Capitolul ii - NORME GENERALE PENTRU PIAŢA DE ENERGIE ELECTRICĂ - Regulamentul 943/05-iun-2019 privind piaţa internă de energie electrică
Acte UE
Jurnalul Oficial 158L
În vigoare Versiune de la: 16 Iulie 2024
CAPITOLUL II:NORME GENERALE PENTRU PIAŢA DE ENERGIE ELECTRICĂ
Art. 3: Principiile de funcţionare a pieţelor de energie electrică
Statele membre, autorităţile de reglementare, operatorii de transport şi de sistem, operatorii de distribuţie, operatorii pieţei şi operatorii delegaţi se asigură că pieţele de energie electrică funcţionează în conformitate cu următoarele principii:
(a)preţurile se formează în funcţie de cerere şi ofertă;
(b)normele pieţei încurajează formarea liberă a preţurilor şi evită acţiunile care împiedică formarea preţurilor în funcţie de cerere şi ofertă;
(c)normele pieţei facilitează dezvoltarea unei producţii de energie mai flexibile, durabile, cu emisii scăzute de carbon, şi o cerere mai flexibilă;
(d)clienţii sunt în măsură să beneficieze de oportunităţile de pe piaţă şi de creşterea concurenţei pe pieţele cu amănuntul şi pot acţiona ca participanţi la piaţa de energie şi la tranziţia energetică;
(e)participarea la piaţă a clienţilor finali şi a întreprinderilor mici este posibilă prin agregarea producerii de la mai multe instalaţii de producere a energiei electrice sau a sarcinii de la mai multe locuri de consum dispecerizabil pentru a face oferte comune pe piaţa de energie electrică şi pentru a fi exploatate în comun în sistemul electroenergetic, în conformitate cu dreptul Uniunii în materie de concurenţă;
(f)normele pieţei permit decarbonizarea sistemului electroenergetic şi, astfel, a economiei, inclusiv prin facilitarea integrării energiei electrice din surse regenerabile de energie şi prin oferirea de stimulente pentru eficienţa energetică;
(g)normele pieţei oferă stimulente adecvate pentru investiţii în producere, în special pentru investiţii pe termen lung într-un sistem electroenergetic durabil şi cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în stocarea energiei, în eficienţă energetică şi în consum dispecerizabil, pentru a răspunde nevoilor pieţei şi pentru a facilita concurenţa loială şi pentru a garanta astfel siguranţa alimentării;
(h)se înlătură treptat obstacolele din calea fluxurilor transfrontaliere de energie electrică între zone de ofertare sau state membre şi a tranzacţiilor transfrontaliere pe pieţele de energie electrică şi pieţele serviciilor conexe;
(i)normele pieţei asigură cooperarea regională acolo unde aceasta ar fi eficace;
(j)producerea, stocarea energiei şi consumul dispecerizabil în condiţii de siguranţă şi durabilitate participă la piaţă în condiţii de egalitate, în conformitate cu cerinţele prevăzute în dreptul Uniunii;
(k)toţi producătorii sunt responsabili în mod direct sau indirect de vânzarea energiei electrice pe care o produc;
(l)normele pieţei permit dezvoltarea de proiecte demonstrative în domeniul unor surse de energie, tehnologii sau sisteme durabile, sigure şi cu emisii scăzute de dioxid de carbon, care trebuie să fie realizate şi utilizate în beneficiul societăţii;
(m)normele pieţei permit dispecerizarea eficientă a activelor de producere, a stocării energiei şi a consumului dispecerizabil;
(n)normele pieţei permit intrarea şi ieşirea întreprinderilor producătoare de energie electrică şi a întreprinderilor de stocare a energiei şi a întreprinderilor furnizoare de energie electrică pe baza evaluării efectuate de întreprinderile respective cu privire la viabilitatea economică şi financiară a operaţiunilor lor;
(o)pentru a permite protecţia participanţilor la piaţă împotriva riscurilor de volatilitate a preţurilor pe baza pieţei, şi pentru a reduce incertitudinea referitoare la randamentul viitor al investiţiilor, produsele de acoperire a riscurilor pe termen lung sunt tranzacţionabile la bursă într-un mod transparent, iar contractele de furnizare pe termen lung sunt negociabile pe pieţele extrabursiere, sub rezerva respectării dreptului Uniunii în materie de concurenţă;
(p)normele pieţei facilitează comerţul cu produse în întreaga Uniune, iar schimbările în materie de reglementare iau în considerare efectele atât pe termen scurt, cât şi pe termen lung, asupra pieţelor la termen şi asupra produselor;
(q)participanţii la piaţă au dreptul de a obţine accesul la reţelele de transport şi la reţelele de distribuţie, în condiţii obiective, transparente şi nediscriminatorii.
Art. 4: Tranziţia echitabilă
Comisia sprijină statele membre care adoptă o strategie naţională pentru reducerea progresivă a capacităţii existente de producere şi extracţie pe bază de cărbune şi a altor combustibili fosili solizi, prin toate mijloacele disponibile, pentru a permite o tranziţie echitabilă în regiunile afectate de schimbări structurale. Comisia acordă asistenţă statelor membre în abordarea efectelor sociale şi economice ale tranziţiei la o energie curată.
Comisia lucrează în strânsă colaborare cu părţile interesate din regiunile cu utilizare intensivă a cărbunelui şi cu emisii ridicate de dioxid de carbon, facilitează accesul la fondurile şi programele disponibile şi utilizarea acestora şi încurajează schimbul de bune practici, inclusiv discuţiile privind foile de parcurs industriale şi necesităţile în materie de recalificare.
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:
a)proiectele demonstrative pentru tehnologii inovatoare, sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare, cu condiţia ca respectivele derogări să se limiteze la durata şi amploarea necesare pentru realizarea scopurilor demonstrative;
b)instalaţiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie, cu o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW;
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.
Statele membre pot, fără a aduce atingere articolelor 107 şi 108 din TFUE, să ofere stimulente participanţilor la piaţă care beneficiază integral sau parţial de o scutire de la responsabilitatea în materie de echilibrare să îşi asume integral responsabilitatea în materie de echilibrare.
(3)Atunci când acordă o derogare în conformitate cu alineatul (2), un stat membru se asigură că responsabilitatea financiară pentru dezechilibre revine unui alt participant la piaţă.
(4)Pentru instalaţiile de producere a energiei electrice puse în funcţiune începând de la 1 ianuarie 2026, alineatul (2) litera (b) se aplică numai instalaţiilor de producere care utilizează surse regenerabile de energie şi care au o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 200 kW.
Art. 6: Piaţa de echilibrare
(1)Pieţele de echilibrare, inclusiv procesele de precalificare, sunt organizate în aşa fel încât:
a)să se asigure în mod eficace nediscriminarea participanţilor la piaţă, ţinând seama de diferitele necesităţi tehnice ale sistemului electroenergetic şi de diferitele capacităţi tehnice ale surselor de producere a energiei, de stocare a energiei şi a consumului dispecerizabil;
b)să se asigure că serviciile sunt definite într-o manieră transparentă şi neutră din punct de vedere tehnologic şi că acestea sunt achiziţionate printr-o procedură transparentă, bazată pe piaţă;
c)să se asigure accesul nediscriminatoriu la toţi participanţii la piaţă, individual sau prin agregare, inclusiv la energia electrică produsă din surse regenerabile de energie variabile, la consumul dispecerizabil şi la serviciile de stocare a energiei;
d)să se respecte necesitatea de a integra ponderea din ce în ce mai mare de producere variabilă, creşterea consumului dispecerizabil şi apariţia unor noi tehnologii.
(2)Preţul energiei de echilibrare nu este predeterminat în contractele privind capacitatea de echilibrare. Procesele de achiziţie sunt transparente, în conformitate cu articolul 40 alineatul (4) din Directiva (UE) 2019/944 respectând în acelaşi timp confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial.
(3)Pieţele de echilibrare asigură siguranţa în funcţionare, permiţând, în acelaşi timp, utilizarea la maximum şi alocarea eficientă a capacităţii interzonale de la un interval de timp la altul în conformitate cu articolul 17.
(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.
Participanţilor la piaţă trebuie să li se permită să liciteze cât mai aproape posibil de timpul real, iar ora de închidere a porţii pentru energia de echilibrare nu poate precede ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale.
Operatorul de transport şi de sistem care aplică un model de dispecerizare centralizată poate stabili norme suplimentare în conformitate cu orientările privind echilibrarea sistemului de energie electrică adoptate în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.
(5)Dezechilibrele se decontează la un preţ care reflectă valoarea energiei în timp real.
(6)O zonă a preţului de dezechilibru trebuie să fie egală cu o zonă de ofertare, cu excepţia cazului unui model de dispecerizare centralizată, caz în care o zonă a preţului de dezechilibru poate constitui o parte a unei zone de ofertare.
(7)Dimensionarea capacităţii de rezervă se realizează de operatorii de transport şi de sistem şi se facilitează la nivel regional.
(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.
Achiziţiile de capacitate de echilibrare se bazează pe o piaţă primară, cu excepţia cazului şi în măsura în care autoritatea de reglementare a aprobat o derogare prin care permite utilizarea altor forme de achiziţii bazate pe piaţă din cauza lipsei concurenţei pe piaţa serviciilor de echilibrare. Derogările de la obligaţia de efectuare a achiziţiilor de capacitate de echilibrare prin utilizarea pieţelor primare se revizuiesc la fiecare trei ani.
(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:
a)perioada de timp pe parcursul căreia s-ar aplica scutirea;
b)cantitatea capacităţii de echilibrare pentru care s-ar aplica scutirea;
c)o analiză a impactului scutirii asupra participării resurselor de echilibrare; şi
d)justificarea scutirii, prin care să se demonstreze că această scutire ar conduce la costuri mai mici pentru clienţii finali.
(11)În pofida alineatului (10), de la 1 ianuarie 2026, duratele contractuale sunt de maximum şase luni.
(12)Până la 1 ianuarie 2028, autorităţile de reglementare raportează Comisiei şi ACER cu privire la proporţia din puterea totală care face obiectul unor contracte cu o durată mai mare de o zi sau cu o perioadă de achiziţie mai mare de o zi.
(13)Operatorii de transport şi de sistem sau operatorii delegaţi de aceştia publică, cât mai curând posibil, dar cu o întârziere de maximum 30 de minute după livrare, echilibrul actual al sistemului în cadrul zonelor lor de programare, preţurile de dezechilibru estimate şi preţurile estimate ale energiei de echilibrare.
(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:
a)sunt organizate în aşa fel încât să fie nediscriminatorii;
b)maximizează capacitatea tuturor participanţilor la piaţă de a gestiona dezechilibrele;
c)maximizează posibilităţile tuturor participanţilor la piaţă de a participa la tranzacţionarea interzonală şi intrazonală în mod nediscriminatoriu şi cât mai aproape posibil de timpul real, în cadrul tuturor zonelor de ofertare;
c1)ca) 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;
d)oferă preţuri care să reflecte principiile fundamentale ale pieţei, inclusiv valoarea energiei în timp real, pe care participanţii la piaţă să se poată baza atunci când contractează produse de acoperire a riscurilor pe termen mai lung;
e)asigură siguranţa în funcţionare, permiţând, în acelaşi timp, utilizarea la maximum a capacităţii de transport;
f)sunt transparente şi, dacă este cazul, furnizează informaţii de către unităţi de generare, protejând în acelaşi timp confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial şi asigurând caracterul anonim al tranzacţionării;
g)nu fac nicio distincţie între tranzacţiile realizate în interiorul unei zone de ofertare şi cele realizate între zone de ofertare; şi
h)sunt organizate în aşa fel încât să asigure faptul că toţi participanţii la piaţă pot avea acces la piaţă în mod individual sau prin agregare.
Art. 7a: 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.
(2)În cazul în care se formulează o cerere în temeiul alineatului (1), operatorii de sistem, după consultarea părţilor interesate, prezintă autorităţii de reglementare din statul membru în cauză, spre aprobare, o propunere de stabilire a dimensionării şi a condiţiilor pentru achiziţionarea şi activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină.
(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:
(i)se bazează pe o analiză a necesităţii unui serviciu suplimentar pentru a garanta securitatea aprovizionării fără a pune în pericol stabilitatea reţelei, a impactului său asupra pieţei şi a costurilor şi beneficiilor preconizate ale acestuia;
(ii)ţine seama de previziunile privind cererea, de previziunile privind energia electrică produsă din surse regenerabile, de previziunile privind alte surse de flexibilitate din cadrul sistemului, cum ar fi stocarea energiei, şi de impactul dispecerizării evitate asupra preţurilor angro; şi
(iii)este limitată pentru a se asigura că costurile estimate nu depăşesc beneficiile preconizate ale produsului de reducere a vârfurilor de sarcină;
b)achiziţionarea unui produs de reducere a vârfurilor de sarcină se bazează pe criterii obiective, transparente, bazate pe piaţă şi nediscriminatorii, se limitează la răspunsul părţii de consum şi nu exclude accesul activelor participante la alte pieţe;
c)achiziţionarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină are loc prin intermediul unei proceduri de ofertare concurenţiale, care poate avea caracter continuu, selecţia bazându-se pe costul cel mai scăzut al îndeplinirii unor criterii tehnice şi de mediu predefinite şi permite participarea efectivă a consumatorilor, direct sau prin agregare;
d)dimensiunea ofertei minime nu este mai mare de 100 kW, inclusiv prin agregare;
e)contractele pentru un produs de reducere a vârfurilor de sarcină nu se încheie cu mai mult de o săptămână înainte de activarea acestuia;
f)activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină nu reduce capacitatea interzonală;
g)activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină are loc înaintea deschiderii pieţei pentru ziua următoare sau în intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare şi poate fi efectuată pe baza unui preţ predefinit al energiei electrice;
h)activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină nu implică pornirea producţiei bazate pe combustibili fosili situate în aval de punctul de contorizare, pentru a evita creşterea emisiilor de gaze cu efect de seră.
(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.
(6)Autoritatea de reglementare în cauză aprobă propunerea operatorilor de sistem care doresc să achiziţioneze un produs de reducere a vârfurilor de sarcină şi metodologia de referinţă prezentată în conformitate cu alineatele (2) şi (5) sau solicită operatorilor de sistem să modifice propunerea sau metodologia de referinţă în cazul în care respectiva propunere sau respectiva metodologie nu îndeplineşte cerinţele prevăzute la alineatele (2), (4) şi (5).
(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. 7b: 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.
În sensul prezentului articol, utilizarea datelor provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate respectă articolele 23 şi 24 din Directiva (UE) 2019/944 şi alte acte legislative relevante ale Uniunii, inclusiv legislaţia privind protecţia datelor şi a vieţii private, în special Regulamentul (UE) 2016/679 al Parlamentului European şi al Consiliului (*2). În cazul în care aceste date sunt utilizate în scopuri de cercetare, informaţiile sunt agregate şi anonimizate.
(*2)Regulamentul (UE) 2016/679 al Parlamentului European şi al Consiliului din 27 aprilie 2016 privind protecţia persoanelor fizice în ceea ce priveşte prelucrarea datelor cu caracter personal şi privind libera circulaţie a acestor date şi de abrogare a Directivei 95/46/CE (Regulamentul general privind protecţia datelor) (JO L 119, 4.5.2016, p. 1).
(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).
(3)Statele membre stabilesc normele şi cerinţele pentru un proces de validare a datelor dispozitivului de măsurare dedicat pentru a verifica şi a asigura calitatea şi coerenţa datelor relevante, precum şi interoperabilitatea, în conformitate cu articolele 23 şi 24 din Directiva (UE) 2019/944 şi cu alte acte legislative relevante ale Uniunii.
Art. 8: Tranzacţionarea pe pieţele pentru ziua următoare şi pe pieţele intrazilnice
(1)OPEED permit participanţilor la piaţă să tranzacţioneze energie cât mai aproape posibil de timpul real şi cel puţin până la ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale. De la 1 ianuarie 2026, ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale este cu cel mult 30 de minute înainte de ora reală.
(11)(1a) 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
b)un plan de acţiune cu scopul de a reduce, cel târziu de la 1 ianuarie 2029, ora de închidere a porţii pieţei intrazilnice interzonale la 30 de minute înainte de ora reală.
(12)(1b) 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:
a)o nouă evaluare a impactului, ţinând seama de feedbackul primit de la participanţii la piaţă şi de la OPEED, care să justifice necesitatea unei noi derogări, bazată pe riscurile la adresa securităţii aprovizionării în sistemului naţional de energie electrică, a rentabilităţii şi a integrării energiei din surse regenerabile şi a emisiilor de gaze cu efect de seră; şi
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.
ACER emite un aviz despre impactul transfrontalier al unei noi derogări în termen de şase luni de la primirea unei cereri pentru o astfel de derogare. Autoritatea de reglementare în cauză ţine seama de acest aviz înainte de a decide cu privire la o cerere pentru o nouă derogare.
(13)(1c) 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.
(2)OPEED oferă participanţilor la piaţă posibilitatea de tranzacţiona energie în intervale de timp cel puţin la fel de scurte ca intervalul de decontare a dezechilibrelor, atât pe pieţele pentru ziua următoare, cât şi pe pieţele intrazilnice.
(3)OPEED furnizează produse pentru tranzacţionare pe pieţele pentru ziua următoare şi pe pieţele intrazilnice care să fie de dimensiuni suficient de mici, dimensiunea ofertei minime fiind de 100 kW sau mai puţin, pentru a permite participarea eficace a răspunsului părţii de consum, a stocării energiei şi a surselor regenerabile de energie de mici dimensiuni, inclusiv participarea directă a clienţilor, precum şi prin agregare.
(4)Până la 1 ianuarie 2021, intervalul de decontare a dezechilibrelor este de 15 minute în toate zonele de programare, cu excepţia cazului în care autorităţile de reglementare au acordat o derogare sau o scutire. Derogările pot fi acordate numai până la 31 decembrie 2024.
De la 1 ianuarie 2025, intervalul de decontare a dezechilibrelor nu depăşeşte 30 de minute în cazul în care a fost acordată o scutire de către toate autorităţile de reglementare dintr-o zonă sincronă.
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.
(2)Drepturile de transport pe termen lung se alocă periodic în mod transparent şi nediscriminatoriu, pe baza pieţei, prin intermediul unei platforme unice de alocare. Frecvenţa alocării şi scadenţele capacităţii interzonale pe termen lung sprijină funcţionarea eficientă a pieţelor la termen ale Uniunii.
(3)Structura pieţelor la termen ale Uniunii cuprinde instrumentele necesare pentru îmbunătăţirea capacităţii participanţilor la piaţă de a acoperi riscurile de preţ pe piaţa internă a energiei electrice.
(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:
a)posibile modificări ale frecvenţei alocării pentru drepturile de transport pe termen lung;
b)posibile modificări ale scadenţelor drepturilor de transport pe termen lung, în special scadenţele prelungite până la cel puţin trei ani;
c)posibile modificări ale naturii drepturilor de transport pe termen lung;
d)modalităţi de consolidare a pieţei secundare; şi
e)posibila introducere a unor centre virtuale regionale pentru pieţele la termen.
(5)În ceea ce priveşte centrele virtuale regionale pentru pieţele la termen, evaluarea impactului efectuată în temeiul alineatului (4) se referă la următoarele:
a)definirea domeniului geografic de aplicare adecvat al centrelor virtuale regionale, inclusiv zonele de ofertare care constituie respectivele centre şi situaţiile specifice zonelor de ofertare care aparţin de două sau mai multe centre virtuale, cu scopul de a maximiza corelarea dintre preţurile de referinţă şi preţurile zonelor de ofertare care constituie centre virtuale regionale;
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).
c)metodologia de calculare a preţurilor de referinţă pentru centrele virtuale regionale pentru pieţele la termen, cu scopul de a maximiza corelările de preţuri dintre preţul de referinţă şi preţurile zonelor de ofertare care alcătuiesc un centru virtual regional;
d)posibilitatea ca zonele de ofertare să facă parte din mai mult de un centru virtual regional;
e)moduri de a maximiza oportunităţile de tranzacţionare pentru produsele de acoperire a riscului care fac referire la centrele virtuale regionale pentru pieţele la termen, precum şi pentru drepturile de transport pe termen lung dinspre zonele de ofertare către centrele virtuale regionale;
f)moduri de asigurare a faptului că platforma unică de alocare menţionată la alineatul (2) oferă alocarea şi facilitează tranzacţionarea drepturilor de transport pe termen lung;
g)implicaţiile acordurilor interguvernamentale preexistente şi drepturile care decurg din acestea.
(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).
(*4)Directiva (UE) 2017/1132 a Parlamentului European şi a Consiliului din 14 iunie 2017 privind anumite aspecte ale dreptului societăţilor comerciale (JO L 169, 30.6.2017, p. 46).
(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.
(*5)Directiva 2014/65/UE a Parlamentului European şi a Consiliului din 15 mai 2014 privind pieţele instrumentelor financiare şi de modificare a Directivei 2002/92/CE şi a Directivei 2011/61/UE (JO L 173, 12.6.2014, p. 349).
(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.
(*6)Regulamentul (UE) nr. 648/2012 al Parlamentului European şi al Consiliului din 4 iulie 2012 privind instrumentele financiare derivate extrabursiere, contrapărţile centrale şi registrele centrale de tranzacţii (JO L 201, 27.7.2012, p. 1).
(*7)Regulamentul (UE) nr. 600/2014 al Parlamentului European şi al Consiliului din 15 mai 2014 privind pieţele instrumentelor financiare şi de modificare a Regulamentului (UE) nr. 648/2012 (JO L 173, 12.6.2014, p. 84).
Art. 10: Limitele tehnice pentru ofertare
(1)Nu există o limită maximă şi nici o limită minimă a preţului angro al energiei electrice. Această dispoziţie se aplică, printre altele, ofertării şi compensării în toate intervalele de timp şi include energia de echilibrare şi preţurile de dezechilibru, fără a aduce atingere limitelor tehnice de preţ care pot fi aplicate în intervalul de echilibrare şi în intervalele de timp pentru ziua următoare şi intrazilnice, în conformitate cu alineatul (2).
(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.
(3)Operatorii de transport şi de sistem nu iau niciun fel de măsuri cu scopul de a modifica preţurile angro.
(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).
(2)Autorităţile de reglementare şi autorităţile competente desemnate îşi actualizează estimarea valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică cel puţin o dată la cinci ani sau mai devreme, în cazul în care constată o modificare semnificativă.
Art. 12: Dispecerizarea producerii şi consumul dispecerizabil
(1)Dispecerizarea instalaţiilor de producere a energiei electrice şi consumul dispecerizabil sunt nediscriminatorii, transparente şi, cu excepţia cazului în care se prevede altfel la alineatele (2)-(6), se bazează pe piaţă.
(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:
a)fie instalaţii de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie şi care au o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW;
b)fie proiecte demonstrative pentru tehnologii inovatoare, sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare, cu condiţia ca o astfel de prioritate să se limiteze la durata şi amploarea necesare pentru a îndeplini scopurile demonstrative.
(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:
a)statul membru are pieţe intrazilnice şi alte pieţe angro şi pieţe de echilibrare care funcţionează bine, iar aceste pieţe sunt pe deplin accesibile tuturor participanţilor la piaţă, în conformitate cu prezentul regulament;
b)normele de redispecerizare şi gestionarea congestiilor sunt transparente pentru toţi participanţii la piaţă;
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 %;
(18)Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European şi a Consiliului din 11 decembrie 2018 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (JO L 328, 21.12.2018, p. 82).
(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).
d)statul membru a notificat Comisiei derogarea planificată, indicând în detaliu modul în care sunt îndeplinite condiţiile prevăzute la literele (a), (b) şi (c); şi
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.
Orice derogare evită modificările retroactive care afectează instalaţiile de producere ce beneficiază deja de dispecerizarea prioritară, în pofida oricărui acord între un stat membru şi o instalaţie de producere pe bază voluntară.
Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 şi 109 din TFUE, statele membre pot oferi stimulente instalaţiilor eligibile pentru dispecerizarea prioritară pentru a renunţa în mod voluntar la dispecerizarea prioritară.
(4)Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 şi 109 din TFUE, statele membre pot prevedea dispecerizarea prioritară a energiei electrice produse la instalaţiile de producere a energiei electrice care utilizează cogenerare de înaltă eficienţă, cu o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW.
(5)Pentru instalaţiile de producere a energiei electrice puse în funcţiune începând cu 1 ianuarie 2026, alineatul (2) litera (a) se aplică numai instalaţiilor de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile şi care au o putere instalată de producere de energie electrică mai mică de 200 kW.
(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.
(20)Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, de modificare şi ulterior de abrogare a Directivelor 2001/77/CE şi 2003/30/CE (JO L 140, 5.6.2009, p. 16).
(7)Dispecerizarea prioritară nu pune în pericol funcţionarea sigură a sistemului electroenergetic, nu trebuie să fie utilizată ca justificare pentru restricţionarea capacităţilor interzonale dincolo de ceea ce este prevăzut la articolul 16 şi se bazează pe criterii transparente şi nediscriminatorii.
Art. 13: Redispecerizarea
(1)Redispecerizarea producerii şi redispecerizarea consumului dispecerizabil se bazează pe criterii obiective, transparente şi nediscriminatorii. Acestea sunt deschise tuturor tehnologiilor de producere, tuturor serviciilor de stocare a energiei şi de consum dispecerizabil, inclusiv operatorilor pieţei situaţi în alte state membre, cu excepţia cazului în care acest lucru nu este fezabil din punct de vedere tehnic.
(2)Resursele redispecerizate sunt selectate dintre instalaţiile de producere, serviciile de stocare a energiei sau consum dispecerizabil utilizând mecanisme de piaţă şi sunt compensate financiar. Ofertele de energie de echilibrare utilizate pentru redispecerizare nu stabilesc preţul energiei de echilibrare.
(3)Redispecerizarea producerii, a stocării energiei şi a consumului dispecerizabil care nu se bazează pe piaţă poate fi utilizată numai dacă:
a)nu este disponibilă nicio alternativă bazată pe piaţă;
b)au fost utilizate toate resursele disponibile bazate pe piaţă;
c)numărul instalaţiilor de producere a energiei electrice, al instalaţiilor de stocare de energie sau al instalaţiilor de consum dispecerizabil disponibile este prea mic pentru a asigura o concurenţă efectivă în zona în care sunt situate instalaţii adecvate pentru furnizarea serviciului respectiv; sau
d)situaţia actuală a reţelei conduce la congestie în mod periodic şi previzibil, astfel încât redispecerizarea bazată pe piaţă ar duce la prezentarea periodică de oferte strategice, care ar creşte nivelul congestiei interne, iar statul membru în cauză fie a adoptat un plan de acţiune pentru a aborda această congestie, fie se asigură că nivelul minim al capacităţii pentru comerţul interzonal este în conformitate cu articolul 16 alineatul (8).
(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:
a)nivelul de dezvoltare şi eficacitate al mecanismelor de redispecerizare bazate pe piaţă pentru instalaţiile de producere a energiei electrice, de stocare a energiei electrice şi de consum dispecerizabil;
b)motivele, volumele în MWh şi tipurile de surse de producere care fac obiectul redispecerizării;
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.
Autoritatea de reglementare transmite raportul către ACER şi publică un rezumat al datelor menţionate la primul paragraf literele (a), (b) şi (c), precum şi recomandări de îmbunătăţire, dacă este necesar.
(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;
b)iau măsuri operaţionale adecvate legate de reţele şi de piaţă pentru a reduce la minimum redispecerizarea descendentă a energiei electrice produse din surse regenerabile de energie sau prin cogenerare de înaltă eficienţă;
c)se asigură că reţelele lor sunt suficient de flexibile, astfel încât să le poată gestiona.
(6)În cazul în care se utilizează redispecerizare descendentă care nu se bazează pe piaţă, se aplică următoarele principii:
a)instalaţiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie fac obiectul redispecerizării descendente numai dacă nu există alte alternative sau numai dacă alte soluţii ar conduce la costuri disproporţionate semnificative sau la riscuri severe în ceea ce priveşte siguranţa reţelei;
b)energia electrică produsă în cadrul unui proces care utilizează cogenerare de înaltă eficienţă face obiectul redispecerizării descendente numai dacă, în afară de redispecerizarea descendentă a instalaţiilor de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie, nu există alte alternative sau numai dacă alte soluţii ar conduce la costuri disproporţionate sau la riscuri severe în ceea ce priveşte siguranţa reţelei;
c)energia electrică autoprodusă provenită de la instalaţii de producere care utilizează surse regenerabile de energie sau cogenerare de înaltă eficienţă care nu este introdusă în reţeaua de transport sau de distribuţie nu sunt supuse redispecerizării descendente decât dacă nicio altă soluţie nu ar rezolva aspectele legate de siguranţa reţelei;
d)redispecerizarea descendentă în temeiul literelor (a), (b) şi (c) trebuie să fie justificată temeinic şi transparent. Justificarea se include în raportul prevăzut la alineatul (3).
(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:
a)costurile de exploatare suplimentare cauzate de redispecerizare, cum ar fi costuri suplimentare cu combustibilul în cazul redispecerizării ascendente, furnizarea de căldură de rezervă în cazul redispecerizării descendente instalaţiilor de producere a energiei electrice care utilizează cogenerarea de înaltă eficienţă;
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.