşi obligaţiilor în materie de transparenţă şi supraveghere eficace împotriva manipulării pieţei prevăzute în Regulamentul (UE) nr. 1227/2011.

(2)Pieţele pentru ziua următoare şi pieţele intrazilnice:

c¹)c^a) să fie organizate astfel încât să se asigure partajarea lichidităţii între toate OPEED-urile, în orice moment, atât pentru tranzacţionarea interzonală, cât şi pentru tranzacţionarea intrazonală. Pentru piaţa pentru ziua următoare, în intervalul cuprins între o oră înainte de ora de închidere a porţii până la ultimul moment în care este permisă tranzacţionarea pe piaţa pentru ziua următoare, OPEED transmit toate ordinele pentru produsele pentru ziua următoare şi produsele cu aceleaşi caracteristici către cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare, pe de o parte, şi nu organizează tranzacţionarea cu produse pentru ziua următoare sau cu produse cu aceleaşi caracteristici în afara cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare, pe de altă parte. Pentru piaţa intrazilnică, în intervalul cuprins între ora de deschidere a porţii pentru cuplarea unică a pieţelor intrazilnice până la ultimul moment în care tranzacţionarea intrazilnică este permisă într-o anumită zonă de ofertare, OPEED transmit toate ordinele pentru produse intrazilnice şi produse cu aceleaşi caracteristici cuplării unice a pieţelor intrazilnice, pe de o parte, şi nu organizează tranzacţionarea cu produse intrazilnice sau cu produse cu aceleaşi caracteristici în afara cuplării pieţelor intrazilnice, pe de altă parte. Respectivele obligaţii se aplică OPEED şi întreprinderilor care exercită, direct sau indirect, controlul asupra unui OPEED, precum şi întreprinderilor care exercită, direct sau indirect, controlul sau sunt controlate de un OPEED;

Art. 7^a: Produs de reducere a vârfurilor de sarcină

(1)În cazul în care se declară o criză a preţurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii în conformitate cu articolul 66a din Directiva (UE) 2019/944, statele membre pot solicita operatorilor de sistem să propună achiziţionarea de produse de reducere a vârfurilor de sarcină pentru a obţine o reducere a cererii de energie electrică în timpul orelor de vârf. Achiziţiile respective se limitează la durata stabilită în decizia de punere în aplicare adoptată în temeiul articolului 66a alineatul (1) din Directiva (UE) 2019/944.

(3)Autoritatea de reglementare în cauză evaluează propunerea de produs de reducere a vârfurilor de sarcină menţionată la alineatul (2) în ceea ce priveşte realizarea unei reduceri a cererii de energie electrică şi impactul asupra preţului angro al energiei electrice în timpul orelor de vârf. Evaluarea respectivă ţine seama în mod corespunzător de necesitatea ca produsul de reducere a vârfurilor de sarcină să nu denatureze în mod nejustificat funcţionarea pieţelor energiei electrice şi nu cauzează o redirecţionare a serviciilor de răspuns al părţii de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină. Pe baza acestei evaluări, autoritatea de reglementare poate solicita operatorului de sistem să îşi modifice propunerea.

(4)Propunerea de produs de reducere a vârfurilor de sarcină menţionată la alineatul (2) respectă următoarele cerinţe:

a)dimensionarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină:

(5)Reducerea efectivă a consumului care rezultă din activarea unui produs de reducere a vârfurilor de sarcină se măsoară în raport cu o valoare de referinţă, reflectând consumul de energie electrică preconizat fără activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină. În cazul în care un operator de sistem achiziţionează un produs de reducere a vârfurilor de sarcină, operatorul respectiv elaborează o metodologie de referinţă după consultarea participanţilor la piaţă, ţine seama, după caz, de actele de punere în aplicare adoptate în temeiul articolului 59 alineatul (1) litera (e) şi transmite metodologia respectivă spre aprobare autorităţii de reglementare în cauză.

(7)În termen de şase luni de la încheierea unei crize a preţurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii astfel cum se menţionează la alineatul (1), ACER, după consultarea părţilor interesate, evaluează impactul utilizării produselor de reducere a vârfurilor de sarcină pe piaţa energiei electrice din Uniune. Evaluarea respectivă ţine seama în mod corespunzător de necesitatea ca produsele de reducere a vârfurilor de sarcină să nu denatureze în mod nejustificat funcţionarea pieţelor energiei electrice şi să nu cauzeze o redirecţionare a serviciilor de răspuns al părţii de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină. ACER poate emite recomandări pe care autorităţile de reglementare le iau în considerare în evaluarea lor realizată în temeiul alineatului (3).

(8)Până la 30 iunie 2025, după consultarea părţilor interesate, ACER evaluează impactul dezvoltării de produse de reducere a vârfurilor de sarcină pe piaţa energiei electrice din Uniune în condiţii normale de piaţă. Evaluarea respectivă ţine seama în mod corespunzător de necesitatea ca produsele de reducere a vârfurilor de sarcină să nu denatureze în mod nejustificat funcţionarea pieţelor energiei electrice şi să nu cauzeze o redirecţionare a serviciilor de răspuns al părţii de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină. Pe baza acestei evaluări, Comisia poate prezenta o propunere legislativă de modificare a prezentului regulament pentru a introduce produse de reducere a vârfurilor de sarcină în afara situaţiilor de criză a preţurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii.

Art. 7^b: Dispozitivul de măsurare dedicat

(1)Fără a aduce atingere articolului 19 din Directiva (UE) 2019/944, operatorii de transport şi de sistem, operatorii de distribuţie şi participanţii la piaţă relevanţi, inclusiv agregatorii independenţi, pot utiliza, cu acordul clientului final, date provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate pentru a asigura observabilitatea şi decontarea serviciilor de răspuns al părţii de consum şi a serviciilor de flexibilitate, inclusiv date provenite de la instalaţiile de stocare de energie.

(2)În cazul în care un client final nu dispune de un contor inteligent instalat sau în cazul în care contorul inteligent al unui client final nu furnizează datele necesare pentru a furniza servicii de răspuns al părţii de consum sau servicii de flexibilitate, inclusiv prin intermediul unui agregator independent, operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie acceptă datele provenite de la un dispozitiv de măsurare dedicat, dacă sunt disponibile, pentru decontarea serviciilor de răspuns al părţii de consum şi a serviciilor de flexibilitate, inclusiv datele provenite de la stocarea de energie, şi nu discriminează respectivul client final atunci când aceştia achiziţionează servicii de flexibilitate. Respectiva obligaţie se aplică sub rezerva respectării normelor şi cerinţelor instituite de către statele membre în temeiul alineatului (3).

Art. 8: Tranzacţionarea pe pieţele pentru ziua următoare şi pe pieţele intrazilnice

(1¹)(1^a) La cererea operatorului de transport şi de sistem interesat, autoritatea de reglementare în cauză poate acorda o derogare de la cerinţa prevăzută la alineatul (1) până la 1 ianuarie 2029. Operatorul de transport şi de sistem transmite cererea autorităţii de reglementare în cauză. Respectiva cerere include:

a)o evaluare a impactului, ţinând seama de feedbackul primit de la OPEED şi de la participanţii la piaţă în cauză, demonstrând impactul negativ al unei astfel de măsuri asupra securităţii aprovizionării în sistemul naţional de energie electrică, asupra rentabilităţii, inclusiv în ceea ce priveşte platformele de echilibrare existente în conformitate cu Regulamentul (UE) 2017/2195, asupra integrării energiei din surse regenerabile şi asupra emisiilor de gaze cu efect de seră; şi

(1²)(1^b) La cererea operatorului de transport şi de sistem interesat, autoritatea de reglementare în cauză poate acorda o nouă derogare de la cerinţa prevăzută la alineatul (1), pentru o perioadă de până la doi ani şi jumătate de la data de expirare a perioadei menţionate la alineatul (1a). Operatorul de transport şi de sistem interesat transmite cererea autorităţii de reglementare în cauză, ENTSO pentru energie electrică şi ACER până la 30 iunie 2028. Respectiva cerere include:

b)un plan de acţiune revizuit pentru a reduce ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale la 30 de minute înainte de ora reală de la data pentru care se solicită prelungirea, şi care începe nu mai târziu de data solicitată pentru derogare.

(1³)(1^c) Până la 1 decembrie 2027, după consultarea OPEED, a ENTSO pentru energie electrică, a ACER şi a părţilor interesate relevante, Comisia prezintă Parlamentului European şi Consiliului un raport de evaluare a impactului punerii în aplicare a reducerii orei de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale stabilite în temeiul prezentului articol, a costurilor şi a beneficiilor, a fezabilităţii şi a soluţiilor practice pentru reducerea în continuare a acesteia, pentru a permite participanţilor la piaţă să tranzacţioneze energie cât mai aproape posibil de timpul real. Raportul ţine cont de impactul asupra securităţii sistemului de energie electrică, de eficienţa din punctul de vedere al costurilor, de beneficiile integrării energiei din surse regenerabile şi de reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

Art. 9: Pieţele la termen

(1)În conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719, operatorii de transport şi de sistem emit drepturi de transport pe termen lung sau pun în aplicare măsuri echivalente pentru a permite participanţilor la piaţă, inclusiv proprietarilor de instalaţii de producere a energiei electrice care utilizează energie regenerabilă, să îşi acopere riscurile în materie de preţ, cu excepţia cazului în care o evaluare a pieţei la termen efectuată de către autorităţile de reglementare competente cu privire la graniţele zonelor de ofertare indică faptul că există suficiente oportunităţi de acoperire a riscurilor în zonele de ofertare vizate.

(4)Până la 17 ianuarie 2026, Comisia, după consultarea părţilor interesate relevante, efectuează o evaluare a impactului măsurilor posibile pentru atingerea obiectivului menţionat la alineatul (3). Această evaluare a impactului se referă, printre altele, la:

(5)În ceea ce priveşte centrele virtuale regionale pentru pieţele la termen, evaluarea impactului efectuată în temeiul alineatului (4) se referă la următoarele:

b)nivelul de interconectivitate a energiei electrice al statelor membre, în special al statelor membre care se situează sub nivelul definit de obiectivele de interconectare electrică pentru 2020 şi 2030 prevăzute la articolul 4 litera (d) punctul 1 din Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European şi al Consiliului (^*3);

(^*3)Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European şi al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanţa uniunii energetice şi a acţiunilor climatice, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 663/2009 şi (CE) nr. 715/2009 ale Parlamentului European şi ale Consiliului, a Directivelor 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE şi 2013/30/UE ale Parlamentului European şi ale Consiliului, a Directivelor 2009/119/CE şi (UE) 2015/652 ale Consiliului şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului (JO L 328, 21.12.2018, p. 1).

(6)Pe baza rezultatului evaluării asupra impactului menţionate la alineatul (4) de la prezentul articol, Comisia adoptă, până la 17 iulie 2026, un act de punere în aplicare pentru a preciza mai în detaliu măsurile şi instrumentele necesare pentru realizarea obiectivelor menţionate la alineatul (3) de la prezentul articol şi caracteristicile exacte ale respectivelor măsuri şi instrumente. Respectivul act de punere în aplicare se adoptă în conformitate cu procedura de examinare menţionată la articolul 67 alineatul (2).

(7)Platforma unică de alocare, instituită în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719 acţionează în calitate de entitate care permite alocarea şi care facilitează tranzacţionarea drepturilor de transport pe termen lung în numele operatorilor de transport şi de sistem. Aceasta are forma juridică menţionată în anexa II la Directiva (UE) 2017/1132 a Parlamentului European şi a Consiliului (^*4).

(8)În cazul în care o autoritate de reglementare competentă consideră că nu există suficiente oportunităţi de acoperire a riscului pentru participanţii la piaţă şi după consultarea autorităţilor competente desemnate în temeiul articolului 67 din Directiva 2014/65/UE a Parlamentului European şi a Consiliului (^*5) în cazul în care pieţele la termen se referă la instrumente financiare, astfel cum sunt definite la articolul 4 alineatul (1) punctul 15 din directiva respectivă, aceasta poate solicita burselor de energie sau operatorilor de transport şi de sistem să pună în aplicare măsuri suplimentare, cum ar fi activităţile de formare a pieţei, pentru a îmbunătăţi lichiditatea pieţele la termen.

(9)Sub rezerva respectării dreptului Uniunii în materie de concurenţă, precum şi a Regulamentelor (UE) nr. 648/2012 (^*6) şi (UE) nr. 600/2014 (^*7) ale Parlamentului European şi ale Consiliului şi a Directivei 2014/65/UE, operatorii de piaţă pot să dezvolte produse de acoperire a riscului la termen, inclusiv produse de acoperire a riscului pe termen lung, pentru a oferi participanţilor la piaţă, inclusiv proprietarilor de instalaţii de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile, posibilităţi adecvate de acoperire a riscurilor financiare rezultate din fluctuaţiile preţurilor. Statele membre nu impun cerinţa ca astfel de activităţi de acoperire a riscului să se limiteze la tranzacţiile din interiorul unui stat membru sau al unei zone de ofertare.

Art. 10: Limitele tehnice pentru ofertare

(2)OPEED pot aplica limite armonizate ale preţurilor maxime şi minime de închidere pentru intervalele de timp pentru ziua următoare şi intrazilnice. Limitele respective sunt suficient de ridicate pentru a nu restricţiona în mod inutil comerţul, sunt armonizate pentru piaţa internă şi ţin seama de valoarea maximă a pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică. OPEED pun în aplicare un mecanism transparent pentru ajustarea automată a limitelor tehnice pentru ofertare în timp util în cazul în care se preconizează atingerea limitelor stabilite. Limitele superioare ajustate rămân aplicabile până când sunt necesare creşteri suplimentare în cadrul mecanismului respectiv.

(4)Autorităţile de reglementare sau, în cazul în care un stat membru a desemnat o altă autoritate competentă în acest scop, respectivele autorităţi competente desemnate, identifică politicile şi măsurile aplicate pe teritoriul lor care ar putea contribui în mod indirect la restricţionarea formării preţurilor angro, inclusiv limitarea ofertelor legate de activarea energiei de echilibrare, mecanismele de asigurare a capacităţii, măsurile luate de către operatorii de transport şi de sistem, măsurile care urmăresc să conteste rezultatele de pe piaţă sau să prevină abuzul de poziţie dominantă sau zonele de ofertare ineficient definite.

(5)În cazul în care o autoritate de reglementare sau o altă autoritate competentă desemnată a identificat o politică sau o măsură care ar putea contribui la restricţionarea formării preţurilor angro, aceasta ia toate măsurile adecvate pentru eliminarea politicii sau a măsurii respective sau, dacă nu este posibil, pentru atenuarea impactului politicii sau a măsurii respective asupra comportamentului de ofertare. Statele membre transmit Comisiei un raport până la 5 ianuarie 2020, care descrie în detaliu măsurile şi acţiunile pe care le-au întreprins sau intenţionează să le întreprindă.

Art. 11: Valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică

(1)Până la 5 iulie 2020, în cazul în care acest lucru este necesar pentru stabilirea unui standard de fiabilitate în conformitate cu articolul 25, autorităţile de reglementare sau, în cazul în care un stat membru a desemnat o altă autoritate competenţă în acest scop, respectivele autorităţi competente desemnate, stabilesc o estimare unică a valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică pentru teritoriul lor. Estimarea respectivă se pune la dispoziţia publicului. Autorităţile de reglementare sau alte autorităţi competente desemnate pot stabili estimări diferite per zonă de ofertare dacă au mai multe zone de ofertare pe teritoriul lor. În cazul în care o zonă de ofertare este compusă din teritorii aparţinând mai multor state membre, autorităţile de reglementare sau celelalte autorităţi competente desemnate în cauză stabilesc o estimare unică a valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică pentru respectiva zonă de ofertare. La stabilirea estimării unice a valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică, autorităţile de reglementare sau alte autorităţi competente desemnate aplică metodologia menţionată la articolul 23 alineatul (6).

Art. 12: Dispecerizarea producerii şi consumul dispecerizabil

(2)Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 şi 109 din TFUE, statele membre se asigură că la dispecerizarea instalaţiilor de producere a energiei electrice, operatorii de sistem acordă prioritate instalaţiilor de producere care utilizează surse regenerabile de energie, în măsura în care funcţionarea sigură a sistemului electroenergetic naţional permite acest lucru, pe baza unor criterii transparente şi nediscriminatorii şi în cazul în care respectivele instalaţii de producere a energiei electrice sunt:

(3)Un stat membru poate decide să nu aplice dispecerizarea prioritară, astfel cum se menţionează la alineatul (2) litera (a), pentru instalaţiile de producere a energiei electrice care au început să funcţioneze la cel puţin şase luni după luarea deciziei, sau să aplice o capacitate minimă mai mică decât cea prevăzută la alineatul (2) litera (a), sub rezerva următoarelor condiţii:

c)contribuţia naţională a statelor membre la obiectivul global obligatoriu al Uniunii privind ponderea energiei din surse regenerabile de energie în temeiul articolului 3 alineatul (2) din Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului (¹⁸) şi al articolului 4 litera (a) punctul 2 din Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European şi al Consiliului (¹⁹) este cel puţin egală cu rezultatul corespunzător al formulei prevăzute în anexa II la Regulamentul (UE) 2018/1999, iar cota de energie din surse regenerabile a statului membru nu se situează sub punctele sale de referinţă în temeiul articolului 4 litera (a) punctul 2 din Regulamentul (UE) 2018/1999 sau, alternativ, ponderea energiei din surse regenerabile a statului membru în consumul final brut de energie electrică este de cel puţin 50 %;

(¹⁹)Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European şi al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanţa uniunii energetice şi a acţiunilor climatice, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 663/2009 şi (CE) nr. 715/2009 ale Parlamentului European şi ale Consiliului, a Directivelor 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE şi 2013/30/UE ale Parlamentului European şi ale Consiliului, a Directivelor 2009/119/CE şi (UE) 2015/652 ale Consiliului şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului (JO L 328, 21.12.2018, p. 1).

e)statul membru a publicat derogarea planificată, inclusiv prezentarea detaliată a motivelor pentru care a acordat derogarea, ţinând seama în mod corespunzător de protecţia informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial, dacă este cazul.

(6)Fără a aduce atingere contractelor încheiate înainte de 4 iulie 2019, instalaţiile de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile sau cogenerare de înaltă eficienţă, care au fost puse în funcţiune înainte de 4 iulie 2019 şi, când au fost puse în funcţiune, făceau obiectul dispecerizării prioritare în temeiul articolului 15 alineatul (5) din Directiva 2012/27/UE sau în temeiul articolului 16 alineatul (2) din Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului (²⁰), continuă să beneficieze de dispecerizare prioritară. Dispecerizarea prioritară nu se mai aplică acestor instalaţii de producere a energiei electrice de la data la care instalaţia de producere a energiei electrice suferă modificări semnificative, astfel cum se consideră a fi cazul cel puţin în situaţia în care este necesară încheierea unui nou contract de racordare sau creşte capacitatea de producere a instalaţiei de producere a energiei electrice.

Art. 13: Redispecerizarea

(3)Redispecerizarea producerii, a stocării energiei şi a consumului dispecerizabil care nu se bazează pe piaţă poate fi utilizată numai dacă:

(4)Operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie relevanţi transmit autorităţii de reglementare competente, cel puţin o dată pe an, un raport cu privire la:

c)măsurile luate pentru a reduce necesitatea redispecerizării descendente a instalaţiilor de producere care utilizează surse de energie regenerabile sau cogenerare de înaltă eficienţă în viitor, inclusiv investiţiile în digitalizarea infrastructurii reţelei şi în serviciile care sporesc flexibilitatea.

(5)Sub rezerva cerinţelor referitoare la menţinerea fiabilităţii şi a siguranţei reţelei, pe baza unor criterii transparente şi nediscriminatorii stabilite de autorităţile de reglementare, operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie:

a)garantează capacitatea reţelelor de transport şi a reţelelor de distribuţie de a transporta energie electrică produsă din surse regenerabile sau prin cogenerare de înaltă eficienţă cu un grad minim posibil de redispecerizare, fără ca acest lucru să îi împiedice să ia în calcul la planificarea reţelei un grad limitat de redispecerizare, atunci când operatorul de transport şi de sistem sau operatorul de distribuţie poate demonstra în mod transparent că acesta este mai eficient din punct de vedere economic şi nu depăşeşte 5 % din energia electrică produsă anual în instalaţii care utilizează surse regenerabile de energie şi care sunt direct conectate la reţeaua lor respectivă, cu excepţia unor dispoziţii contrare prevăzute de un stat membru în care energia electrică din instalaţiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie sau energia electrică produsă prin cogenerare de înaltă eficienţă reprezintă mai mult de 50 % din consumul anual final brut de energie electrică;

(6)În cazul în care se utilizează redispecerizare descendentă care nu se bazează pe piaţă, se aplică următoarele principii:

(7)În cazul în care se face uz de redispecerizare care nu se bazează pe piaţă, aceasta face obiectul unei compensaţii financiare plătite de către operatorul de sistem care solicită redispecerizarea operatorului instalaţiei de producere, al instalaţiei de stocare a energiei sau al instalaţiei de consum dispecerizabil care a făcut obiectul redispecerizării, cu excepţia cazului în care producătorii acceptă un contract de racordare în temeiul căruia livrarea energiei nu este garantată în mod ferm. Această compensaţie financiară este cel puţin egală valoarea mai ridicată a următoarelor elemente sau cu o combinaţie a acestora, în cazul în care aplicarea doar a valorii mai ridicate ar duce la o compensaţie nejustificat de mică sau nejustificat de mare:

b)veniturile nete din vânzarea de energie electrică pe piaţa pentru ziua următoare pe care instalaţia de producere a energiei electrice, instalaţia de stocare a energiei sau instalaţia de consum dispecerizabil le-ar fi generat în absenţa solicitării de redispecerizare; în cazul în care se acordă sprijin financiar pentru instalaţiile de producere a energiei electrice, instalaţiile de stocare a energiei sau instalaţiile de consum dispecerizabil pe baza volumului de energie electrică produs sau consumat, sprijinul financiar care s-ar fi acordat în absenţa cererii de redispecerizare se consideră parte a veniturilor nete.

CAPITOLUL III:ACCESUL LA REŢEA ŞI GESTIONAREA CONGESTIILOR

SECŢIUNEA 1:Alocarea capacităţii

Art. 14: Revizuirea zonelor de ofertare

(1)Statele membre iau toate măsurile corespunzătoare pentru abordarea congestiilor. Graniţele zonelor de ofertare se bazează pe congestiile structurale pe termen lung din reţeaua de transport. Zonele de ofertare nu conţin astfel de congestii structurale, cu excepţia cazului în care acestea nu au un impact asupra zonelor de ofertare învecinate sau, ca scutire temporară, impactul acestora asupra zonelor de ofertare învecinate este atenuat prin intermediul unor măsuri de remediere, iar respectivele congestii structurale nu conduc la reduceri ale capacităţii de tranzacţionare interzonale în conformitate cu cerinţele de la articolul 16. Configuraţia zonelor de ofertare din Uniune trebuie să fie concepută în aşa fel încât să se maximizeze eficienţa economică şi oportunităţile de tranzacţionare interzonale în conformitate cu articolul 16, menţinându-se în acelaşi timp siguranţa alimentării.

(2)Din trei în trei ani, ENTSO pentru energie electrică raportează cu privire la congestiile structurale şi la alte congestii fizice majore între şi în interiorul zonelor de ofertare, inclusiv locaţia şi frecvenţa acestor congestii, în conformitate cu orientările privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Raportul respectiv cuprinde o evaluare a măsurii în care capacitatea pentru comerţul interzonal a atins traiectoria liniară în temeiul articolului 15 sau capacitatea minimă în temeiul articolului 16 din prezentul regulament.

(3)Pentru a se asigura o configurare optimă a zonelor de ofertare, se efectuează o revizuire a zonelor de ofertare. Această revizuire identifică toate congestiile structurale şi include o analiză a diverselor configuraţii ale zonelor de ofertare în mod coordonat, cu implicarea părţilor interesate afectate din toate statele membre relevante, în conformitate cu orientările privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Zonele de ofertare actuale sunt evaluate în funcţie de capacitatea acestora de a crea un mediu de piaţă fiabil, inclusiv pentru producţia flexibilă şi capacitatea de încărcare, care este esenţială pentru evitarea blocajelor reţelei, pentru echilibrarea cererii şi ofertei de energie electrică şi pentru asigurarea siguranţei pe termen lung a investiţiilor în infrastructura reţelei.

(4)În sensul prezentului articol şi al articolului 15 din prezentul regulament, statele membre relevante, operatorii de transport şi de sistem sau autorităţile de reglementare sunt statele membre, operatorii de transport şi de sistem sau autorităţile de reglementare care participă la revizuirea configuraţiei zonelor de ofertare şi cele aflate în aceeaşi regiune de calcul al capacităţilor în conformitate cu orientările privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(5)Până la 5 octombrie 2019, toţi operatorii de transport şi de sistem relevanţi transmit o propunere de metodologie şi ipoteze care urmează a fi utilizate în procesul de revizuire a zonelor de ofertare, precum şi configuraţiile alternative ale zonelor de ofertare care sunt avute în vedere, pentru a fi aprobate de către autorităţile de reglementare relevante. Autorităţile de reglementare relevante iau o decizie unanimă cu privire la propunere în termen de trei luni de la transmiterea propunerii. În cazul în care autorităţile de reglementare nu ajung la o decizie unanimă cu privire la propunere în acest interval de timp, ACER, într-un termen suplimentar de trei luni, decide referitor la metodologie şi ipoteze, precum şi referitor la configuraţiile alternative ale zonelor de ofertare avute în vedere. Metodologia se bazează pe congestiile structurale care nu se preconizează a fi depăşite în următorii trei ani, luând în considerare în mod corespunzător progresele tangibile înregistrate în privinţa proiectelor de dezvoltare a infrastructurii, a căror realizare se estimează a avea loc în următorii trei ani.

(6)Pe baza metodologiei şi a ipotezelor aprobate în temeiul alineatului (5), operatorii de transport şi de sistem care participă la revizuirea zonelor de ofertare transmit statelor membre relevante sau autorităţilor competente desemnate ale acestora o propunere comună de modificare sau de menţinere a configuraţiei zonelor de ofertare în termen de cel mult 12 luni de la aprobarea metodologiei şi ipotezelor în temeiul alineatului (5). Alte state membre, părţi contractante la Comunitatea Energiei sau alte ţări terţe care împart aceeaşi zonă sincronă cu orice stat membru relevant pot transmite observaţii.

(7)În cazul în care congestia structurală a fost identificată în raport în temeiul alineatului (2) din prezentul articol sau în revizuirea zonei de ofertare în temeiul prezentului articol sau de unul sau mai mulţi operatori de transport şi de sistem în zonele de control ale acestora, într-un raport aprobat de autoritatea de reglementare competentă a statului membru care a identificat congestia structurală, în cooperare cu operatorii de transport şi de sistem, decide, în termen de şase luni de la primirea raportului, fie să stabilească planurile de acţiune naţionale sau multinaţionale în temeiul articolul 15, fie să revizuiască şi să modifice configuraţia zonei sale de ofertare. Deciziile respective se notifică imediat Comisiei şi ACER.

(8)Pentru statele membre care au optat pentru modificarea configuraţiei zonelor de ofertare în temeiul alineatului (7), statele membre relevante iau în unanimitate o decizie în termen de şase luni de la notificarea menţionată la alineatul (7). Alte state membre pot transmite observaţii statelor membre în cauză, care ar trebui să ţină seama de aceste observaţii atunci când iau decizia. Decizia se motivează şi se notifică Comisiei şi ACER. În cazul în care nu reuşesc să ajungă la o decizie unanimă în termenul de şase luni, statele membre relevante notifică acest lucru imediat Comisiei. Ca o măsură de ultimă instanţă, Comisia, după consultarea ACER, adoptă o decizie cu privire la modificarea sau menţinerea configuraţiei zonelor de ofertare între acele state membre şi în cadrul acestora în termen de şase luni de la primirea acestei notificări.

Art. 15: Planuri de acţiune

(2)Fără a aduce atingere derogărilor acordate în temeiul articolului 16 alineatul (9) sau abaterilor acordate în temeiul articolului 16 alineatul (3), indiferent de progresul concret al planului de acţiune, statele membre asigură creşterea anuală a capacităţii pentru comerţul interzonal până la atingerea capacităţii minime prevăzute la articolul 16 alineatul (8). Respectiva capacitate minimă trebuie îndeplinită până la 31 decembrie 2025.

Respectivele creşteri anuale se realizează printr-o traiectorie liniară. Punctul de pornire al acestei traiectorii este fie capacitatea alocată la frontieră sau la un element critic de reţea în anul anterior adoptării planului de acţiune, fie capacitatea medie în ultimii trei ani înainte de adoptarea planului de acţiune, oricare este mai mare. Statele membre se asigură că, pe durata punerii în aplicare a planurilor lor de acţiune, capacitatea pusă la dispoziţie pentru comerţul interzonal în conformitate cu articolul 16 alineatul (8) este cel puţin egală cu valorile traiectoriei liniare, inclusiv prin utilizarea măsurilor de remediere în regiunea de calcul al capacităţilor.

(4)Anual, în timpul punerii în aplicare a planului de acţiune şi în termen de şase luni de la expirarea acestuia, operatorii de transport şi de sistem relevanţi evaluează dacă capacitatea transfrontalieră disponibilă a atins traiectoria liniară în ultimele 12 luni sau dacă, de la 1 ianuarie 2026, capacităţile minime prevăzute la articolul 16 alineatul (8) au fost atinse. Aceştia îşi transmit evaluările către ACER şi către autorităţile de reglementare relevante. Înainte de elaborarea raportului, fiecare operator de transport şi de sistem transmite spre aprobare autorităţii sale de reglementare contribuţia sa la raport, inclusiv toate datele relevante.

(5)Pentru statele membre pentru care evaluările menţionate la alineatul (4) demonstrează că un operator de transport şi de sistem nu a respectat traiectoria liniară, statele membre relevante iau o decizie în unanimitate în termen de şase luni de la primirea raportului de evaluare menţionat la alineatul (4) cu privire la menţinerea sau modificarea configuraţiei zonei de ofertare între respectivele state membre şi în cadrul acestora. La decizia lor, statele membre relevante ar trebui să ia în considerare orice observaţie transmisă de alte state membre. Decizia statelor membre relevante se motivează şi se notifică Comisiei şi ACER.

(7)În cazul în care nu s-a stabilit un plan de acţiune în termen de şase luni de la identificarea unei congestii structurale în temeiul articolului 14 alineatul (7), operatorii de transport şi de sistem relevanţi, în termen de 12 luni de la identificarea congestiei structurale, evaluează dacă capacitatea transfrontalieră disponibilă a ajuns la capacităţile minime prevăzute la articolul 16 alineatul (8) în ultimele 12 luni şi transmit un raport de evaluare autorităţilor de reglementare relevante şi ACER.

Art. 16: Principii generale de alocare a capacităţii şi de gestionare a congestiilor

(1)Problemele de congestie a reţelelor trebuie să fie abordate prin soluţii nediscriminatorii, bazate pe mecanismele pieţei, care să ofere semnale economice eficiente participanţilor la piaţă şi operatorilor de transport şi de sistem implicaţi. Problemele de congestie a reţelei se soluţionează cu ajutorul unor metode care nu se bazează pe tranzacţii, şi anume metode care nu implică o selecţie între contractele diferiţilor participanţi la piaţă. Atunci când ia măsuri operaţionale pentru a se asigura că sistemul său de transport rămâne în starea normală, operatorul de transport şi de sistem ţine seama de efectul măsurilor respective asupra zonelor de control învecinate şi coordonează aceste măsuri cu alţi operatori de transport şi de sistem afectaţi, astfel cum se prevede în Regulamentul (UE) 2015/1222.

(2)Procedurile de restricţionare a tranzacţiilor se folosesc numai în situaţii de urgenţă, şi anume în cazul în care operatorul de transport şi de sistem trebuie să acţioneze rapid şi în care nu este posibilă livrarea din altă sursă sau comercializarea în contrapartidă. Orice procedură de acest tip se aplică în mod nediscriminatoriu. Cu excepţia situaţiilor de forţă majoră, participanţii la piaţă cărora li s-a alocat capacitate primesc compensaţie pentru orice astfel de restricţionare.

(3)Centrele de coordonare regionale efectuează calculul coordonat al capacităţilor în conformitate cu alineatele (4) şi (8) din prezentul articol, astfel cum se prevede la articolul 37 alineatul (1) litera (a) şi la articolul 42 alineatul (1).

Centrele de coordonare regionale calculează capacităţile interzonale respectând limitele de siguranţă în funcţionare, utilizând date de la operatorii de transport şi de sistem, inclusiv date cu privire la disponibilitatea tehnică a măsurilor de remediere, fără a include întreruperea consumului. Dacă centrele de coordonare regionale concluzionează că acţiunile de remediere disponibile în regiunea de calcul al capacităţilor sau între regiunile de calcul al capacităţilor nu sunt suficiente pentru a atinge traiectoria liniară în temeiul articolului 15 alineatul (2) sau capacităţile minime prevăzute la alineatul (8) din prezentul articol, respectând în acelaşi timp limitele de siguranţă în funcţionare, acestea pot, în ultimă instanţă, să stabilească acţiuni coordonate de reducere în consecinţă a capacităţilor interzonale. Operatorii de transport şi de sistem se pot abate de la acţiunile coordonate în ceea ce priveşte calculul coordonat al capacităţilor şi analiza coordonată a siguranţei numai în conformitate cu articolul 42 alineatul (2).

La trei luni după punerea în funcţiune a centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 35 alineatul (2) din prezentul regulament şi, ulterior, din trei în trei luni, centrele de coordonare regionale transmit un raport autorităţilor de reglementare relevante şi ACER cu privire la eventualele reduceri de capacitate sau eventualele abateri de la acţiunile coordonate în temeiul celui de-al doilea paragraf şi evaluează incidenţa şi fac recomandări, după caz, cu privire la modul în care se pot evita astfel de abateri în viitor. În cazul în care ajunge la concluzia că nu sunt îndeplinite condiţiile prealabile pentru o abatere în temeiul prezentului alineat sau că acestea sunt de natură structurală, ACER prezintă un aviz autorităţilor de reglementare relevante şi Comisiei. Autorităţile de reglementare competente iau măsurile corespunzătoare împotriva operatorilor de transport şi de sistem sau a centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 59 sau 62 din Directiva (UE) 2019/944, dacă nu au fost îndeplinite condiţiile prealabile pentru o abatere în temeiul prezentului alineat.

(4)Participanţii la piaţă trebuie să respecte nivelul maxim de capacitate al interconectărilor şi al reţelelor de transport afectate de capacitatea transfrontalieră în conformitate cu standardele de siguranţă pentru exploatarea sigură a reţelei. Comercializarea în contrapartidă şi redispecerizarea, inclusiv redispecerizarea transfrontalieră, se utilizează pentru a maximiza capacităţile disponibile pentru a atinge capacitatea minimă prevăzută la alineatul (8). Se aplică o procedură coordonată şi nediscriminatorie pentru acţiunile de remediere transfrontaliere pentru a permite această maximizare, în urma punerii în aplicare a unei metodologii de partajare a costurilor pentru comercializarea în contrapartidă şi redispecerizare.

(6)În caz de congestie, sunt declarate câştigătoare ofertele cu cea mai mare valoare valabile pentru capacitatea reţelei, indiferent că sunt formulate implicit sau explicit şi care oferă cea mai mare valoare pentru capacitatea de transport limitată într-un interval de timp dat. Cu excepţia cazului capacităţilor de interconexiune noi care beneficiază de o derogare în temeiul articolului 7 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003, al articolului 17 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 sau de o scutire în temeiul articolului 63 din prezentul regulament, se interzice stabilirea unor preţuri de rezervă în metodele de alocare a capacităţii.

(8)Operatorii de transport şi de sistem nu limitează volumul capacităţii de interconectare care urmează a fi pusă la dispoziţia participanţilor la piaţă pentru a rezolva o congestie în interiorul propriei lor zone de ofertare sau ca modalitate de a gestiona fluxurile din tranzacţiile interne ale zonelor de ofertare. Fără a aduce atingere aplicării derogărilor prevăzute la alineatele (3) şi (9) din prezentul articol şi aplicării articolul 15 alineatul (2), se consideră că prezentul alineat este respectat, cu condiţia să fie atinse următoarele niveluri minime ale capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal:

b)pentru frontierele care utilizează o metodă bazată pe flux, capacitatea minimă este o marjă stabilită în procedura de calcul al capacităţii, disponibilă pentru fluxurile induse de schimburile interzonale. Marja menţionată este de 70 % din capacitatea care respectă limitele de siguranţă în funcţionare ale elementelor critice de reţea interne şi interzonale, ţinând seama de contingenţe, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu orientările privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolul 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(9)La cererea operatorilor de transport şi de sistem dintr-o regiune de calcul al capacităţilor, autorităţile de reglementare relevante pot acorda o derogare de la alineatul (8), pentru motive previzibile, în cazul în care este necesară pentru menţinerea siguranţei în funcţionare. Astfel de derogări, care nu vizează restricţionarea capacităţilor deja alocate în temeiul alineatului (2), se acordă pentru durate de câte maximum un an sau, dacă amploarea derogării se diminuează semnificativ după primul an, pentru maximum doi ani. Amploarea unor astfel de derogări este limitată strict la ceea ce este necesar pentru menţinerea siguranţei în funcţionare şi evită discriminarea între schimburile interne şi interzonale.

Înainte de acordarea unei derogări, autoritatea de reglementare competentă consultă autorităţile de reglementare din alte state membre care fac parte din regiunea de calcul al capacităţilor afectată. În cazul în care o autoritate de reglementare nu este de acord cu derogarea propusă, ACER decide dacă derogarea ar trebui să fie acordată în temeiul articolului 6 alineatul (10) litera (a) din Regulamentul (UE) 2019/942. Justificarea şi motivele care stau la baza derogării se publică.

(12)Consecinţele financiare ale neîndeplinirii obligaţiilor asociate cu alocarea capacităţilor revin operatorilor de transport şi de sistem sau OPEED răspunzători pentru această neîndeplinire. Atunci când participanţii la piaţă nu utilizează capacităţile pe care s-au angajat să le utilizeze sau, în cazul capacităţilor care au făcut obiectul unei licitaţii explicite, nu realizează tranzacţii de capacitate pe piaţa secundară sau nu restituie capacităţile în timp util, respectivii participanţi la piaţă pierd dreptul de utilizare a acestor capacităţi şi plătesc o penalitate care reflectă costurile induse de această situaţie. Toate penalităţile care reflectă costurile pentru neutilizarea capacităţilor trebuie să fie justificate şi proporţionale. În cazul în care un operator de transport şi de sistem nu îşi respectă obligaţiile de a furniza ferm capacitate de transport, acesta este responsabil de compensarea participantului la piaţă pentru pierderea dreptului de a utiliza capacităţile. Prejudiciile indirecte nu se iau în considerare în acest scop. Conceptele şi metodele de bază care permit stabilirea responsabilităţilor în caz de neîndeplinire a obligaţiilor sunt definite în prealabil în ceea ce priveşte consecinţele financiare şi sunt supuse evaluării de către autoritatea de reglementare relevantă.

(13)La alocarea costurilor măsurilor de remediere între operatorii de transport şi de sistem, autorităţile de reglementare analizează în ce măsură fluxurile rezultate din tranzacţiile interne ale zonelor de ofertare contribuie la congestia constatată dintre două zone de ofertare şi alocă costurile în funcţie de respectiva contribuţie la congestie operatorilor de transport şi de sistem din zonele de ofertare răspunzători pentru crearea unor astfel de fluxuri, cu excepţia costurilor generate de fluxurile rezultate din tranzacţii interne ale zonelor de ofertare care sunt sub nivelul preconizat fără congestie structurală într-o zonă de ofertare.

Art. 17: Alocarea capacităţii interzonale de la un interval de timp la altul

(1)Operatorii de transport şi de sistem recalculează capacitatea interzonală disponibilă cel puţin după ora de închidere a porţii pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intrazilnice interzonale. Operatorii de transport şi de sistem alocă capacitatea interzonală disponibilă plus restul de capacitate interzonală care nu a fost alocată în prealabil, precum şi orice capacitate interzonală eliberată de către deţinătorii de drepturi fizice de transport din alocările anterioare în cadrul următorului proces de alocare a capacităţii interzonale.

(2)Operatorii de transport şi de sistem propun o structură adecvată de alocare a capacităţii interzonale de la un interval de timp la altul, inclusiv pentru cele de tipul pentru ziua următoare, intrazilnic şi de echilibrare. Această structură de alocare este evaluată de către autorităţile de reglementare relevante. La elaborarea propunerii lor, operatorii de transport şi de sistem ţin seama de:

SECŢIUNEA 2:Tarifele de reţea şi veniturile din congestii

Art. 18: Tarifele de acces la reţele, de utilizare a reţelelor şi de întărire a reţelelor

(1)Tarifele aplicate de operatorii de reţea pentru accesul la reţele, inclusiv tarifele pentru racordarea la reţele, tarifele pentru utilizarea reţelelor şi, acolo unde este cazul, tarifele pentru întăririle corelate ale reţelei reflectă costurile, sunt transparente, iau în considerare necesitatea de a garanta siguranţa reţelei şi flexibilitatea şi reflectă costurile reale suportate, în măsura în care acestea corespund costurilor unui operator de reţea eficient şi comparabil din punct de vedere structural şi se aplică în mod nediscriminatoriu. Tarifele respective nu includ costurile necorelate care sprijină obiective de politică necorelate.

Fără a aduce atingere articolului 15 alineatele (1) şi (6) din Directiva 2012/27/UE şi criteriilor din anexa XI la directiva menţionată, metoda utilizată pentru calculul tarifelor de reţea sprijină în mod neutru eficienţa generală a sistemului pe termen lung prin semnale de preţ pentru clienţi şi producători şi în special se aplică într-un mod care nu discriminează nici pozitiv, nici negativ între producerea conectată la nivelul de distribuţie şi producerea conectată la nivelul de transport. Tarifele de reţea nu discriminează nici pozitiv, nici negativ împotriva stocării energiei sau împotriva agregării şi nu descurajează producţia proprie, autoconsumul sau participarea la consumul dispecerizabil. Fără a aduce atingere alineatului (3) din prezentul articol, tarifele respective nu se calculează în funcţie de distanţă.

(2)Metodologiile de calculare a tarifelor:

(7)Tarifele de distribuţie reflectă costurile, ţinând seama de utilizarea reţelei de distribuţie de către utilizatorii sistemului, inclusiv clienţii activi. Tarifele de distribuţie pot cuprinde elemente legate de capacitatea de racordare la reţea şi pot fi diferenţiate în funcţie de profilurile de consum sau de producere ale utilizatorilor sistemului. În cazul în care statele membre au pus în aplicare introducerea sistemelor de contorizare inteligentă, autorităţile de reglementare iau în considerare tarife de reţea diferenţiate pe paliere orare, atunci când stabilesc sau aprobă tarifele de transport şi tarifele de distribuţie sau metodologiile în conformitate cu articolul 59 din Directiva (UE) 2019/944 şi, după caz, pot fi introduse tarife de reţea diferenţiate pe paliere orare pentru a reflecta utilizarea reţelei, într-un mod transparent, eficient din punctul de vedere al costurilor şi previzibil pentru clientul final.

(8)Metodologiile de stabilire a tarifelor de transport şi de distribuţie stimulează operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie să-şi exploateze şi să-şi dezvolte reţelele în cel mai eficient mod din punct de vedere al costurilor, inclusiv prin achiziţionarea de servicii. În acest scop, autorităţile de reglementare recunosc costurile relevante ca fiind eligibile, inclusiv costurile legate de investiţiile anticipative, şi includ aceste costuri în tarifele de transport şi de distribuţie şi, după caz, introduc obiective de performanţă pentru a stimula operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie să sporească eficienţa generală a sistemului în reţelele lor, inclusiv prin eficienţă energetică, utilizarea serviciilor de flexibilitate şi dezvoltarea reţelelor inteligente şi a sistemelor de contorizare inteligentă.

(9)Până la 5 octombrie 2019, pentru a reduce riscul de fragmentare a pieţei, ACER prezintă un raport asupra bunelor practici privind metodologiile tarifelor de transport şi de distribuţie, ţinând seama de specificul naţional. Raportul respectiv asupra bunelor practici vizează cel puţin următoarele:

Art. 19: Veniturile din congestii

(1)Procedurile de gestionare a congestiilor asociate cu un interval de timp prestabilit pot genera venituri doar în cazul în care se produce o congestie în respectivul interval de timp, cu excepţia cazului unor capacităţi de interconexiune noi care beneficiază de o scutire în temeiul articolului 63 din prezentul regulament, sau o derogare în temeiul articolului 17 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 sau al articolului 7 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003. Procedura de distribuire a acestor venituri este supusă evaluării autorităţilor de reglementare şi nu denaturează procesul de alocare în favoarea niciunei părţi care solicită capacităţi sau energie şi nici nu constituie un factor de descurajare pentru reducerea congestiei.

(2)La alocarea veniturilor care decurg din alocarea capacităţii interzonale au prioritate următoarele obiective:

c)compensarea operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile dintr-o zonă de ofertare offshore racordaţi direct la două sau mai multe zone de ofertare în care accesul la pieţele interconectate a fost redus astfel încât operatorul de centrală offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile nu este în măsură să îşi exporte capacitatea de producţie de energie electrică pe piaţă şi, după caz, are loc o scădere corespunzătoare a preţurilor în zona de ofertare offshore, în comparaţie cu cele în absenţa reducerilor de capacitate.

Compensarea menţionată la litera (c) de la primul paragraf se aplică în cazul în care, în rezultatele validate ale calculului capacităţilor, unul sau mai mulţi operatori de transport şi de sistem fie nu au pus la dispoziţie capacitatea convenită în acordurile de racordare pe interconexiune, fie nu au pus la dispoziţie capacitatea pe elementele critice ale reţelei în temeiul normelor de calcul al capacităţilor prevăzute la articolul 16 alineatul (8), sau niciuna. Operatorii de transport şi de sistem care sunt responsabili pentru reducerea accesului la pieţele interconectate sunt responsabili pentru compensarea operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile. Anual, această compensare nu depăşeşte venitul total din congestii generat de interconexiunile dintre zonele de ofertare în cauză.

(3)În cazul în care obiectivele legate de priorităţile stabilite la alineatul (2) au fost îndeplinite în mod adecvat, veniturile pot fi utilizate ca venituri care trebuie luate în considerare de autorităţile de reglementare atunci când aprobă metodologia de calculare a tarifelor de reţea sau când stabilesc tarifele de reţea, sau în ambele cazuri. Veniturile reziduale sunt plasate într-un cont intern separat până în momentul în care pot fi cheltuite în scopurile prevăzute la alineatul (2).

(4)Utilizarea veniturilor în conformitate cu alineatul (2) litera (a) sau (b) face obiectul unei metodologii propuse de operatorii de transport şi de sistem, după consultarea autorităţilor de reglementare şi a părţilor interesate relevante, şi după aprobarea de către ACER. Operatorii de transport şi de sistem prezintă ACER metodologia propusă până la 5 iulie 2020, iar ACER decide cu privire la metodologia propusă în termen de şase luni de la primirea acesteia.

(5)Operatorii de transport şi de sistem stabilesc în mod clar, în avans, modul în care vor fi utilizate veniturile din congestii şi raportează autorităţilor de reglementare cu privire la modul în care au fost utilizate efectiv veniturile respective. Până la data de 1 martie a fiecărui an, autorităţile de reglementare informează ACER şi publică un raport în care indică:

CAPITOLUL III^a:STIMULENTE SPECIFICE PENTRU INVESTIŢII, ÎN VEDEREA ATINGERII OBIECTIVELOR DE DECARBONIZARE ALE UNIUNII

Art. 19^a: Contractele de achiziţie de energie electrică

(1)Fără a aduce atingere Directivei (UE) 2018/2001, statele membre promovează utilizarea contractelor de achiziţie de energie electrică, inclusiv prin eliminarea obstacolelor nejustificate şi a procedurilor sau tarifelor disproporţionate sau discriminatorii, în vederea asigurării previzibilităţii preţurilor şi a atingerii obiectivelor stabilite în planurile lor naţionale integrate privind energia şi clima în ceea ce priveşte dimensiunea de decarbonizare menţionată la articolul 4 litera (a) din Regulamentul (UE) 2018/1999, inclusiv în ceea ce priveşte energia din surse regenerabile, menţinând în acelaşi timp competitivitatea şi lichiditatea pieţelor energiei electrice şi comerţul transfrontalier.

(2)Atunci când efectuează revizuirea prezentului regulament în conformitate cu articolul 69 alineatul (2), Comisia, după consultarea părţilor interesate relevante, evaluează potenţialul şi viabilitatea uneia sau mai multor platforme de piaţă ale Uniunii pentru contracte de achiziţie de energie electrică, care urmează să fie utilizate în mod voluntar, inclusiv interacţiunea respectivelor platforme potenţiale cu alte platforme existente pe piaţa energiei electrice şi punerea în comun a cererii de contracte de achiziţie de energie electrică prin agregare.

(3)Statele membre se asigură, în mod coordonat, că există instrumente precum sistemele de garantare la preţurile pieţei, menite să reducă riscurile financiare asociate incapacităţii de plată a beneficiarului în cadrul contractelor de achiziţie de energie electrică, care sunt accesibile clienţilor care se confruntă cu obstacole la intrarea pe piaţa de contracte de achiziţie de energie electrică şi care nu au dificultăţi financiare. Astfel de instrumente pot include, printre altele, scheme de garantare sprijinite de stat la preţurile pieţei, garanţii private sau mecanisme de punere în comun a cererii de contracte de achiziţie de energie electrică, în conformitate cu actele legislative relevante ale Uniunii. În acest scop, statele membre asigură o coordonare adecvată, inclusiv cu mecanismele relevante de la nivelul Uniunii. Statele membre pot stabili categoriile de clienţi care sunt vizate de respectivele instrumente, aplicând criterii nediscriminatorii între categoriile de clienţi şi în cadrul acestora.

(4)Fără a aduce atingere articolelor 107 şi 108 din TFUE, în cazul în care o schemă de garantare a contractelor de achiziţie de energie electrică este susţinută de statul membru, aceasta include dispoziţii pentru a evita scăderea lichidităţii pe pieţele energiei electrice şi nu oferă sprijin pentru achiziţionarea de energie electrică produsă pe bază de combustibili fosili. Statele membre pot decide să limiteze aceste scheme de garantare la sprijinul exclusiv pentru achiziţionarea de energie electrică produsă de noi instalaţii din surse regenerabile, în conformitate cu politicile de decarbonizare ale statelor membre, inclusiv, în special, în cazul în care piaţa de contracte de achiziţie de energie electrică din surse regenerabile în sensul definiţiei de la articolul 2 punctul 17 din Directiva (UE) 2018/2001 nu este dezvoltată suficient.

(5)Schemele de sprijin pentru energia electrică din surse regenerabile permit participarea proiectelor care rezervă o parte din energia electrică spre vânzare prin intermediul unui contract de achiziţie de energie electrică din surse regenerabile sau al altor acorduri bazate pe piaţă, cu condiţia ca această participare să nu afecteze în mod negativ concurenţa pe piaţă, în special în cazul în care cele două părţi implicate în contractul respectiv de achiziţie de energie electrică sunt controlate de aceeaşi entitate.

Art. 19^b: Modele voluntare de contracte de achiziţie de energie electrică şi monitorizarea contractelor de achiziţie de energie electrică

(2)Până la 17 octombrie 2024, ACER evaluează, în strânsă coordonare cu instituţiile şi părţile interesate relevante, necesitatea de a elabora şi de a emite modele voluntare de contracte de achiziţie de energie electrică, adaptate la nevoile diferitelor categorii de contrapărţi.

Art. 19^c: Măsuri la nivelul Uniunii pentru a contribui la atingerea ponderii suplimentare a energiei din surse regenerabile

Comisia evaluează dacă măsurile de la nivelul Uniunii pot contribui la realizarea eforturilor colective ale statelor membre privind o pondere suplimentară de 2,5% a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie al Uniunii în 2030 în temeiul Directivei (UE) 2018/2001, care completează măsurile naţionale. Comisia analizează posibilitatea de a utiliza mecanismul Uniunii de finanţare a energiei din surse regenerabile instituit în temeiul articolului 33 din Regulamentul (UE) 2018/1999 pentru a organiza licitaţii la nivelul Uniunii privind energia din surse regenerabile, în conformitate cu cadrul de reglementare relevant.

Art. 19^d: Schemele de sprijinire directă a preţurilor sub formă de contracte bidirecţionale pentru diferenţă pentru investiţii

(1)Schemele de sprijinire directă a preţurilor pentru investiţii în noi instalaţii de producere a energiei electrice pentru producerea de energie electrică din sursele enumerate la alineatul (4) iau forma unor contracte bidirecţionale pentru diferenţă sau a unor scheme echivalente cu aceleaşi efecte.

(2)Toate schemele de sprijinire directă a preţurilor sub formă de contracte bidirecţionale pentru diferenţă şi schemele echivalente cu aceleaşi efecte sunt concepute astfel încât:

d)să evite denaturarea nejustificată a concurenţei şi a schimburilor comerciale pe piaţa internă, în special prin stabilirea cuantumurilor remuneraţiei prin intermediul unei proceduri de ofertare concurenţiale care să fie deschisă, clară, transparentă şi nediscriminatorie; atunci când nu se poate desfăşura o astfel de procedură de ofertare concurenţială, contractele bidirecţionale pentru diferenţă sau schemele echivalente cu aceleaşi efecte, şi preţurile de exercitare aplicabile, sunt concepute astfel încât să se asigure că distribuirea veniturilor către întreprinderi nu creează o denaturare nejustificată a concurenţei şi a schimburilor comerciale pe piaţa internă;

(5)Toate veniturile sau echivalentul veniturilor respective ca valoare financiară, provenite din schemele de sprijinire directă a preţurilor sub formă de contracte bidirecţionale pentru diferenţă sau schemele echivalente cu aceleaşi efecte menţionate la alineatul (1), sunt distribuite clienţilor finali.

Art. 19^e: Evaluarea nevoilor de flexibilitate

(1)În termen de cel mult un an de la aprobarea de către ACER a metodologiei în temeiul alineatului (6) şi, ulterior, la fiecare doi ani, autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată de un stat membru adoptă un raport privind nevoile estimate de flexibilitate pentru o perioadă de cel puţin 5-10 ani la nivel naţional, având în vedere necesitatea de a realiza securitatea şi fiabilitatea aprovizionării în mod eficient din punctul de vedere al costurilor şi de a decarboniza sistemul de energie electrică, ţinând seama de integrarea surselor regenerabile variabile de energie şi a diferitelor sectoare, precum şi de natura interconectată a pieţei energiei electrice, inclusiv obiectivele de interconectare şi disponibilitatea potenţială a flexibilităţii transfrontaliere.

b)se bazează pe datele şi analizele furnizate de operatorii de transport şi de sistem şi de operatorii de distribuţie din fiecare stat membru în temeiul alineatului (3) şi utilizează metodologia comună prevăzută la alineatul (4) şi, atunci când acest lucru este justificat în mod corespunzător, date şi analize suplimentare.

(2)Este necesar ca raportul prevăzut la alineatul (1) să îndeplinească cel puţin următoarele condiţii:

(3)Operatorii de transport şi de sistem şi operatorii de distribuţie din fiecare stat membru furnizează autorităţii de reglementare sau altei autorităţi sau entităţi desemnate în temeiul alineatului (1), datele şi analizele care sunt necesare pentru pregătirea raportului menţionat la alineatul (1). În cazul în care acest lucru este justificat în mod corespunzător, autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată în temeiul alineatului (1) poate solicita operatorilor de transport şi de sistem şi operatorilor de distribuţie în cauză să furnizeze informaţii suplimentare pentru raport, în plus faţă de cerinţele menţionate la alineatul (4). Operatorii de transport şi de sistem de energie electrică sau operatorii de distribuţie de energie electrică în cauză împreună cu operatorii de sisteme de gaze naturale şi cu operatorii de sisteme de hidrogen coordonează colectarea informaţiile relevante, atunci când este necesar pentru aplicarea prezentului articol.

(4)ENTSO pentru energie electrică şi entitatea OSD UE coordonează activitatea operatorilor de transport şi de sistem şi a operatorilor de distribuţie în ceea ce priveşte datele şi analizele care trebuie furnizate în conformitate cu alineatul (3). În special, acestea:

b)elaborează o metodologie pentru analiza de către operatorii de transport şi de sistem şi de către operatorii de distribuţie a nevoilor de flexibilitate, ţinând seama cel puţin de:

(6)Până la 17 aprilie 2025, ENTSO pentru energie electrică şi entitatea OSD UE prezintă în comun ACER o propunere privind tipul de date şi formatul care trebuie transmise unei autorităţi de reglementare sau altei autorităţi sau entităţi desemnate în temeiul alineatului (1), precum şi metodologia pentru analiza nevoilor de flexibilitate menţionată la alineatul (4). În termen de trei luni de la primirea propunerii, ACER fie aprobă propunerea, fie o modifică. În acest din urmă caz, ACER se consultă cu Grupul de coordonare în domeniul energiei electrice, ENTSO pentru energie electrică, şi cu entitatea OSD UE, înainte de a adopta modificările. Propunerea adoptată se publică pe site-ul web al ACER.

(7)Autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată în temeiul alineatului (1) transmit Comisiei şi ACER rapoartele menţionate la alineatul (1) şi le publică. În termen de 12 luni de la primirea rapoartelor, ACER emite un raport în care le analizează şi oferă recomandări cu privire la aspecte de interes transfrontalier referitoare la constatările autorităţii de reglementare sau ale unei alte autorităţi sau entităţi desemnate în temeiul alineatului (1), inclusiv recomandări privind eliminarea barierelor din calea intrării pe piaţă a resurselor de flexibilitate din surse nefosile.

c)posibila introducere a unor măsuri suplimentare de deblocare a potenţialului de flexibilitate pe pieţele energiei electrice şi în funcţionarea sistemului.

Art. 19^f: Obiectiv naţional orientativ pentru flexibilitatea din surse nefosile

În termen de cel mult 6 luni de la transmiterea raportului în temeiul articolului 19e alineatul (1) din prezentul regulament, fiecare stat membru stabileşte, pe baza acestui raport, un obiectiv naţional orientativ pentru flexibilitatea din surse nefosile, inclusiv contribuţiile specifice respective ale răspunsului părţii de consum şi ale stocării energiei la acest obiectiv. Statele membre pot atinge acest obiectiv prin realizarea potenţialului identificat al flexibilităţii din surse nefosile, prin eliminarea obstacolelor identificate de pe piaţă sau prin schemele de sprijinire a flexibilităţii din surse nefosile menţionate la articolul 19g din prezentul regulament. Acest obiectiv naţional orientativ, inclusiv contribuţiile specifice respective ale răspunsului părţii de consum şi ale stocării energiei la obiectivul respectiv, precum şi măsurile de realizare a acestuia, se reflectă, de asemenea, în planurile naţionale integrate privind energia şi clima ale statelor membre în ceea ce priveşte dimensiunea «Piaţa internă a energiei» în conformitate cu articolele 3, 4 şi 7 din Regulamentul (UE) 2018/1999 şi în rapoartele lor naţionale intermediare integrate privind energia şi clima, în conformitate cu articolul 17 din regulamentul respectiv. Statele membre pot stabili obiective naţionale orientative provizorii până la adoptarea raportului în temeiul articolului 19e alineatul (1) din prezentul regulament.

Pe baza concluziilor raportului elaborat cu primele informaţii comunicate de statele membre, Comisia poate elabora o strategie a Uniunii privind flexibilitatea, cu un accent deosebit pe răspunsul părţii de consum şi pe stocarea energiei pentru a facilita implementarea acestora, corelată cu obiectivele Uniunii privind energia şi clima pentru 2030 şi obiectivul privind neutralitatea climatică până în 2050. Respectiva strategie a Uniunii privind flexibilitatea poate fi însoţită, după caz, de o propunere legislativă.

Art. 19^g: Scheme de sprijinire a flexibilităţii din surse nefosile

(1)În cazul în care investiţiile în flexibilitatea din surse nefosile sunt insuficiente pentru atingerea obiectivului naţional orientativ sau, după caz, a obiectivelor naţionale orientative provizorii stabilite în temeiul articolului 19f, statele membre pot aplica scheme de sprijinire a flexibilităţii din surse nefosile care constau în plăţi pentru capacitatea disponibilă de flexibilitate din surse nefosile, fără a aduce atingere articolelor 12 şi 13. Statele membre care aplică un mecanism de asigurare a capacităţii iau în considerare efectuarea adaptărilor necesare în conceperea mecanismelor de asigurare a capacităţii pentru a promova participarea flexibilităţii din surse nefosile, cum ar fi răspunsul părţii de consum şi stocarea energiei, fără a aduce atingere posibilităţii ca statele membre respective să utilizeze schemele de sprijinire a flexibilităţii din surse nefosile menţionate la prezentul alineat.

Art. 19^h: Principii de concepere a schemelor de sprijinire a flexibilităţii din surse nefosile

CAPITOLUL IV:ADECVAREA RESURSELOR

Art. 20: Adecvarea resurselor pe piaţa internă de energie electrică

(3)Statele membre cu probleme identificate de adecvare a resurselor elaborează şi publică un plan de punere în aplicare cu un calendar pentru adoptarea de măsuri de eliminare a denaturărilor în materie de reglementare sau a disfuncţionalităţilor pieţei în cadrul procedurii ajutoarelor de stat. La abordarea problemelor legate de adecvarea resurselor, statele membre au în vedere în special principiile enunţate la articolul 3 şi iau în considerare:

Art. 21: Principii generale pentru mecanismele de asigurare a capacităţii

(6)În cazul în care aplică un mecanism de asigurare a capacităţii, statul membru revizuieşte mecanismul respectiv şi se asigură că nu se încheie contracte noi în cadrul mecanismului respectiv în cazul în care atât evaluarea adecvării resurselor la nivel european, cât şi evaluarea adecvării resurselor la nivel naţional sau, în absenţa unei evaluări a adecvării resurselor la nivel naţional, evaluarea adecvării resurselor la nivel european nu a identificat o problemă legată de adecvarea resurselor, ori planul de punere în aplicare menţionat la articolul 20 alineatul (3) nu a primit un aviz din partea Comisiei, astfel cum se menţionează la articolul 20 alineatul (5).

Art. 22: Principiile de concepere a mecanismelor de asigurare a capacităţii

(1)Orice mecanism de asigurare a capacităţii:

(2)Conceperea rezervelor strategice îndeplineşte următoarele cerinţe:

I._

(3)Pe lângă cerinţele prevăzute la alineatul (1), mecanismele de asigurare a capacităţii, altele decât rezervele strategice:

(4)Mecanismele de asigurare a capacităţii încorporează următoarele cerinţe privind limitele emisiilor de CO₂:

b)cel târziu de la 1 iulie 2025, capacităţile de producere care au început producţia comercială înainte de 4 iulie 2019 şi care au emisii mai mari de 550 g CO₂ din combustibili fosili per kWh de energie electrică şi mai mari de 350 kg CO₂ din combustibili fosili în medie pe an per kWe instalat nu sunt angajate şi nici nu primesc plăţi sau angajamente pentru plăţi viitoare în cadrul unui mecanism de asigurare a capacităţii.

Art. 23: Evaluarea adecvării resurselor la nivel european

(3)Până la 5 ianuarie 2020, ENTSO pentru energie electrică prezintă Grupului de coordonare în domeniul energiei electrice instituit în temeiul articolului 1 din Decizia Comisiei din 15 noiembrie 2012 (²¹) şi ACER un proiect de metodologie pentru evaluarea adecvării resurselor la nivel european bazată pe principiile prevăzute la alineatul (5) din prezentul articol.

(4)Operatorii de transport şi de sistem furnizează ENTSO pentru energie electrică datele care îi sunt necesare pentru a realiza o evaluare a adecvării resurselor la nivel european.

(5)Evaluarea adecvării resurselor la nivel european se bazează pe o metodologie transparentă care asigură faptul că evaluarea:

b)este bazată pe scenarii centrale de referinţă adecvate privind cererea şi oferta prognozată, incluzând o evaluare economică a probabilităţii de scoatere din uz, de suspendare, de construcţie a unor noi active de producere şi de adoptare a unor măsuri pentru atingerea obiectivelor în materie de eficienţă energetică şi de interconectare a reţelelor electrice, precum şi de sensibilităţile corespunzătoare cu privire la fenomene meteorologice extreme, condiţii hidrologice, evoluţiile preţurilor angro şi ale tarifelor pentru emisiile de carbon;

Art. 24: Evaluările adecvării resurselor la nivel naţional

(1)Evaluările adecvării resurselor la nivel naţional au un domeniu de aplicare regional şi se bazează pe metodologia menţionată la articolul 23 alineatul (3), în special la articolul 23 alineatul (5) literele (b)-(m).

(3)Atunci când evaluarea adecvării resurselor la nivel naţional identifică o problemă de adecvare cu privire la o zonă de ofertare, care nu a fost identificată în evaluarea adecvării resurselor la nivel european, evaluarea adecvării resurselor la nivel naţional cuprinde motivele divergenţelor existente între cele două evaluări ale adecvării resurselor, inclusiv detalii ale sensibilităţilor utilizate şi ale ipotezelor subiacente. Statele membre publică evaluarea respectivă şi o transmit ACER.

Art. 25: Standardul de fiabilitate

Art. 26: Participarea transfrontalieră la mecanismele de asigurare a capacităţii

(2)Statele membre se asigură că capacitatea externă care poate asigura o performanţă tehnică echivalentă cu cea a capacităţilor interne are posibilitatea să participe la acelaşi proces concurenţial ca şi capacitatea internă. În cazul mecanismelor de asigurare a capacităţii în funcţiune la 4 iulie 2019, statele membre pot permite participarea directă a capacităţilor de interconexiune în acelaşi proces concurenţial drept capacitate externă pentru o perioadă maximă de patru ani de la 4 iulie 2019 sau doi ani de la data aprobării metodologiilor menţionate la alineatul (11), în funcţie de data care survine mai devreme.

(5)Furnizorii de capacitate sunt în măsură să participe la mai multe mecanisme de asigurare a capacităţii.

(7)În scopul furnizării unei recomandări către operatorii de transport şi de sistem, centrele de coordonare regionale înfiinţate în temeiul articolului 35 calculează anual capacitatea maximă de intrare disponibilă pentru participarea capacităţii externe. Acest calcul ţine seama de disponibilitatea de interconectare preconizată şi de probabilitatea suprasolicitării în acelaşi timp a sistemului unde se aplică mecanismul şi a sistemului în care este situată capacitatea externă. Trebuie efectuat un astfel de calcul pentru fiecare frontieră a zonei de ofertare.

(9)În cazul în care mecanismele de asigurare a capacităţii permit participarea transfrontalieră în două state membre învecinate, toate veniturile care rezultă prin alocarea menţionată la alineatul (8) revin operatorilor de transport şi de sistem vizaţi şi se împart între aceştia conform metodologiei menţionate la alineatul (11) litera (b) de la prezentul articol sau conform unei metodologii comune aprobate de ambele autorităţi de reglementare competente. În cazul în care statul membru vecin nu aplică un mecanism de asigurare a capacităţii sau aplică un mecanism de asigurare a capacităţii care nu este deschis participării transfrontaliere, cota de venituri este aprobată de autoritatea naţională competentă din statul membru în care mecanismul de asigurare a capacităţii este pus în aplicare după solicitarea unui aviz din partea autorităţilor de reglementare din statele membre vecine. Operatorii de transport şi de sistem utilizează aceste venituri în scopurile prevăzute la articolul 19 alineatul (2).

(10)Operatorul de transport şi de sistem de unde este situată capacitatea externă:

(11)Până la 5 iulie 2020, ENTSO pentru energie electrică prezintă ACER:

Art. 27: Procedura de aprobare

CAPITOLUL V:EXPLOATAREA SISTEMELOR DE TRANSPORT

Art. 28: Reţeaua europeană a operatorilor de transport şi de sistem pentru energie electrică

(2)În îndeplinirea funcţiilor sale în temeiul dreptului Uniunii, ENTSO pentru energie electrică acţionează în vederea instituirii unei pieţe interne de energie electrică funcţionale şi integrate şi contribuie la realizarea eficientă şi durabilă a obiectivelor stabilite prin cadrul de politici privind clima şi energia care acoperă perioada 2020-2030, în special contribuind la integrarea eficientă a energiei electrice produse din surse regenerabile de energie şi la sporirea eficienţei energetice, menţinând în acelaşi timp siguranţa sistemului. ENTSO pentru energie electrică dispune de resurse umane şi financiare adecvate pentru îndeplinirea sarcinilor sale.

Art. 29: ENTSO pentru energie electrică

Art. 30: Atribuţiile ENTSO pentru energie electrică

(1)ENTSO pentru energie electrică:

i)adoptă instrumentele comune pentru exploatarea reţelelor pentru a asigura coordonarea exploatării reţelei în condiţii normale şi de urgenţă, inclusiv o grilă comună de clasificare a incidentelor, precum şi planurile de cercetare, inclusiv executarea planurilor respective printr-un program eficient de cercetare. Aceste instrumente specifică, printre altele:

Art. 31: Consultări

(1)La elaborarea propunerilor în temeiul atribuţiilor menţionate la articolul 30 alineatul (1), ENTSO pentru energie electrică organizează un proces de consultare extinsă. Procesul de consultare este structurat astfel încât observaţiile părţilor interesate să poată fi luate în considerare înainte de adoptarea finală a propunerii, implicând toate părţile interesate relevante şi în special organizaţiile reprezentând părţile interesate, în conformitate cu regulamentul de procedură menţionat la articolul 29. Această consultare include, de asemenea, autorităţi de reglementare şi alte autorităţi naţionale, întreprinderi de furnizare şi de producere, utilizatori ai sistemelor, inclusiv clienţi, operatori de distribuţie, precum şi asociaţii relevante din domeniul industriei, organisme tehnice şi platforme ale părţilor interesate. Consultarea are ca scop identificarea punctelor de vedere şi a propunerilor tuturor părţilor relevante în decursul procesului decizional.

Art. 32: Monitorizarea efectuată de către ACER

(1)ACER monitorizează executarea atribuţiilor ENTSO pentru energie electrică menţionate la articolul 30 alineatele (1), (2) şi (3) şi raportează Comisiei cu privire la constatările sale.

(2)ENTSO pentru energie electrică transmite ACER în vederea emiterii unui aviz proiectul de plan la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei şi proiectul de program anual de activitate, inclusiv informaţiile cu privire la procesul de consultare, precum şi celelalte documente menţionate la articolul 30 alineatul (1).

În cazul în care consideră că proiectul de program anual de activitate sau proiectul de plan la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei prezentat de ENTSO pentru energie electrică nu contribuie la respectarea principiilor nediscriminării, concurenţei efective, funcţionării eficiente a pieţei sau la realizarea unui nivel suficient de interconectare transfrontalieră deschisă accesului terţilor, ACER furnizează ENTSO pentru energie electrică şi Comisiei un aviz motivat corespunzător şi recomandări, în termen de două luni de la depunere.

Art. 33: Costuri

Art. 34: Cooperarea regională a operatorilor de transport şi de sistem

(1)Operatorii de transport şi de sistem instituie o cooperare regională în cadrul ENTSO de energie electrică, pentru a contribui la îndeplinirea sarcinilor menţionate la articolul 30 alineatele (1), (2) şi (3). Aceştia publică, în special, un plan regional de investiţii la fiecare doi ani şi pot lua decizii privind investiţiile pe baza respectivului plan regional de investiţii. ENTSO pentru energie electrică promovează cooperarea dintre operatorii de transport şi de sistem la nivel regional, asigurând interoperabilitatea, comunicarea şi monitorizarea performanţei regionale în domeniile care nu au fost încă armonizate la nivelul Uniunii.

(2)Operatorii de transport şi de sistem promovează acorduri operaţionale, în vederea asigurării unei gestionări optime a reţelei, precum şi dezvoltarea schimburilor de energie, alocarea coordonată de capacitate transfrontalieră prin soluţii nediscriminatorii bazate pe mecanismele pieţei, acordând o atenţie deosebită meritelor speciale ale licitaţiilor implicite pentru alocările pe termen scurt, precum şi integrarea mecanismelor de echilibrare şi a celor privind rezerva de putere.

(3)În scopul atingerii obiectivelor stabilite la alineatele (1) şi (2), zona geografică acoperită de fiecare structură de cooperare regională poate fi stabilită de către Comisie, ţinând seama de structurile de cooperare regională existente. Fiecare stat membru poate promova cooperarea în mai multe zone geografice.

Art. 35: Înfiinţarea şi misiunea centrelor de coordonare regionale

(1)Până la 5 iulie 2020, toţi operatorii de transport şi de sistem dintr-o regiune de exploatare a sistemului transmit autorităţilor de reglementare în cauză o propunere de înfiinţare a unor centre de coordonare regionale, în conformitate cu criteriile prevăzute în prezentul capitol.

Art. 36: Aria geografică a centrelor de coordonare regionale

(1)Până la 5 ianuarie 2020, ENTSO pentru energie electrică prezintă ACER o propunere care să specifice operatorii de transport şi de sistem, zonele de ofertare, graniţele zonelor de ofertare, regiunile de calcul al capacităţilor şi regiunile de coordonare a întreruperilor care sunt acoperite de fiecare dintre regiunile de exploatare a sistemului. Propunerea ţine seama de topologia reţelei, inclusiv de gradul de interconectare şi de interdependenţă dintre sistemele electroenergetice în ceea ce priveşte fluxurile şi dimensiunea regiunii, care acoperă cel puţin o regiune de calcul al capacităţilor.

(2)Operatorii de transport şi de sistem dintr-o regiune de exploatare a sistemului participă la centrul de coordonare regional stabilit în regiunea respectivă. În mod excepţional, dacă zona de control a unui operator de transport şi de sistem face parte din zone sincrone diferite, operatorul de transport şi de sistem poate participa la două centre de coordonare regionale. Pentru graniţele zonei de ofertare adiacente regiunilor de operare a sistemului, propunerea de la alineatul (1) specifică modul în care urmează să se realizeze coordonarea dintre centrele de coordonare regionale pentru aceste graniţe. Pentru zona sincronă Europa Continentală, unde activităţile celor două centre de coordonare regionale se pot suprapune într-o regiune de exploatare a sistemului, operatorii de transport şi de sistem din regiunea respectivă de exploatare a sistemului decid fie să desemneze un centru de coordonare regional unic în regiunea în cauză, fie ca cele două centre de coordonare regionale să îndeplinească toate sau o parte din atribuţiile de interes regional în întreaga regiune de exploatare a sistemului prin rotaţie, în timp ce celelalte atribuţii sunt îndeplinite de un centru de coordonare regional unic desemnat.

Art. 37: Atribuţiile centrelor de coordonare regionale

(1)Fiecare centru de coordonare regional îndeplineşte cel puţin toate atribuţiile de interes regional următoare în întreaga regiune de exploatare a sistemului în care este stabilit:

p)îndeplinirea atribuţiilor legate de sprijinirea operatorilor de transport şi de sistem în identificarea necesităţilor de capacităţi noi de transport, de modernizare a capacităţilor de transport existente sau a alternativelor la acestea, care trebuie prezentate grupurilor regionale instituite în temeiul Regulamentului (UE) nr. 347/2013 şi incluse în planul de dezvoltare a reţelei pe 10 ani menţionat la articolul 51 din Directiva (UE) 2019/944.

(2)Pe baza propunerii Comisiei sau a unui stat membru, comitetul instituit prin articolul 68 din Directiva (UE) 2019/944 emite un aviz privind conferirea unor noi atribuţii consultative centrelor de coordonare regionale. În cazul în care comitetul emite un aviz favorabil privind conferirea unor noi atribuţii consultative, centrele de coordonare regionale îndeplinesc aceste atribuţii pe baza unei propuneri elaborate de ENTSO pentru energie electrică şi aprobate de ACER în conformitate cu procedura prevăzută la articolul 27.

Art. 38: Cooperarea în cadrul centrelor de coordonare regionale şi între acestea

Art. 39: Acordurile de lucru

Art. 40: Procedura de consultare

(1)Centrele de coordonare regionale elaborează o procedură pentru a organiza, în exercitarea atribuţiilor şi sarcinilor lor operaţionale zilnice, consultarea corespunzătoare şi periodică a operatorilor de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului, a altor centre de coordonare regionale şi a părţilor interesate relevante. Autorităţile de reglementare sunt implicate în această procedură, atunci când este necesar, pentru a asigura abordarea aspectelor legate de reglementare.

Art. 41: Transparenţă

Art. 42: Adoptarea şi revizuirea acţiunilor coordonate şi a recomandărilor

(2)Centrele de coordonare regionale stabilesc acţiuni coordonate adresate operatorilor de transport şi de sistem în ceea ce priveşte atribuţiile menţionate la articolul 37 alineatul (1) literele (a) şi (b). Operatorii de transport şi de sistem pun în aplicare acţiunile coordonate cu excepţia cazului în care punerea în aplicare a acţiunilor coordonate ar duce la o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare definite de fiecare operator de transport şi de sistem în conformitate cu orientările privind operarea sistemului adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

În cazul în care operatorul de transport şi de sistem decide să nu pună în aplicare o acţiune coordonată din motivele arătate în prezentul alineat, acesta raportează în mod transparent şi fără întârzieri nejustificate motivele detaliate centrelor de coordonare regionale şi operatorilor de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului. În astfel de cazuri, centrele de coordonare regionale evaluează impactul deciziei respective asupra celorlalţi operatori de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului şi poate propune un alt set de acţiuni coordonate care fac obiectul procedurii stabilite în alineatul (1).

(3)Centrele de coordonare regionale emit recomandări adresate operatorilor de transport şi de sistem în ceea ce priveşte atribuţiile enumerate la articolul 37 alineatul (1) literele (c)-(p) sau a celor atribuite în conformitate cu articolul 37 alineatul (2).

(5)În cazul în care o acţiune coordonată face obiectul unei revizuiri în conformitate cu alineatul (4) din prezentul articol, cererea de revizuire nu are efect suspensiv asupra acţiunii coordonate decât în cazul în care punerea în aplicare a acţiunii coordonate ar duce la o încălcare a limitelor de siguranţă în funcţionare definite de fiecare operator de transport şi de sistem individual în conformitate cu orientările privind operarea sistemului adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

Art. 43: Consiliul de administraţie al centrelor de coordonare regionale

Art. 44: Structura organizatorică

Art. 46: Monitorizarea şi raportarea

(4)Centrele de coordonare regionale raportează deficienţele identificate în procesul de monitorizare în temeiul alineatului (1) ENTSO pentru energie electrică, autorităţilor de reglementare din regiunea de exploatare a sistemului, ACER şi altor autorităţi competente ale statelor membre responsabile cu prevenirea şi gestionarea situaţiilor de criză. Pe baza acestui raport, autorităţile de reglementare competente din regiune pot propune centrelor de coordonare regionale măsuri pentru remedierea deficienţelor.

Art. 47: Răspunderea

În propunerile de instituire a centrelor de coordonare regionale în conformitate cu articolul 35, operatorii de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului includ măsurile necesare pentru a acoperi răspunderea legată de îndeplinirea atribuţiilor centrelor de coordonare regionale. Metoda utilizată pentru furnizarea acoperirii trebuie să ţină seama de statutul juridic al centrelor de coordonare regionale şi de nivelul de acoperire oferit de asigurarea comercială disponibilă.

Art. 48: Planul de dezvoltare a reţelei pe 10 ani

(1)Planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei menţionat la articolul 30 alineatul (1) litera (b) cuprinde modelarea reţelei integrate, inclusiv elaborarea de scenarii şi evaluarea rezilienţei sistemului. Parametrii de intrare relevanţi pentru modelare, precum ipotezele privind preţurile combustibililor şi carbonului ori instalarea energiilor din surse regenerabile sunt pe deplin coerenţi cu evaluarea adecvării resurselor la nivel european, elaborată în temeiul articolului 23.

(2)ACER furnizează un aviz cu privire la planurile naţionale de dezvoltare a reţelei pe 10 ani, în vederea evaluării consecvenţei cu planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei. În cazul în care ACER identifică neconcordanţe între un plan naţional de dezvoltare a reţelei pe 10 ani şi planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei, recomandă, după caz, modificarea planului naţional de dezvoltare a reţelei pe 10 ani sau a planului la nivelul Uniunii de dezvoltare a reţelei. În cazul în care un astfel de plan de dezvoltare a reţelei pe 10 ani este elaborat în conformitate cu articolul 51 din Directiva (UE) 2019/944, ACER recomandă autorităţii de reglementare relevante să modifice planul naţional de dezvoltare a reţelei pe 10 ani în conformitate cu articolul 51 alineatul (7) din directiva respectivă şi informează Comisia cu privire la aceasta.

Art. 49: Mecanismul de compensare între operatorii de transport şi de sistem

(6)Costurile aferente găzduirii fluxurilor transfrontaliere se stabilesc pe baza costurilor marginale medii previzionate pe termen lung, luându-se în considerare pierderile, investiţiile în infrastructuri noi şi un procent corespunzător din costul infrastructurii existente, în măsura în care infrastructura este utilizată pentru transportul fluxurilor transfrontaliere, ţinându-se cont, în special, de nevoia de a garanta siguranţa alimentării. Pentru stabilirea costurilor, se folosesc metodologii de calcul standard recunoscute. Avantajele pe care le prezintă o reţea ca rezultat al găzduirii fluxurilor transfrontaliere se iau în considerare pentru a se reduce compensaţiile primite.

(7)Doar în sensul mecanismului de compensare între operatorii de transport şi de sistem, atunci când reţelele de transport din două sau mai multe state membre sunt parte integrantă, integral sau parţial, a unui singur bloc de control, blocul de control în ansamblul său este considerat a fi parte integrantă a reţelei de transport a unuia dintre statele membre în cauză, pentru a se evita ca fluxurile din interiorul blocurilor de control să fie considerate fluxuri transfrontaliere în temeiul articolului 2 alineatul (2) litera (b) şi să dea dreptul la plăţi compensatorii în temeiul alineatului (1) din prezentul articol. Autorităţile de reglementare ale statelor membre în cauză pot decide în care dintre statele membre în cauză se consideră că blocul de control face parte integrantă a reţelei de transport.

Art. 50: Furnizarea de informaţii

(4)Operatorii de transport şi de sistem publică datele pertinente cu privire la cererea prognozată agregată şi la cererea reală, la disponibilitatea şi utilizarea reală a activelor de producere şi de consum, la disponibilitatea şi utilizarea reţelelor şi a interconectării, la energia de echilibrare şi la capacitatea de rezervă, precum şi la disponibilitatea flexibilităţii. În privinţa disponibilităţii şi a utilizării reale a activelor mici de producere şi de sarcină, se pot utiliza date estimative agregate.

(4¹)(4^a) Operatorii de transport şi de sistem publică în mod clar şi transparent informaţii privind capacitatea disponibilă de a efectua noi racordări în zonele lor de operare cu o granularitate spaţială ridicată, respectând siguranţa publică şi confidenţialitatea datelor, inclusiv capacitatea la care se referă cererea de racordare şi posibilitatea unei racordări flexibile în zonele congestionate. Publicarea respectivelor informaţii include informaţii referitoare la criteriile pentru calcularea capacităţii disponibile pentru racordările noi. Operatorii de transport şi de sistem actualizează aceste informaţii cu regularitate, cel puţin o dată pe lună.

Operatorii de transport şi de sistem furnizează utilizatorilor de sistem, în mod transparent, informaţii clare cu privire la situaţia şi tratarea cererilor lor de racordare, inclusiv, dacă este cazul, informaţii referitoare la acordurile flexibile de racordare. Ei furnizează aceste informaţii în termen de trei luni de la data depunerii cererii. În cazul în care racordarea solicitată nu este nici acordată, nici respinsă definitiv, operatorii de transport şi de sistem actualizează aceste informaţii periodic, cel puţin trimestrial.

(6)Întreprinderile de producţie care au în proprietate sau care exploatează active de producere, dintre care cel puţin un activ de producere are o capacitate instalată de minimum 250 MW sau care au un portofoliu care cuprinde active de producere de cel puţin 400 MW, păstrează la dispoziţia autorităţii de reglementare, a autorităţii naţionale în domeniul concurenţei şi a Comisiei, timp de cinci ani, datele orare ale tuturor centralelor, necesare în vederea verificării deciziilor operaţionale de dispecerizare, precum şi comportamentul pe bursele de energie electrică, în cadrul licitaţiilor pentru capacităţile de interconectare, pe pieţele de rezerve de energie şi pe pieţele extrabursiere. Informaţiile orare pentru fiecare centrală includ, fără a se limita la, datele cu privire la capacitatea de producere disponibilă şi la rezervele angajate, inclusiv alocarea acestor rezerve angajate la nivelul fiecărei centrale individuale în momentul tranzacţionării pe bursă sau în momentul producerii.

(7)Operatorii de transport şi de sistem fac schimb, cu regularitate, de un set de date suficient de precise privind reţeaua şi fluxurile de sarcină, cu scopul de a permite calculul fluxurilor de sarcină pentru fiecare operator de transport şi de sistem în zona sa de interes. Aceeaşi serie de date este pusă la dispoziţia autorităţilor de reglementare, a Comisiei şi a statelor membre, la cerere. Autorităţile de reglementare, statele membre şi Comisia tratează confidenţial această serie de date şi se asigură că orice consultant însărcinat la cererea lor cu realizarea unor lucrări de analiză pe baza acestor date aplică un tratament confidenţial datelor respective.

Art. 51: Certificarea operatorilor de transport şi de sistem

(1)Comisia examinează orice notificare privind decizia de certificare a unui operator de transport şi de sistem, astfel cum se prevede la articolul 52 alineatul (6) din Directiva (UE) 2019/944 imediat după primirea notificării. În termen de două luni de la primirea unei astfel de notificări, Comisia prezintă avizul său autorităţii de reglementare relevante, în ceea ce priveşte compatibilitatea cu articolul 43 şi compatibilitatea fie cu articolul 52 alineatul (2), fie cu articolul 53 din Directiva (UE) 2019/944.

CAPITOLUL VI:EXPLOATAREA SISTEMELOR DE DISTRIBUŢIE

Art. 52: Entitatea europeană pentru operatorii de distribuţie

(1)Operatorii de distribuţie cooperează la nivelul Uniunii prin intermediul entităţii OSD UE, pentru a promova finalizarea şi funcţionarea pieţei interne de energie electrică şi pentru a promova gestionarea optimă şi exploatarea coordonată a sistemelor de transport şi de distribuţie. Operatorii de distribuţie care doresc să participe la entitatea OSD UE au dreptul să devină membri înregistraţi ai entităţii.

Art. 53: Înfiinţarea entităţii OSD UE

(2)Până la 5 iulie 2020, operatorii de distribuţie transmit Comisiei şi ACER proiectul de statut, în conformitate cu articolul 54, inclusiv un cod de conduită, o listă a membrilor înregistraţi, proiectul de regulament de procedură, inclusiv normele de procedură cu privire la consultarea ENTSO pentru energie electrică şi a altor părţi interesate şi normele de finanţare ale entităţii OSD UE care urmează a fi instituită.

Art. 54: Principalele norme şi proceduri pentru entitatea OSD UE

(1)Statutul entităţii OSD UE adoptat în conformitate cu articolul 53 garantează următoarele principii:

(2)Procedurile adoptate de entitatea OSD UE garantează tratamentul echitabil şi proporţional al membrilor săi şi reflectă diversitatea geografică şi structura economică a membrilor săi. În special, procedurile prevăd următoarele:

Art. 55: Atribuţiile entităţii OSD UE

(1)Atribuţiile entităţii OSD UE sunt următoarele:

(2)În plus, entitatea OSD UE:

Art. 56: Consultările în cadrul procesului de elaborare a codurilor de reţea

(1)Atunci când participă la elaborarea codurilor noi de reţea în temeiul articolului 59, entitatea OSD UE organizează un proces de consultare extinsă, într-un stadiu incipient şi în mod deschis şi transparent, implicând toate părţile interesate relevante şi în special organizaţiile care reprezintă astfel de părţi interesate, în conformitate cu regulamentul de procedură referitoare la consultări, menţionate la articolul 53. Această consultare include, de asemenea, autorităţi de reglementare şi alte autorităţi naţionale, întreprinderi de furnizare şi de producere, utilizatori ai sistemelor, inclusiv clienţi, organisme tehnice şi platforme ale părţilor interesate. Consultarea are ca scop identificarea punctelor de vedere şi a propunerilor tuturor părţilor relevante în decursul procesului decizional.

Art. 57: Cooperarea dintre operatorii de distribuţie şi operatorii de transport şi de sistem

(1)Operatorii de distribuţie şi operatorii de transport şi de sistem cooperează între ei la planificarea şi exploatarea reţelelor lor. În special, operatorii de distribuţie şi operatorii de transport şi de sistem fac schimb de toate informaţiile şi datele necesare privind performanţa activelor de producere şi a consumului dispecerizabil, exploatarea zilnică a reţelelor lor şi planificarea pe termen lung a investiţiilor în reţea, cu scopul de a asigura dezvoltarea şi exploatarea eficientă din punctul de vedere al costurilor, în siguranţă şi în mod fiabil a reţelelor lor.

CAPITOLUL VII:CODURILE DE REŢEA ŞI ORIENTĂRILE

Art. 58: Adoptarea codurilor de reţea şi a orientărilor

(1)Comisia poate adopta acte de punere în aplicare sau acte delegate, sub rezerva atribuirii competenţelor menţionate la articolul 59, 60 şi 61. Aceste acte pot fi adoptate sub formă de coduri de reţea pe baza textului propunerilor elaborate de ENTSO pentru energie electrică sau, în cazul în care acest lucru este prevăzut în lista priorităţilor în temeiul articolului 59 alineatul (3), de către entitatea OSD UE acolo unde este cazul în cooperare cu ENTSO pentru energie electrică şi de către ACER în temeiul procedurii prevăzute la articolul 59, ori sub formă de orientări adoptate în temeiul procedurii prevăzute la articolul 61.

Art. 59: Stabilirea codurilor de reţea

(1)Comisia este împuternicită să adopte acte de punere în aplicare pentru a asigura condiţii uniforme de punere în aplicare a prezentului regulament prin instituirea de coduri de reţea în următoarele domenii:

a)norme privind siguranţa şi fiabilitatea reţelei, inclusiv normele privind capacitatea de rezervă tehnică de transport pentru a asigura siguranţa exploatării reţelei, precum şi normele de interoperabilitate pentru aplicarea articolelor 3447 şi a articolului 57 din prezentul regulament şi a articolului 40 din Directiva (UE) 2019/944, inclusiv norme privind stările sistemului, măsurile de remediere şi limitele de siguranţă în funcţionare, controlul tensiunii şi gestionarea puterii reactive, gestionarea curentului de scurtcircuit, gestionarea fluxului de energie electrică, analiza şi gestionarea contingenţelor, echipamentele şi sistemele de protecţie, schimbul de date, conformitatea, formare, planificarea operaţională şi analiza siguranţei, coordonarea regională a siguranţei în funcţionare, coordonarea întreruperilor, planurile de disponibilitate a activelor relevante, analiza adecvării, servicii auxiliare şi mediile de date de planificare operaţională;

b)norme privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor în temeiul articolelor 7-10, al articolelor 13-17, al articolului 19 şi al articolelor 35-37 din prezentul regulament şi al articolului 6 din Directiva (UE) 2019/944, inclusiv norme privind metodologii şi procese de calcul al capacităţilor pentru ziua următoare, intrazilnice şi la termen, modele de reţea, configuraţia zonelor de ofertare, redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă, algoritmi de tranzacţionare, cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intrazilnice, diferitele opţiuni de guvernanţă, fermitatea capacităţii interzonale alocate, distribuţia veniturilor din congestii, detaliile şi caracteristicile specifice ale instrumentelor menţionate la articolul 9 alineatul (3) din prezentul regulament, în raport cu elementele specificate la alineatele (4) şi (5) de la articolul menţionat, alocarea şi facilitarea tranzacţionării drepturilor financiare de transport pe termen lung de către platforma unică de alocare, precum şi frecvenţa, scadenţa şi natura specifică a acestor drepturi de transport pe termen lung, acoperirea riscului în cazul transportului interzonal, proceduri de alocare, precum şi recuperarea costurilor aferente alocării capacităţilor şi gestionării congestiilor, precum şi metodologia de compensare a operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile pentru reducerea capacităţii;

c)norme pentru aplicarea articolelor 5, 6 şi 17 în ceea ce priveşte tranzacţionarea asociată asigurării, din punct de vedere tehnic şi operaţional, inclusiv norme privind rezerva de putere aferentă reţelei, furnizării de servicii de acces la reţea şi de servicii de echilibrare a reţelei, inclusiv funcţii şi responsabilităţi, platforme pentru schimbul de energie de echilibrare, timpii de închidere a porţilor, cerinţe pentru produse de echilibrare standard şi specifice, achiziţia de servicii de echilibrare, alocarea capacităţii interzonale pentru schimbul de servicii de echilibrare sau pentru utilizarea în comun a rezervelor, decontarea energiei de echilibrare, decontarea schimburilor de energie între operatorii de sistem, decontarea dezechilibrelor şi decontarea capacităţii de echilibrare, reglajul frecvenţă-putere, parametrii de definire a calităţii frecvenţei şi de referinţă, rezervele pentru asigurarea stabilităţii frecvenţei, rezervele pentru restabilirea frecvenţei, rezervele de înlocuire, schimbul şi utilizarea în comun a rezervelor, procesele de activare transfrontalieră a rezervelor, procesele de control al timpilor şi transparenţa informaţiilor;

(2)Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 68 de completare a prezentului regulament în ceea ce priveşte instituirea de coduri de reţea în următoarele domenii:

a)norme privind racordarea la reţea, inclusiv norme privind racordarea locurilor de consum racordate la sistemul de transport, a instalaţiilor de distribuţie racordate la sistemul de transport şi a sistemelor de distribuţie, racordarea unităţilor consumatoare utilizate pentru a furniza răspunsul părţii de consum, cerinţele pentru racordarea la reţea a producătorilor şi a altor utilizatori de sistem, cerinţele pentru sistemele de înaltă tensiune în curent continuu, cerinţele pentru modulele generatoare din centrală conectate în curent continuu, cerinţele pentru modulele de parc energetic racordate la curent continuu şi staţiile de conversie de curent continuu de înaltă tensiune din terminale şi procedurile de notificare de funcţionare pentru racordarea la reţea;

b)norme privind schimbul de date, decontarea şi transparenţa, inclusiv, în special, norme privind capacităţi de transfer pentru orizonturi de timp relevante, estimări şi valori reale privind alocarea şi utilizarea capacităţilor de transfer, previziunile şi cererea reală a instalaţiilor şi agregarea acestora, inclusiv indisponibilitatea instalaţiilor, previziunile şi producţia efectivă de unităţi generatoare şi agregarea acestora, inclusiv indisponibilitatea unităţilor, disponibilitatea şi utilizarea reţelelor, măsurile de gestionare a congestionării şi datele de pe piaţa de echilibrare. Normele ar trebui să includă modalităţile în care informaţiile sunt publicate, calendarul publicării, entităţile responsabile cu manipularea;

(3)După consultarea ACER, a ENTSO pentru energie electrică, a entităţii OSD UE şi a celorlalte părţi interesate relevante, Comisia stabileşte o listă a priorităţilor la fiecare trei ani, care identifică domeniile prevăzute la alineatele (1) şi (2), pentru a fi incluse în elaborarea codurilor de reţea.

(4)Comisia solicită ACER să îi prezinte într-un termen rezonabil, care nu depăşeşte şase luni de la primirea solicitării Comisiei, o orientare-cadru fără caracter obligatoriu care stabileşte principii clare şi obiective pentru dezvoltarea codurilor de reţea referitor la domeniile identificate în lista de priorităţi (denumită în continuare "orientarea-cadru"). Solicitarea Comisiei poate include condiţiile pe care trebuie să le abordeze orientarea-cadru. Fiecare orientare-cadru contribuie la integrarea pieţei şi la respectarea principiilor nediscriminării, concurenţei efective şi funcţionării eficiente a pieţei. În urma unei cereri motivate din partea ACER, Comisa poate prelungi termenul pentru transmiterea orientărilor.

(10)ENTSO pentru energie electrică sau, în cazul în care este prevăzut în lista priorităţilor menţionată la alineatul (3), entitatea OSD UE în cooperare cu ENTSO pentru energie electrică convoacă un comitet de redactare care să o asiste în procesul de elaborare a codului de reţea. Comitetul de redactare este format din reprezentanţi ai ACER, ai ENTSO pentru energie electrică, ai entităţii OSD UE şi OPEED, dacă este cazul, şi un număr limitat de părţi interesate principale afectate. ENTSO pentru energie electrică sau, în cazul în care este prevăzut în lista priorităţilor menţionată la alineatul (3), entitatea OSD UE în cooperare cu ENTSO pentru energie electrică, elaborează propuneri de coduri de reţea în domeniile menţionate la alineatele (1) şi (2), în cazul în care Comisia solicită acest lucru în conformitate cu alineatul (9).

(11)ACER revizuieşte proiectul de cod de reţea pentru a se asigura că respectivul cod de reţea care urmează să fie adoptat este conform cu orientarea-cadru relevantă şi contribuie la integrarea pieţei şi la respectarea principiilor nediscriminării, concurenţei efective şi funcţionării eficiente a pieţei şi, transmite Comisiei codul de reţea revizuit în termen de şase luni de la primirea propunerii. În propunerea transmisă Comisiei, ACER ţine seama de opiniile exprimate de toate părţile implicate în cursul elaborării proiectului de propunere sub conducerea ENTSO pentru energie electrică sau a entităţii OSD UE şi consultă părţile interesate relevante cu privire la versiunea care urmează a fi transmisă Comisiei.

(12)În cazul în care ENTSO pentru energie electrică sau entitatea OSD UE nu au reuşit să elaboreze un cod de reţea în termenul stabilit de Comisie în temeiul alineatului (9), Comisia poate solicita ACER să pregătească un proiect de cod de reţea pe baza orientării-cadru relevante. ACER poate lansa alte consultări pe parcursul pregătirii unui proiect de cod de reţea, în temeiul prezentului alineat. ACER transmite Comisiei un proiect de cod de reţea pregătit în temeiul prezentului alineat şi poate recomanda adoptarea acestuia.

(15)Prezentul articol nu aduce atingere dreptului Comisiei de a adopta sau de a modifica orientările, astfel cum este prevăzut la articolul 61. Prezentul articol nu aduce atingere posibilităţii ENTSO pentru energie electrică de a elabora orientări fără caracter obligatoriu în domeniile prevăzute la alineatele (1) şi (2), atunci când orientările respective nu se aplică domeniilor care fac obiectul unei solicitări ce i-a fost adresată ENTSO pentru energie electrică de către Comisie. ENTSO pentru energie electrică transmite orice astfel de orientare către ACER în vederea emiterii unui aviz şi ia în considerare avizul respectiv în mod corespunzător.

Art. 60: Modificarea codurilor de reţea

Art. 61: Orientări

(3)Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 68 pentru completarea prezentului regulament prin stabilirea de orientări referitoare la mecanismul de compensare între operatorii de transport şi de sistem. Orientările respective precizează, în conformitate cu principiile menţionate la articolele 18 şi 49:

(4)Dacă este cazul, Comisia poate adopta acte de punere în aplicare prin care stabileşte orientări care asigură gradul minim de armonizare necesar pentru a atinge obiectivul prezentului regulament. Orientările respective pot specifica:

(5)Comisia poate adopta acte de punere în aplicare prin care stabileşte orientări cu privire la coordonarea operaţională între operatorii de transport şi de sistem la nivelul Uniunii. Aceste orientări sunt în concordanţă cu şi se bazează pe codurile de reţea menţionate la articolul 59 şi pe specificaţiile adoptate menţionate la articolul 30 alineatul (1) litera (i). La adoptarea acestor orientări, Comisia ia în considerare diferitele cerinţe operaţionale regionale şi naţionale.

CAPITOLUL VIII:DISPOZIŢII FINALE

Art. 63: Capacităţi de interconexiune noi

(1)Noile capacităţi de interconexiune de curent continuu pot fi scutite, la cerere şi pentru o perioadă limitată de timp, de la aplicarea articolului 19 alineatele (2) şi (3) din prezentul regulament şi ale articolului 6, articolului 43, articolului 59 alineatul (7) şi ale articolului 60 alineatul (1) din Directiva (UE) 2019/944, dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:

e)de la deschiderea parţială a pieţei prevăzută la articolul 19 din Directiva 96/92/CE a Parlamentului European şi a Consiliului (²⁴), nicio parte a capitalului sau a costurilor de exploatare a capacităţii de interconexiune nu a fost recuperată de la nicio componentă a tarifelor aplicate pentru utilizarea sistemelor de transport sau distribuţie legate de această capacitate de interconexiune; şi

(4)Decizia prin care se acordă o scutire astfel cum se menţionează la alineatele (1), (2) şi (3) este adoptată de la caz la caz de către autorităţile de reglementare ale statelor membre interesate. O scutire poate acoperi total sau parţial puterea capacităţii de interconexiune noi sau pe cea a capacităţii de interconexiune existente cu o putere semnificativ crescută.

Înainte de acordarea unei scutiri, autorităţile de reglementare ale statului membru implicat decid asupra normelor şi mecanismelor pentru gestionarea şi alocarea capacităţii. Respectivele norme referitoare la gestionarea congestiilor includ obligaţia de a oferi pe piaţă capacitatea neutilizată, iar utilizatorii interconexiunii au dreptul de a-şi comercializa capacităţile de interconexiune contractate pe piaţa secundară. La evaluarea criteriilor menţionate la alineatul (1) literele (a), (b) şi (f), sunt luate în considerare rezultatele respectivei proceduri de alocare a capacităţilor.

(7)O copie a fiecărei cereri de scutire se transmite imediat de către autorităţile de reglementare Comisiei şi ACER, la data primirii, în scop informativ. Decizia, împreună cu toate informaţiile relevante referitoare la aceasta, este notificată Comisiei fără întârziere, de către autorităţile de reglementare în cauză sau de către ACER (organisme de notificare). Aceste informaţii pot fi comunicate Comisiei în formă consolidată, permiţându-i-se astfel să ajungă la o decizie bine fundamentată. Informaţiile trebuie să cuprindă, în special:

(8)În termen de 50 de zile lucrătoare din ziua următoare datei primirii notificării în temeiul alineatului (7), Comisia poate adopta o decizie prin care să solicite ca organismele de notificare să modifice sau să retragă decizia de acordare a unei scutiri. Termenul respectiv poate fi prelungit cu încă 50 de zile lucrătoare, în cazul în care Comisia solicită informaţii suplimentare. Termenul suplimentar începe în ziua imediat următoare primirii informaţiilor suplimentare complete. Termenul iniţial poate fi, de asemenea, prelungit cu acordul Comisiei şi al organismelor de notificare.

Decizia Comisiei cu privire la acordarea unei scutiri încetează să mai producă efecte la doi ani de la data adoptării, în cazul în care, la acea dată, construcţia capacităţii de interconexiune nu a început şi la cinci ani de la data adoptării în cazul în care, la acea dată, capacitatea de interconexiune nu este încă operaţională, exceptând cazul în care Comisia decide, pe baza unei solicitări motivate din partea organismelor de notificare, că orice întârziere se datorează unor obstacole majore asupra cărora persoana căreia i s-a acordat scutirea nu are control.

(10)Comisia poate, la cerere sau din oficiu, să redeschidă procedura referitoare la o cerere de scutire în cazul în care:

Art. 64: Derogări

(1)Statele membre pot solicita derogări de la dispoziţiile relevante menţionate la articolele 3 şi 6, articolul 7 alineatul (1), articolul 8 alineatele (1) şi (4), articolele 9, 10 şi 11, articolele 14-17, articolele 19-27, articolele 35-47 şi articolul 51, cu condiţia ca:

(2)Articolele 3, 5 şi 6, articolul 7 alineatul (1), articolul 7 alineatul (2) literele (c) şi (g), articolele 8-17, articolul 18 alineatele (5) şi (6), articolele 19 şi 20, articolul 21 alineatele (1), (2), (4)- (8), articolul 22 alineatul (1) litera (c), articolul 22 alineatul (2) literele (b) şi (c), articolul 22 alineatul (2) ultimul paragraf, articolele 23- 27, articolul 34 alineatele (1), (2) şi (3), articolele 35-47, articolul 48 alineatul (2), articolele 49 şi 51 nu se aplică Ciprului până când sistemul său de transport nu este conectat la sistemele de transport ale altor state membre prin interconectări.

În cazul în care sistemul de transport din Cipru nu este conectat la sistemele de transport ale altor state membre prin intermediul interconectărilor până la 1 ianuarie 2026, Cipru evaluează necesitatea de derogare de la respectivele dispoziţii şi poate transmite Comisiei o cerere de prelungire a derogării. Comisia evaluează dacă aplicarea dispoziţiilor în cauză riscă să creeze probleme semnificative pentru exploatarea sistemului electroenergetic în Cipru sau dacă se preconizează că aplicarea lor în Cipru va oferi beneficii pentru funcţionarea pieţei. Pe baza evaluării în cauză, Comisia emite o decizie motivată de prelungire a derogării în tot sau în parte. Decizia se publică în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.

(2¹)(2^a) Prin derogare de la articolul 6 alineatele (9), (10) şi (11), Estonia, Letonia şi Lituania pot încheia contracte financiare vizând capacităţi de echilibrare cu până la cinci ani înainte de începerea furnizării capacităţilor de echilibrare. Durata acestor contracte nu poate depăşi opt ani după aderarea Estoniei, Letoniei şi Lituaniei la Zona Sincronă Europa Continentală.

(2²)(2^b) Prin derogare de la articolul 22 alineatul (4) litera (b), statele membre pot solicita ca o capacitate de producţie care a început producţia comercială înainte de 4 iulie 2019 şi care are emisii mai mari de 550 g de CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică şi mai mari de 350 kg CO2 din combustibili fosili în medie pe an per kWe instalat să fie, sub rezerva respectării articolelor 107 şi 108 din TFUE, angajată în mod excepţional sau să primească plăţi sau angajamente pentru plăţi viitoare după 1 iulie 2025 în cadrul unui mecanism de asigurare a capacităţii aprobat de Comisie înainte de 4 iulie 2019.

(2³)(2^c) Comisia evaluează impactul solicitării menţionate la alineatul (2b) în ceea ce priveşte emisiile de gaze cu efect de seră. Comisia poate acorda derogarea după evaluarea raportului menţionat la alineatul (2d), dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:

c)capacitatea de producţie care emite mai mult de 550 g de CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică este angajată sau primeşte plăţi sau angajamente pentru plăţi viitoare pentru o perioadă care nu depăşeşte un an, şi pentru o perioadă de livrare care nu depăşeşte durata derogării, şi este achiziţionată printr-un proces suplimentar de achiziţii care respectă toate cerinţele de la articolul 22, cu excepţia celor prevăzute la alineatul (4) litera (b) de la respectivul articol şi numai pentru volumul de capacitate necesar pentru a aborda problema de adecvare menţionată la litera (b) de la prezentul alineat.

(2⁴)(2^d) Cererea de derogare menţionată la alineatul (2b) este însoţită de un raport al statului membru care include:

b)un plan cu etape intermediare pentru tranziţia de la participarea capacităţii de producţie menţionate la alineatul (2b) la mecanismele de asigurare a capacităţii până la data expirării derogării, inclusiv un plan de achiziţionare a capacităţii de înlocuire necesare în conformitate cu traiectoria naţională orientativă pentru ponderea globală a energiei din surse regenerabile şi o evaluare a obstacolelor în calea investiţiilor care cauzează lipsa unor oferte suficiente în cadrul procedurii de ofertare concurenţiale menţionate la alineatul (2c) litera (a).

Art. 65: Furnizarea de informaţii şi confidenţialitatea

(2)În cazul în care statul membru sau autorităţile de reglementare implicate nu furnizează informaţiile menţionate la alineatul (1) în termenul menţionat la alineatul (1), Comisia poate solicita toate informaţiile necesare în scopul punerii în aplicare a prezentului regulament direct de la întreprinderile în cauză.

(5)În cazul în care o întreprindere nu furnizează informaţiile solicitate în termenul stabilit de Comisie sau dacă furnizează informaţii incomplete, Comisia poate solicita informaţiile prin intermediul unei decizii. Decizia precizează informaţiile solicitate şi stabileşte un termen corespunzător pentru furnizarea lor. Aceasta indică sancţiunile prevăzute la articolul 66 alineatul (2). De asemenea, aceasta indică dreptul de recurs împotriva deciziei la Curtea de Justiţie a Uniunii Europene.

Art. 66: Sancţiuni

(1)Fără a aduce atingere alineatului (2) din prezentul articol, statele membre adoptă regimul sancţiunilor care se aplică în cazul nerespectării prezentului regulament, a codurilor de reţea adoptate în temeiul articolului 59 şi a orientărilor adoptate în temeiul articolului 61 şi iau toate măsurile necesare pentru a asigura aplicarea acestora. Aceste sancţiuni trebuie să fie eficace, proporţionale şi cu efect de descurajare. Statele membre notifică normele respective Comisiei fără întârziere şi îi comunică acesteia, fără întârziere, orice modificări ulterioare privind aceste norme.

(2)Prin decizie, Comisia poate impune întreprinderilor plata unor amenzi care nu depăşesc 1 % din totalul cifrei de afaceri din exerciţiul financiar anterior, atunci când, în mod deliberat sau din neglijenţă, întreprinderile respective furnizează date incorecte, incomplete sau înşelătoare ca răspuns la o solicitare prezentată în aplicarea articolului 65 alineatul (3) sau dacă acestea nu se încadrează în termenul stabilit printr-o decizie adoptată în aplicarea articolului 65 alineatul (5) primul paragraf. La stabilirea cuantumului amenzii, Comisia ţine seama de gravitatea nerespectării cerinţelor menţionate la alineatul (1) din prezentul articol.

Art. 68: Exercitarea delegării de competenţe

(2)Competenţa de a adopta acte delegate menţionată la articolul 34 alineatul (3), articolul 49 alineatul (4), articolul 59 alineatul (2), articolul 61 alineatul (2) şi articolul 63 alineatul (11) se conferă Comisiei până la 31 decembrie 2028. Comisia elaborează un raport privind delegarea de competenţe cu cel puţin nouă luni înainte de încheierea acestei perioade şi, dacă este cazul, înainte de sfârşitul perioadelor următoare. Delegarea de competenţe se prelungeşte tacit cu perioade de opt ani, cu excepţia cazului în care Parlamentul European sau Consiliul se opune prelungirii respective cu cel puţin trei luni înainte de încheierea fiecărei perioade.

(3)Delegarea de competenţe menţionată la articolul 34 alineatul (3), la articolul 49 alineatul (4), la articolul 59 alineatul (2), la articolul 61 alineatul (2) şi la articolul 63 alineatul (11) poate fi revocată oricând de Parlamentul European sau de Consiliu. O decizie de revocare pune capăt delegării de competenţe specificate în decizia respectivă. Decizia produce efecte din ziua următoare datei publicării acesteia în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene sau de la o dată ulterioară menţionată în decizie. Decizia nu aduce atingere actelor delegate care sunt deja în vigoare.

(6)Un act delegat adoptat în temeiul articolului 34 alineatul (3), al articolului 49 alineatul (4), al articolului 59 alineatul (2), al articolului 61 alineatul (2) şi al articolului 63 alineatul (11) intră în vigoare numai în cazul în care nici Parlamentul European şi nici Consiliul nu au formulat obiecţii în termen de două luni de la notificarea acestuia către Parlamentul European şi Consiliu sau în cazul în care, înaintea expirării termenului respectiv, Parlamentul European şi Consiliul au informat Comisia că nu vor formula obiecţii. Termenul respectiv se prelungeşte cu două luni la iniţiativa Parlamentului European sau a Consiliului.

Art. 69: Reexaminare şi rapoartele Comisiei

(1)Până la 1 iulie 2025, Comisia reexaminează codurile de reţea existente şi orientările pentru a evalua care dintre dispoziţiile acestora ar putea fi integrate în mod corespunzător în acte legislative ale Uniunii privind piaţa internă de energie electrică şi modul în care competenţele pentru coduri de reţea şi pentru orientări stabilite în articolele 59 şi 61 ar putea fi revizuite.

(2)Până la 30 iunie 2026, Comisia reexaminează prezentul regulament şi transmite Parlamentului European şi Consiliului un raport pe baza acestei reexaminări, însoţit de o propunere legislativă, dacă este cazul.

a)eficacitatea structurii şi funcţionării actuale a pieţelor energiei electrice pe termen scurt, inclusiv în situaţii de criză sau de urgenţă, şi, în general, potenţialele ineficienţe în ceea ce priveşte piaţa internă a energiei electrice şi diferitele opţiuni pentru introducerea unor posibile măsuri corective şi instrumente care să fie aplicate în situaţii de criză sau de urgenţă, având în vedere experienţa de la nivel internaţional şi evoluţia şi noile tendinţe de pe piaţa internă a energiei electrice;

(3)Până la 17 ianuarie 2025, Comisia prezintă Parlamentului European şi Consiliului un raport detaliat de evaluare a posibilităţilor de raţionalizare şi simplificare a procesului de aplicare a unui mecanism de asigurare a capacităţii în temeiul capitolului IV, astfel încât să se asigure faptul că statele membre pot răspunde îngrijorărilor legate de adecvare în timp util. În acest context, Comisia solicită ACER să modifice metodologia de evaluare a adecvării resurselor la nivel european menţionată la articolul 23, în conformitate cu articolele 23 şi 27, după caz.

Art. 71: Intrare în vigoare

(2)Prezentul regulament se aplică de la 1 ianuarie 2020.

ANEXA nr. I:ATRIBUŢIILE CENTRELOR DE COORDONARE REGIONALE

1.Calculul coordonat al capacităţilor

2.Analiza coordonată a siguranţei

3.Crearea de modele de reţea comune

4.Sprijin operatorilor de transport şi de sistem pentru evaluarea consecvenţei planurilor de apărare şi a planurilor de restaurare

5.Sprijinirea coordonării şi optimizării restaurării la nivel regional

5.1.Fiecare centru de coordonare regional sprijină operatorii de transport şi de sistem numiţi în calitatea de responsabili cu frecvenţa şi responsabili cu resincronizarea în conformitate cu codul de reţea privind starea de urgenţă şi restaurarea adoptat în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 cu scopul de a îmbunătăţi eficienţa şi eficacitatea restaurării sistemului. Operatorii de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului stabilesc rolul centrului de coordonare regional pentru siguranţă în ceea ce priveşte sprijinul pentru coordonarea şi optimizarea restaurării la nivel regional.

6.Analiza şi raportarea post-operaţionale şi post-perturbare

7.Dimensionarea regională a capacităţii de rezervă

7.1.Centrele de coordonare regionale calculează capacitatea de rezervă pentru regiunea de exploatare a sistemului respectivă. Stabilirea cerinţelor privind capacitatea de rezervă trebuie:

8.Facilitarea achiziţiilor publice regionale de capacitate de echilibrare

8.1.Centrele de coordonare regionale sprijină operatorii de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă în ceea ce priveşte stabilirea volumului de capacitate de echilibrare care trebuie achiziţionat. Stabilirea volumului de capacitate de echilibrare trebuie:

8.2.Centrele de coordonare regionale sprijină operatorii de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă în ceea ce priveşte achiziţionarea volumului necesar de capacitate de echilibrare stabilit în conformitate cu punctul 8.1. Achiziţionarea capacităţii de echilibrare trebuie:

9.Evaluări privind adecvarea sistemului regional pentru săptămâna următoare şi cel puţin pentru ziua următoare şi pregătirea de măsuri de reducere a riscurilor

9.2.Centrele de coordonare regionale îşi bazează evaluările regionale pe termen scurt ale adecvării pe informaţiile furnizate de operatorii de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului respectivă, cu scopul de a identifica situaţiile în care se preconizează o lipsă de adecvare în oricare dintre zonele de control sau la nivel regional. Centrele de coordonare regionale ţin seama de posibilele schimburi interzonale şi limite de siguranţă în funcţionare în toate intervalele de timp relevante ale planificării operaţionale.

10.Coordonarea planificării regionale a întreruperilor

10.1.Fiecare centru de coordonare regional pentru siguranţă efectuează coordonarea regională a planificării întreruperilor în conformitate cu procedurile stabilite în orientările privind operarea sistemului de transport al energiei electrice, adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 pentru a monitoriza starea de disponibilitate a activelor relevante şi pentru a coordona planurile lor de disponibilitate în vederea asigurării siguranţei în funcţionare a sistemului de transport, maximizând în acelaşi timp puterea capacităţilor de interconexiune şi/sau a sistemelor de transport care afectează fluxurile interzonale.

10.3.Fiecare centru de coordonare regional realizează următoarele activităţi legate de coordonarea întreruperilor în regiunea de exploatare a sistemului respectivă:

11.Optimizarea mecanismelor de compensare între operatorii de transport şi de sistem

11.1.Operatorii de transport şi de sistem din regiunea de exploatare a sistemului pot decide de comun acord să primească sprijin din partea centrului de coordonare regional în ceea ce priveşte administrarea fluxurilor financiare legate de deconturile dintre operatorii de transport şi de sistem care implică mai mult de doi operatori de transport şi de sistem, precum costurile de redispecerizare, veniturile din congestii, abaterile neintenţionate sau costurile de achiziţionare a rezervelor.

12.Formarea şi certificarea personalului care lucrează pentru centrele de coordonare regionale

13.Identificarea scenariilor regionale de criză de energie electrică

14.Identificarea necesităţilor de noi capacităţi de transmisie, de modernizare a capacităţilor existente de transmisie sau a alternativelor la acestea.

15.Calculul capacităţii maxime de intrare disponibile pentru participarea capacităţii externe la mecanismele de asigurare a capacităţii.

ANEXA nr. II:REGULAMENTUL ABROGAT CU LISTA MODIFICĂRILOR SUCCESIVE ALE ACESTUIA

Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE şi de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 şi (CE) nr. 715/2009

(JO L 115, 25.4.2013, p. 39)

Articolul 8 alineatul (3) litera (a)

Articolul 8 alineatul (10) litera (a)

Articolul 11

Articolul 18 alineatul (4a)

Articolul 23 alineatul (3)

Regulamentul (UE) nr. 543/2013 al Comisiei din 14 iunie 2013 privind transmiterea şi publicarea datelor pe pieţele energiei electrice şi de modificare a anexei I la Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului

(JO L 163, 15.6.2013, p. 1)

Anexa I punctele 5.5-5.9

ANEXA nr. III:TABEL DE CORESPONDENŢĂ

Regulamentul (CE) nr. 714/2009	Prezentul regulament
-	Articolul 1 litera (a)
-	Articolul 1 litera (b)
Articolul 1 litera (a)	Articolul 1 litera (c)
Articolul 1 litera (b)	Articolul 1 litera (d)
Articolul 2 alineatul (1)	Articolul 2 alineatul (1)
Articolul 2 alineatul (2) litera (a)	Articolul 2 alineatul (2)
Articolul 2 alineatul (2) litera (b)	Articolul 2 alineatul (3)
Articolul 2 alineatul (2) litera (c)	Articolul 2 alineatul (4)
Articolul 2 alineatul (2) litera (d)	-
Articolul 2 alineatul (2) litera (e)	-
Articolul 2 alineatul (2) litera (f)	-
Articolul 2 alineatul (2) litera (g)	Articolul 2 alineatul (5)
-	Articolul 2 punctele 6-71
-	Articolul 3
-	Articolul 4
-	Articolul 5
-	Articolul 6
-	Articolul 7
-	Articolul 8
-	Articolul 9
-	Articolul 10
-	Articolul 11
-	Articolul 12
-	Articolul 13
-	Articolul 14
-	Articolul 15
Articolul 16 alineatele (1)-(3)	Articolul 16 alineatele (1)-(4)
-	Articolul 16 alineatele (5)-(8)
Articolul 16 alineatele (4)-(5)	Articolul 16 alineatele (9)-(11)
-	Articolul 16 alineatele (12) şi (13)
-	Articolul 17
Articolul 14 alineatul (1)	Articolul 18 alineatul (1)
-	Articolul 18 alineatul (2)
Articolul 14 alineatele (2)-(5)	Articolul 18 alineatele (3)-(6)
-	Articolul 18 alineatele (7)-(11)
-	Articolul 19 alineatul (1)
Articolul 16 alineatul (6)	Articolul 19 alineatele (2) şi (3)
-	Articolul 19 alineatele (4) şi (5)
-	Articolul 20
-	Articolul 21
-	Articolul 22
Articolul 8 alineatul (4)	Articolul 23 alineatul (1)
-	Articolul 23 alineatele (2)-(7)
-	Articolul 25
-	Articolul 26
-	Articolul 27
Articolul 4	Articolul 28 alineatul (1)
-	Articolul 28 alineatul (2)
Articolul 5	Articolul 29 alineatele (1)-(4)
-	Articolul 29 alineatul (5)
Articolul 8 alineatul (2) (prima teză)	Articolul 30 alineatul (1) litera (a)
Articolul 8 alineatul (3) litera (b)	Articolul 30 alineatul (1) litera (b)
-	Articolul 30 alineatul (1) litera (c)
Articolul 8 alineatul (3) litera (c)	Articolul 30 alineatul (1) litera (d)
-	Articolul 30 alineatul (1) literele (e) şi (f)
-	Articolul 30 alineatul (1) literele (g) şi (h)
Articolul 8 alineatul (3) litera (a)	Articolul 30 alineatul (1) litera (i)
Articolul 8 alineatul (3) litera (d)	Articolul 30 alineatul (1) litera (j)
-	Articolul 30 alineatul (1) litera (k)
Articolul 8 alineatul (3) litera (e)	Articolul 30 alineatul (1) litera (l)
-	Articolul 30 alineatul (1) literele (m)-(o)
-	Articolul 30 alineatele (2) şi (3)
Articolul 8 alineatul (5)	Articolul 30 alineatul (4)
Articolul 8 alineatul (9)	Articolul 30 alineatul (5)
Articolul 10	Articolul 31
Articolul 9	Articolul 32
Articolul 11	Articolul 33
Articolul 12	Articolul 34
-	Articolul 35
-	Articolul 36
-	Articolul 37
-	Articolul 38
-	Articolul 39
-	Articolul 40
-	Articolul 41
-	Articolul 42
-	Articolul 43
-	Articolul 44
-	Articolul 45
-	Articolul 46
-	Articolul 47
Articolul 8 alineatul (10)	Articolul 48
Articolul 13	Articolul 49
Articolul 2 alineatul (2) (ultimul paragraf)	Articolul 49 alineatul (7)
Articolul 15	Articolul 50 alineatele (1)-(6)
Anexa I punctul 5.10	Articolul 50 alineatul (7)
Articolul 3	Articolul 51
-	Articolul 52
-	Articolul 53
-	Articolul 54
-	Articolul 55
-	Articolul 56
-	Articolul 57
-	Articolul 58
Articolul 8 alineatul (6)	Articolul 59 alineatul (1) literele (a), (b) şi (c)
-	Articolul 59 alineatul (1) literele (d) şi (e)
-	Articolul 59 alineatul (2)
Articolul 6 alineatul (1)	Articolul 59 alineatul (3)
Articolul 6 alineatul (2)	Articolul 59 alineatul (4)
Articolul 6 alineatul (3)	Articolul 59 alineatul (5)
-	Articolul 59 alineatul (6)
Articolul 6 alineatul (4)	Articolul 59 alineatul (7)
Articolul 6 alineatul (5)	Articolul 59 alineatul (8)
Articolul 6 alineatul (6)	Articolul 59 alineatul (9)
Articolul 8 alineatul (1)	Articolul 59 alineatul (10)
Articolul 6 alineatul (7)	-
Articolul 6 alineatul (8)	-
Articolul 6 alineatele (9) şi (10)	Articolul 59 alineatele (11) şi (12)
Articolul 6 alineatul (11)	Articolul 59 alineatele (13) şi (14)
Articolul 6 alineatul (12)	Articolul 59 alineatul (15)
Articolul 8 alineatul (2)	Articolul 59 alineatul (15)
-	Articolul 60 alineatul (1)
Articolul 7 alineatul (1)	Articolul 60 alineatul (2)
Articolul 7 alineatul (2)	Articolul 60 alineatul (3)
Articolul 7 alineatul (3)	-
Articolul 7 alineatul (4)	-
-	Articolul 61 alineatul (1)
-	Articolul 61 alineatul (2)
Articolul 18 alineatul (1)	Articolul 61 alineatul (3)
Articolul 18 alineatul (2)	-
Articolul 18 alineatul (3)	Articolul 57 alineatul (5)
Articolul 18 alineatul (4)	-
Articolul 18 alineatul (4a)	Articolul 61 alineatul (5)
Articolul 18 alineatul (5)	Articolul 61 alineatele (5) şi (6)
Articolul 19	-
Articolul 21	Articolul 62
Articolul 17	Articolul 63
Articolul 20	Articolul 65
Articolul 22	Articolul 66
Articolul 23	Articolul 67
Articolul 24	-
-	Articolul 68
-	Articolul 69
Articolul 25	Articolul 70
Articolul 26	Articolul 71