02019R0943 — DA — 23.06.2022 — 001.001

Denne tekst tjener udelukkende som dokumentationsværktøj og har ingen retsvirkning. EU's institutioner påtager sig intet ansvar for dens indhold. De autentiske udgaver af de relevante retsakter, inklusive deres betragtninger, er offentliggjort i den Europæiske Unions Tidende og kan findes i EUR-Lex. Disse officielle tekster er tilgængelige direkte via linkene i dette dokument

►B EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet (omarbejdning) (EØS-relevant tekst) (EUT L 158 af 14.6.2019, s. 54)

Ændret ved:









▼B

EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2019/943

af 5. juni 2019

om det indre marked for elektricitet

(omarbejdning)

(EØS-relevant tekst)







KAPITEL I

GENSTAND, ANVENDELSESOMRÅDE OG DEFINITIONER

Artikel 1

Genstand og anvendelsesområde

Denne forordning har til formål at:

a) fastlægge grundlaget for en effektiv opfyldelse af energiunionens målsætninger, navnlig klima- og energirammen for 2030, ved at lade markedssignaler være styrende med henblik på øget effektivitet, en større andel af vedvarende energikilder, forsyningssikkerhed, fleksibilitet, bæredygtighed, dekarbonisering og innovation

b) fastlægge grundlæggende principper for velfungerende, integrerede elektricitetsmarkeder, som giver alle udbydere af ressourcer og elkunder ikkediskriminerende markedsadgang, styrker forbrugeres stilling, sikrer konkurrencedygtigheden på det globale marked samt fleksibelt elforbrug, energilagring og energieffektivitet, og letter aggregering af distribueret efterspørgsel og udbud, og muliggør markeds- og sektoriel integration og markedsbaseret betaling for elektricitet produceret fra vedvarende energikilder

c) fastsætte fair regler for grænseoverskridende handel med elektricitet, for dermed at øge konkurrencen på det indre marked for elektricitet under hensyntagen til de nationale og regionale markeders særlige kendetegn, idet dette skal omfatte indførelsen af en kompensationsordning for grænseoverskridende strømme af elektricitet og opstilling af harmoniserede principper for afgifter for transmission på tværs af grænserne og for tildeling af tilgængelig kapacitet på samkøringslinjerne mellem de nationale transmissionssystemer

d) fremme udviklingen af et funktionsdygtigt og gennemsigtigt engrosmarked, som bidrager til et højt forsyningssikkerhedsniveau for elektricitet, og fastsætte mekanismer til harmonisering af reglerne for grænseoverskridende elektricitetsudveksling.

Artikel 2

Definitioner

I denne forordning forstås ved:

1) »samkøringslinje« : en transmissionslinje, som krydser eller spænder over en grænse mellem medlemsstater, og som forbinder medlemsstaternes nationale transmissionssystemer

2) »regulerende myndighed« : en regulerende myndighed, der er udpeget af hver medlemsstat i henhold til artikel 57, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944

3) »grænseoverskridende strøm« : en fysisk strøm af elektricitet i en medlemsstats transmissionsnet forårsaget af indvirkning fra producenters, kunders eller begges aktivitet uden for denne medlemsstat på dens transmissionsnet

4) »kapacitetsbegrænsninger« : en situation, hvor alle anmodninger fra markedsdeltagere om handel mellem netområder ikke kan tilgodeses, fordi de ville øve betydelig indflydelse på de fysiske strømme på netelementer, som ikke kan håndtere disse strømme

5) »ny samkøringslinje« : samkøringslinje, som ikke er etableret senest den 4. august 2003

6) »strukturel kapacitetsbegrænsning« : begrænsning i transmissionssystemet, som det er muligt at definere utvetydigt, er forudsigelig, geografisk stabil over tid og under normale forhold jævnligt forekommer i elektricitetssystemet

7) »markedsoperatør« : en enhed, der leverer en tjeneste, hvor udbud af elektricitet til salg afstemmes med bud om køb af elektricitet

8) »udpeget elektricitetsmarkedsoperatør« eller »NEMO« : en markedsoperatør, der af den kompetente myndighed er blevet udpeget til at udføre opgaver i forbindelse med den fælles day-ahead- eller intraday-kobling

9) »value of lost load« : et overslag i EUR/MWh af den maksimale elpris, som kunder er villige til at betale for at undgå en strømafbrydelse

10) »balancering« : alle aktiviteter og processer inden for alle tidsperioder, med hvilke transmissionssystemoperatørerne på en kontinuerlig måde sikrer opretholdelsen af systemfrekvensen inden for et forud fastsat stabilitetsinterval og overensstemmelse med den mængde af reserver, som er nødvendig af hensyn til den påkrævede kvalitet

11) »balanceringsenergi« : energi, som transmissionssystemoperatørerne bruger til at udføre balancering

12) »leverandør af balanceringstjenester« : en markedsdeltager, der leverer balanceringsenergi og/eller balanceringskapacitet til transmissionssystemoperatører

13) »balanceringskapacitet« : en mængde kapacitet, som en leverandør af balanceringstjenester har forpligtet sig til at opretholde, og for hvilken leverandøren af balanceringstjenester har forpligtet sig til at afgive bud på en tilsvarende mængde balanceringsenergi til transmissionssystemoperatøren i kontraktens løbetid

14) »balanceansvarlig aktør« : en markedsdeltager eller dennes valgte repræsentant, som har ansvaret for vedkommendes ubalancer på elmarkedet

15) »periode for afregning af ubalancer« : den tidsenhed, for hvilken balanceansvarlige aktørers ubalance beregnes

16) »ubalancepris« : prisen, positiv, nul eller negativ, i hver periode for afregning af ubalancer for en ubalance i hver retning

17) »ubalancepris-område« : det område, inden for hvilket en ubalancepris beregnes

18) »prækvalifikationsproces« : en proces med henblik på at verificere, om en leverandør af balanceringskapacitet opfylder de krav, som transmissionssystemoperatørerne har fastsat

19) »reservekapacitet« : den mængde frekvenskontrolreserver, frekvensgenoprettelsesreserver eller erstatningsreserver, der skal være til rådighed for transmissionssystemoperatøren

20) »prioriteret lastfordeling« : for den selvstændige lastfordelingsmodels vedkommende kraftværkers lastfordeling på grundlag af andre kriterier end den økonomiske rangfølge af bud, og for den centrale lastfordelingsmodels vedkommende kraftværkers lastfordeling på grundlag af andre kriterier end den økonomiske rangfølge af bud og end netbegrænsninger, idet der gives prioritet til bestemte produktionsteknologiers lastfordeling

21) »kapacitetsberegningsregion« : det geografiske område, inden for hvilket den koordinerede kapacitetsberegning anvendes

22) »kapacitetsmekanisme« : en midlertidig foranstaltning med det formål at sørge for den nødvendige ressourcetilstrækkelighed ved at aflønne ressourcer for at stå til rådighed, bortset fra foranstaltninger vedrørende systemydelser eller håndtering af kapacitetsbegrænsninger

23) »højeffektiv kraftvarmeproduktion« : kraftvarmeproduktion, der opfylder kriterierne i bilag II til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2012/27/EU ( 1 )

24) »demonstrationsprojekt« : et projekt, der fremviser en teknologi, som er den første af sin art i Unionen, og som udgør en væsentlig nyskabelse, der rækker langt ud over det bedste eksisterende tekniske niveau

25) »markedsdeltager« : en fysisk eller juridisk person, der køber, sælger eller producerer elektricitet, der udfører aggregering, eller der er en operatør af tjenester vedrørende fleksibelt elforbrug eller energilagringstjenester, herunder ved afgivelse af handelsordrer, på et eller flere elektricitetsmarkeder, herunder på balanceringsenergimarkeder

26) »belastningsomfordeling« : en foranstaltning, herunder en afkortning, der aktiveres af en eller flere transmissionssystemoperatører eller distributionssystemoperatører ved at ændre produktionsmønstret, forbrugsmønstret eller begge dele med henblik på at ændre de fysiske strømme i elektricitetssystemet og afhjælpe en fysisk kapacitetsbegrænsning eller på anden måde sikre systemsikkerhed

27) »modkøb« : budområdeoverskridende udveksling, der igangsættes af systemoperatører mellem to budområder for at afhjælpe fysisk kapacitetsbegrænsning

28) »produktionsanlæg« : et anlæg, der omdanner primær energi til elektrisk energi, og som består af et eller flere produktionsmoduler, der er tilsluttet et net

29) »central lastfordelingsmodel« : en model for planlægning og lastfordeling, hvor produktions- og forbrugsplaner samt lastfordeling af produktionsanlæg og forbrugsanlæg, for så vidt angår anlæg, hvor lastfordeling er mulig, fastlægges af en transmissionssystemoperatør inden for en integreret planlægningsproces

30) »selvstændig lastfordelingsmodel« : en model for planlægning og lastfordeling, hvor produktions- og forbrugsplaner samt lastfordeling af produktionsanlæg og forbrugsanlæg fastlægges af disse anlægs balanceansvarlige

31) »standardiseret balanceringsprodukt« : et harmoniseret balanceringsprodukt defineret af alle transmissionssystemoperatører for udveksling af balanceringstjenester

32) »specifikt balanceringsprodukt« : et balanceringsprodukt, der adskiller sig fra et standardiseret balanceringsprodukt

33) »delegeret operatør« : en enhed, til hvem særlige opgaver eller forpligtelser, der er tildelt en transmissionssystemoperatør eller udpeget elektricitetsmarkedsoperatør i henhold til denne forordning eller andre EU-retsaktier, er blevet delegeret af denne transmissionssystemoperatør eller NEMO eller er blevet tillagt af en medlemsstat eller regulerende myndighed

34) »kunde« : en kunde som defineret i artikel 2, nr. 1), i direktiv (EU) 2019/944

35) »slutkunde« : slutkunde som defineret i artikel 2, nr. 3), i direktiv (EU) 2019/944

36) »engroskunde« : en engroskunde som defineret i artikel 2, nr. 2), i direktiv (EU) 2019/944

37) »husholdningskunde« : en husholdningskunde som defineret i artikel 2, nr. 4), i direktiv (EU) 2019/944

38) »lille virksomhed« : en lille virksomhed som defineret i artikel 2, nr. 7), i direktiv (EU) 2019/944

39) »aktiv kunde« : en aktiv kunde som defineret i artikel 2, nr. 8), i direktiv (EU) 2019/944

40) »elektricitetsmarkeder« : elektricitetsmarkeder som defineret i artikel 2, nr. 9), i direktiv (EU) 2019/944

41) »levering« : levering som defineret i artikel 2, nr. 12), i direktiv (EU) 2019/944

42) »elektricitetsleveringskontrakt« : en elektricitetsleveringskontrakt som defineret i artikel 2, nr. 13), i direktiv (EU) 2019/944

43) »aggregering« : aggregering som defineret i artikel 2, nr. 18), i direktiv (EU) 2019/944

44) »fleksibelt elforbrug« : fleksibelt elforbrug som defineret i artikel 2, nr. 20), i direktiv (EU) 2019/944

45) »intelligent målersystem« : intelligent målersystem som defineret i artikel 2, nr. 23), i direktiv (EU) 2019/944

46) »interoperabilitet« : interoperabilitet som defineret i artikel 2, nr. 24), i direktiv (EU) 2019/944

47) »distribution« : distribution som defineret i artikel 2, nr. 28), i direktiv (EU) 2019/944

48) »distributionssystemoperatør« : distributionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 29), i direktiv (EU) 2019/944

49) »energieffektivitet« : energieffektivitet som defineret i artikel 2, nr. 30), i direktiv (EU) 2019/944

50) »energi fra vedvarende energikilder« eller »vedvarende energi« : energi fra vedvarende energikilder som defineret i artikel 2, nr. 31), i direktiv (EU) 2019/944

51) »decentral produktion« : decentral produktion som defineret i artikel 2, nr. 32), i direktiv (EU) 2019/944

52) »transmission« : transmission som defineret i artikel 2, nr. 34), i direktiv (EU) 2019/944

53) »transmissionssystemoperatør« : transmissionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 35), i direktiv (EU) 2019/944

54) »systembruger« : systembruger som defineret i artikel 2, nr. 36), i direktiv (EU) 2019/944

55) »produktion« : produktion som defineret i artikel 2, nr. 37), i direktiv (EU) 2019/944

56) »producent« : producent som defineret i artikel 2, nr. 38), i direktiv (EU) 2019/944

57) »sammenkoblet system« : sammenkoblet system som defineret i artikel 2, nr. 40), i direktiv (EU) 2019/944

58) »lille isoleret system« : lille isoleret system som defineret i artikel 2, nr. 42), i direktiv (EU) 2019/944

59) »lille forbundet system« : lille forbundet system som defineret i artikel 2, nr. 43), i direktiv (EU) 2019/944

60) »systemydelse« : systemydelse som defineret i artikel 2, nr. 48), i direktiv (EU) 2019/944

61) »ikkefrekvensrelateret systembærende ydelse« : ikkefrekvensrelateret systembærende ydelse som defineret i artikel 2, nr. 49), i direktiv (EU) 2019/944

62) »energilagring« : energilagring som defineret i artikel 2, nr. 59), i direktiv (EU) 2019/944

63) »regionalt koordinationscenter« : regionalt koordinationscenter etableret i henhold til artikel 35 i denne forordning

64) »engrosenergimarked« : engrosenergimarked som defineret i artikel 2, nr. 6), i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1227/2011 ( 2 )

65) »budområde« : det største geografiske område, hvor markedsdeltagerne kan udveksle energi uden kapacitetsfordeling

66) »kapacitetsfordeling« : fordeling af kapacitet på tværs af budområder

67) »systemområde« : en sammenhængende del af et internt forbundet system, der betjenes af en enkelt systemoperatør, og som omfatter eventuelt tilsluttede fysiske forbrugsenheder og/eller produktionsenheder

68) »koordineret nettotransmissionskapacitet« : en kapacitetsberegningsmetode baseret på princippet om ex ante-vurdering og -definition af en maksimal energiudveksling mellem tilstødende budområder

69) »kritisk netelement« : et netelement, der enten ligger i et budområde eller mellem budområder, og som medregnes i kapacitetsberegningsprocessen og dermed begrænser mængden af elektricitet, der kan udveksles

70) »overførselskapacitet« : det omfang, hvori det internt forbundne system er i stand til at overføre energi mellem budområder

71) »produktionsenhed« : en enkelt elektricitetsgenerator, der hører til et produktionsanlæg.







KAPITEL II

ALMINDELIGE BESTEMMELSER FOR ELMARKEDET

Artikel 3

Principper vedrørende driften af elektricitetsmarkeder

Medlemsstaterne, regulerende myndigheder, transmissionssystemoperatørerne, distributionssystemoperatørerne, markedsoperatørerne og delegerede operatører sikrer, at elektricitetsmarkederne drives efter følgende principper:

a) prisdannelsen baseres på efterspørgsel og udbud

b) markedsregler tilskynder til fri prisdannelse og undgår tiltag, der hindrer prisdannelse baseret på efterspørgsel og udbud

c) markedsregler letter udviklingen af en mere fleksibel produktion, bæredygtig lavemissionsproduktion og en mere fleksibel efterspørgsel

d) kunder kan drage fordel af markedsmuligheder og øget konkurrence på detailmarkederne og styrkes, så de kan optræde som markedsdeltagere på energimarkedet og i energiomstillingen

e) slutkunders og små virksomheders markedsdeltagelse muliggøres ved aggregering af produktion fra flere produktionsanlæg eller forbrug fra flere anlæg baseret på fleksibelt elforbrug med henblik på at afgive fælles bud på elmarkedet og fælles drift i elektricitetssystemet i overensstemmelse med EU-konkurrenceretten

f) markedsregler åbner mulighed for dekarboniseringen af elektricitetssystemet og således af økonomien, herunder ved at åbne mulighed for at integrere elektricitet fra vedvarende energikilder og skabe incitamenter til at øge energieffektiviteten

g) markedsregler tilvejebringer egnede incitamenter til fremme af investeringer i produktion, navnlig langsigtede investeringer i et dekarboniseret og bæredygtigt elektricitetssystem, energilagring, energieffektivitet og fleksibelt elforbrug for at imødekomme markedets behov og lette fair konkurrence og dermed garantere forsyningssikkerheden

h) hindringer for elektricitetsstrømme mellem budområder eller medlemsstater samt transaktioner på tværs af landegrænser på elektricitetsmarkeder og markeder for beslægtede tjenester fjernes gradvist

i) markedsregler åbner mulighed for regionalt samarbejde, når dette er effektivt

j) sikker og bæredygtig produktion, energilagring og fleksibelt elforbrug deltager på lige fod på markedet i henhold til de krav, der er fastsat i EU-retten

k) alle producenter er direkte eller indirekte ansvarlige for at sælge den elektricitet, de producerer

l) markedsregler giver mulighed for, at demonstrationsprojekter videreudvikles til bæredygtige, sikre og lavemissionsenergikilder, -teknologier eller -systemer, som skal virkeliggøres og anvendes til gavn for samfundet

m) markedsregler åbner mulighed for en effektiv lastfordeling af produktionsaktiver, energilagring og fleksibelt elforbrug

n) markedsregler åbner mulighed for, at elproducenter, energilagringsvirksomheder og elleveringsvirksomheder indtræder på og forlader markedet ud fra disse virksomheders vurdering af deres aktiviteters økonomiske og finansielle lønsomhed

o) for at give markedsdeltagere mulighed for at blive beskyttet mod risici for prisudsving på markedsvilkår og mindske usikkerheden om fremtidige indtægter, kan langsigtede risikoafdækningsprodukter handles på børser på en gennemsigtig måde, og langtidselleveringskontrakter kan indgås OTC (over the counter), under overholdelse af EU-konkurrenceretten

p) markedsregler letter handelen med varer i hele Unionen, og reguleringsmæssige ændringer tager hensyn til virkningerne på både kortsigtede og langsigtede forward- og futuresmarkeder og -produkter

q) markedsdeltagerne har ret til at få adgang til transmissionsnet og distributionsnet på objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende vilkår.

Artikel 4

Retfærdig omstilling

Kommissionen støtter medlemsstater, der indfører en national strategi for gradvis reduktion af den eksisterende produktions- og minedriftskapacitet for kul og andre faste fossile brændstoffer, med alle til rådighed stående midler med henblik på at muliggøre en retfærdig omstilling i regioner, der er ramt af strukturændringer. Kommissionen bistår medlemsstaterne med at tage sig af de sociale og økonomiske konsekvenser af omstillingen til ren energi.

Kommissionen arbejder tæt sammen med interessenterne i kul- og kulstofintensive regioner, letter adgangen til og anvendelsen af de disponible midler og programmer, og tilskynder til udveksling af god praksis, herunder drøftelser om handlingsplaner for industrien og behov for omskoling.

Artikel 5

Balanceansvar

1. Alle markedsdeltagere skal være ansvarlige for de ubalancer, de skaber i systemet (»balanceansvar«). Med henblik herpå skal markedsdeltagerne enten være balanceansvarlige aktører eller kontraktligt uddelegere deres ansvar til en balanceansvarlig aktør efter eget valg. Hver balanceansvarlig aktør er økonomisk ansvarlig for sine ubalancer og skal bestræbe sig på at være balanceret eller hjælpe elektricitetssystemet med at blive balanceret.

2. Medlemsstaterne kan kun vedtage fritagelser fra balanceansvaret for: a) demonstrationsprojekter for innovative teknologier, der skal godkendes af den regulerende myndighed, forudsat at disse fritagelser er begrænset til den tid og det omfang, der er nødvendigt for at opfylde demonstrationsformålet b) produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, med en installeret elkapacitet på mindre end 400 kW c) anlæg, der er omfattet af støtteordninger, som Kommissionen har godkendt i henhold til Unionens statsstøtteregler i henhold til artikel 107, 108 og109 i TEUF, og som er sat i drift inden den 4. juli 2019.

Medlemsstaterne kan, med forbehold af artikel 107 og 108 i TEUF, give incitamenter til markedsdeltagere, som er helt eller delvis undtaget fra balanceansvar, til at acceptere fuldt balanceansvar.

3. Når en medlemsstat indrømmer en fritagelse i henhold til stk. 2, sikrer den sig, at det finansielle ansvar for ubalancer er opfyldt af en anden markedsdeltager.

4. For produktionsanlæg, der er sat i drift fra den 1. januar 2026, finder stk. 2, litra b), alene anvendelse på produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder med en installeret elkapacitet på mindre end 200 kW.

Artikel 6

Balancemarked

1. Balancemarkeder, herunder prækvalifikationsprocesser, tilrettelægges med henblik på at sikre a) at diskrimination mellem markedsdeltagere elimineres på effektiv vis, idet der tages hensyn til forskelle i de tekniske behov i elektricitetssystemet og forskelle i produktionskildernes tekniske kapacitet, energilagring og fleksibelt elforbrug b) at tjenester defineres på en gennemsigtig og teknologisk neutral måde og anskaffes på en gennemsigtig, markedsbaseret måde c) ikkediskriminerende adgang for alle markedsdeltagere, individuelt eller gennem aggregering, herunder for elektricitet produceret fra forskellige vedvarende energikilder, fleksibelt elforbrug og energilagring d) at der tages hensyn til behovet for at absorbere den voksende andel af variabel elproduktion, øget elforbrugsfleksibilitet og fremspirende nye teknologier.

2. Prisen på balanceringsenergi skal ikke fastsættes på forhånd i kontrakter om balanceringskapacitet. Udbudsprocedurer skal være gennemsigtige i overensstemmelse med artikel 40, stk. 4, i direktiv (EU) 2019/944 og samtidig beskytte fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger.

3. Balancemarkeder skal sikre driftssikkerhed og samtidig åbne mulighed for maksimal udnyttelse og effektiv fordeling af overførselskapacitet på tværs af tidsrammer i overensstemmelse med artikel 17.

4. Afregningen af balanceringsenergi for standardiserede balanceringsprodukter og specifikke balanceringsprodukter skal baseres på marginalpriser (»pay-as-cleared«), medmindre alle regulerende myndigheder godkender en alternativ prisfastsættelsesmetode på grundlag af et fælles forslag fra alle transmissionssystemoperatører efter en analyse, der viser, at denne alternative prisfastsættelsesmetode er mere effektiv.

Markedsdeltagerne skal kunne byde så tæt på realtid, som det er muligt, og lukketiden for balanceringsenergi skal ikke være før det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketid.

Transmissionssystemoperatører, som anvender en central lastfordelingsmodel, kan fastsætte yderligere regler i overensstemmelse med retningslinjerne for balancering af elektricitet, der er vedtaget på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009.

5. Ubalancerne afregnes til en pris, som afspejler energiens værdi i realtid.

6. Hvert ubalanceprisområde skal svare til et budområde, bortset fra i forbindelse med modellen med central lastfordeling, hvor et ubalanceprisområde kan udgøre en del af et budområde.

7. Dimensioneringen af reservekapaciteten skal udføres af transmissionssystemoperatørerne og fremmes på regionalt plan.

8. Anskaffelsens af balanceringskapacitet skal udføres af transmissionssystemoperatørerne og kan fremmes på regionalt plan. Reservation af grænseoverskridende kapacitet med henblik herpå kan begrænses. Anskaffelsen af balanceringskapacitet skal være markedsbaseret og tilrettelægges således, at forskelsbehandling mellem markedsdeltagerne elimineres i prækvalifikationsprocessen i overensstemmelse med artikel 40, stk. 4, i direktiv (EU) 2019/944, uanset om markedsdeltagerne deltager individuelt eller er aktive inden for aggregering.

Anskaffelsen af balanceringskapacitet skal baseres på et primært marked, medmindre og i det omfang den regulerende myndighed har givet en fritagelse for at tillade brugen af andre former for markedsbaseret anskaffelse som følge af manglende konkurrence på markedet for balanceringsydelser. Fritagelser fra forpligtelsen til at basere anskaffelsen af balanceringskapacitet på anvendelsen af primære markeder skal gennemgås hvert tredje år.

9. Anskaffelsen af opreguleringsbalanceringskapacitet og nedreguleringsbalanceringskapacitet skal udføres særskilt, medmindre den regulerende myndighed godkender en fritagelse fra dette princip baseret på, at dette vil føre til større økonomisk effektivitet, som påvist i en evaluering udført af transmissionssystemoperatøren. Kontrakter for balanceringskapacitet må ikke indgås mere end én dag før leveringen af balanceringskapaciteten, og kontraktperioden må højst være én dag, medmindre og i det omfang den regulerende myndighed har godkendt den tidligere kontrahering eller længere kontraktperioder for at sikre forsyningssikkerheden eller forbedre den økonomiske effektivitet.

Gives der en fritagelse, skal kontrakterne for balanceringskapaciteten, for mindst 40 % af de standardiserede balanceringsprodukter og for mindst 30 % af alle produkter, der anvendes til balanceringskapacitet, indgås højst én dag før leveringen af balanceringskapaciteten, og kontraktperioden må højst være én dag. Kontraheringen for den resterende del af balanceringskapaciteten skal foretages højst en måned før leveringen af balanceringskapaciteten, og kontraktperioden skal være på højst en måned.

10. Efter anmodning fra transmissionssystemoperatøren kan den regulerende myndighed beslutte at forlænge kontraktperioden for den resterende del af balanceringskapaciteten, der er omhandlet i stk. 9, til højst 12 måneder, forudsat at en sådan beslutning er begrænset i tid og de positive virkninger i form af lavere omkostninger for slutkunder er større end de negative virkninger på markedet. Anmodningen skal indeholde følgende: a) den specifikke tidsperiode, som undtagelsen skal være gældende for b) det specifikke omfang af balanceringskapaciteten, som undtagelsen skal være gældende for c) en analyse af undtagelsens indvirkning på deltagelsen i balanceringsressourcerne, samt d) en begrundelse for undtagelsen, der demonstrerer, at en sådan undtagelse vil føre til lavere omkostninger for slutkunderne.

11. Uanset stk. 10, må kontraktperioder fra den 1. januar 2026 ikke overstige seks måneder.

12. Senest den 1. januar 2028 aflægger de regulerende myndigheder beretning til Kommissionen og ACER om, hvor stor en andel af den samlede kapacitet, der er omfattet af kontrakter med en varighed eller en anskaffelsesperiode, der er længere end én dag.

13. Transmissionssystemoperatører eller deres delegerede operatører offentliggør så tæt på realtid, som det er muligt, men med højst 30 minutters forsinkelse efter leveringen, den aktuelle systembalance i deres planlægningsområder, de anslåede ubalancepriser og de anslåede balanceringsenergipriser.

14. Hvor standardbalanceringsprodukter ikke er tilstrækkelige til at sikre driftssikkerhed, eller hvor visse balanceringsressourcer ikke kan deltage i balancemarkedet gennem standardbalanceringsprodukter, kan transmissionssystemoperatører foreslå og regulerende myndigheder godkende fritagelser fra stk. 2 og 4 for specifikke balanceringsprodukter, der aktiveres lokalt, uden at udveksle dem med andre transmissionssystemoperatører.

Forslag til fritagelser skal omfatte en beskrivelse af de foranstaltninger, der foreslås for at minimere anvendelsen af specifikke produkter, der er underlagt økonomisk effektivitet, en påvisning af, at de specifikke produkter ikke skaber betydelig ineffektivitet og forvridninger på balancemarkedet enten i eller uden for planlægningsområdet samt, hvor det er relevant, regler og oplysninger for processen for konvertering af bud på balanceringsenergi fra specifikke balanceringsprodukter til bud på balanceringsenergi fra standardiserede balanceringsprodukter.

Artikel 7

Day-ahead- og intraday-markeder

1. Transmissionssystemoperatørerne og NEMO'erne tilrettelægger i fællesskab forvaltningen af de integrerede day-ahead- og intraday-markeder i overensstemmelse med forordning (EU) 2015/1222. Transmissionssystemoperatørerne og NEMO'erne samarbejder på EU-plan, eller på regionalt plan når det er mere hensigtsmæssigt, for at maksimere produktiviteten og effektiviteten af Unionens day-ahead- og intraday-handel med elektricitet. Pligten til at samarbejde berører ikke anvendelsen af EU-konkurrenceretten. Transmissionssystemoperatørerne og NEMO'erne er i deres funktioner vedrørende handel med elektricitet underlagt de regulerende myndigheders tilsyn i henhold til artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944 og ACER's overvågning i henhold til artikel 4 og 8 i forordning (EU) 2019/942.

2. Day-ahead- og intraday-markeder skal: a) tilrettelægges på en sådan måde, at forskelsbehandling undgås b) maksimere alle markedsdeltageres evne til at forvalte ubalancer c) maksimere alle markedsdeltageres muligheder for at deltage i budområdeoverskridende handel så tæt som muligt på realtid i alle budområder d) tilvejebringe priser, som afspejler de grundlæggende markedsvilkår, herunder energiens værdi i realtid, og som markedsdeltagerne kan basere sig på i forbindelse med aftaler om langsigtede risikoafdækningsprodukter e) sikre driftssikkerheden og samtidig åbner mulighed for maksimal udnyttelse af transmissionskapaciteten f) være gennemsigtige og samtidig beskytte hensynet til fortrolighed af forretningsmæssigt følsomme oplysninger og sikre, at handelen foregår anonymt g) ikke skelne imellem, om handler foretages i et budområde eller på tværs af budområder, og h) være tilrettelagt således, at det sikres, at alle markedsdeltagere kan få adgang til markedet individuelt eller gennem aggregering.

Artikel 8

Handel på day-ahead- og intraday-markeder

1. NEMO'erne giver markedsdeltagerne mulighed for at handle med energi så tæt på realtid, som det er muligt, og som minimum indtil det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketid.

2. NEMO'erne giver markedsdeltagerne mulighed for at handle med energi i tidsintervaller, der er mindst lige så korte som perioden for afregning af ubalancer i både day-ahead- og intraday-markeder.

3. NEMO'erne sørger for produkter for handel på day-ahead- og intraday-markeder af en tilstrækkeligt lille størrelse, med mindste bud på 500 kilowatt eller mindre, for at tillade den effektive deltagelse af fleksibelt elforbrug, energilagring og vedvarende energikilder i lille skala, herunder direkte deltagelse af kunder.

4. Senest den 1. januar 2021 skal perioden for afregning af ubalancer være 15 minutter i alle planlægningsområder, medmindre de regulerende myndigheder har givet en fritagelse eller indrømmet en undtagelse. Fritagelser må kun gives indtil den 31. december 2024.

Fra den 1. januar 2025 må perioden for afregning af ubalancer ikke være længere end 30 minutter, hvor en undtagelse er givet af alle de regulerende myndigheder i et synkront område.

Artikel 9

Forwardmarkeder

1. I overensstemmelse med forordning (EU) 2016/1719 skal transmissionssystemoperatørerne udstede langsigtede transmissionsrettigheder eller have indført tilsvarende foranstaltninger for at give markedsdeltagerne, herunder ejere af produktionsanlæg, der benytter vedvarende energikilder, mulighed for at gardere sig mod prisudsving på tværs af budområdegrænser, medmindre en vurdering af forwardmarkedet på budområdegrænserne udført af de kompetente regulerende myndigheder viser, at der er tilstrækkelige risikoafdækningsmuligheder i de berørte budområder.

2. Langsigtede transmissionsrettigheder tildeles på en gennemsigtig måde, på markedsvilkår og uden forskelsbehandling via en fælles tildelingsplatform.

3. Med forbehold for overholdelse af EU-konkurrenceretten kan markedsoperatørerne frit udvikle forwardrisikoafdækningsprodukter, herunder langsigtede forwardrisikoafdækningsprodukter, for at give markedsdeltagere, herunder ejere af produktionsanlæg, der benytter vedvarende energikilder, passende muligheder for at gardere sig mod finansielle risici som følge af prisudsving. Medlemsstaterne må ikke kræve, at en sådan risikoafdækningsaktivitet skal begrænses til handler inden for en medlemsstat eller et budområde.

Artikel 10

Tekniske begrænsninger på bud

1. Der må hverken være en øvre eller en nedre grænse for elprisen på engrosmarkedet. Denne bestemmelse finder anvendelse bl.a. på tilbudsgivning og clearing inden for alle tidsrammer og omfatter balanceringsenergi- og ubalancepriser, uden at det berører de tekniske grænseværdier for priser, der kan anvendes inden for balanceringstidsrammen og i day-ahead- og intraday-tidsplaner i overensstemmelse med stk. 2.

2. NEMO'erne kan anvende harmoniserede grænseværdier for maksimum- og minimumsclearingpriser for day-ahead- og intraday-tidsrammerne, Disse grænseværdier skal være tilstrækkeligt høje for ikke at begrænse samhandelen unødigt, harmoniseres for det indre marked og tage hensyn til den maksimale value of lost load. NEMO'erne gennemfører en gennemsigtig mekanisme til automatisk at justere de tekniske grænseværdier på bud rettidigt i tilfælde af, at de fastsatte grænseværdier forventes nået. De justerede højere grænseværdier forbliver gældende, indtil yderligere stigninger i henhold til den nævnte mekanisme er påkrævet.

3. Transmissionssystemoperatører må ikke træffe foranstaltninger med henblik på at ændre engrospriser.

4. Regulerende myndigheder eller, hvor en medlemsstat har udpeget en anden kompetent myndighed til dette formål, en sådan udpeget kompetent myndighed, identificerer anvendte politikker og foranstaltninger inden for deres område, som indirekte kan bidrage til at begrænse engrosprisdannelsen, herunder begrænse bud vedrørende aktiveringen af balanceringsenergi, kapacitetsmekanismer, transmissionssystemoperatørernes foranstaltninger og foranstaltninger med sigte på at udfordre markedsresultater, eller til at forebygge misbrug af dominerende stilling eller ineffektivt afgrænsede budområder.

5. Hvis en regulerende myndighed eller udpeget kompetent myndighed har identificeret en politik eller foranstaltning, som kan anvendes til at begrænse engrosprisdannelsen, træffer den alle egnede tiltag til at eliminere eller, hvis dette ikke er muligt, afbøde denne politiks eller foranstaltnings indvirkning på budadfærden. Medlemsstaterne indgiver en rapport til Kommissionen senest den 5. januar 2020 med angivelse af de foranstaltninger og tiltag, de har truffet eller påtænker at træffe.

Artikel 11

Value of lost load

1. Hvor det er nødvendigt for at fastsætte en pålidelighedsstandard i overensstemmelse med artikel 25, fastlægger de nationale regulerende myndigheder eller, hvor en medlemsstat har udpeget en anden kompetent myndighed til dette formål, sådanne udpegede kompetente myndigheder senest 5. juli 2020 et fælles overslag over værdien af mistet forbrug på deres område. Dette overslag offentliggøres. Regulerende myndigheder eller andre udpegede kompetente myndigheder kan fastsætte forskellige skøn for hvert budområde, hvis der er flere budområder på deres område. Hvor et budområde består af områder i mere end én medlemsstat, fastsætter de berørte regulerende myndigheder eller andre udpegede kompetente myndigheder et fælles overslag over value of lost load for dette budområde. Ved fastsættelsen af det fælles overslag over value of lost loadanvender de regulerende myndigheder eller andre udpegede kompetente myndigheder den i artikel 23, stk. 6, omhandlede metode.

2. Regulerende myndigheder og udpegede kompetente myndigheder opdaterer deres overslag over value of lost load mindst hvert femte år, eller tidligere hvor de konstaterer en væsentlig ændring.

Artikel 12

Lastfordeling af produktion og fleksibelt elforbrug

1. Lastfordelingen af produktionsanlæg og fleksibelt elforbrug skal foregå uden forskelsbehandling, gennemsigtigt og, medmindre andet er bestemt i henhold til stk. 2-6, på markedsvilkår.

2. Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i TEUF sikrer medlemsstaterne, at systemoperatører ved lastfordeling mellem produktionsanlæg giver forrang til produktionsanlæg, der bruger vedvarende energikilder, i det omfang den sikre drift af det nationale elektricitetssystem tillader det og på grundlag af gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier, hvor sådanne produktionsanlæg enten er: a) produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder med en installeret elkapacitet på mindre end 400 kW eller b) demonstrationsprojekter for innovative teknologier, der skal godkendes af den regulerende myndighed såfremt en sådan forrang er begrænset til den tid og det omfang, der er nødvendigt for at opfylde demonstrationsformålet.

3. En medlemsstat kan beslutte ikke at anvende prioriteret lastfordeling til produktionsanlæg som omhandlet i stk. 2, litra a), med en påbegyndelse af drift mindst seks måneder efter, at afgørelsen er truffet, eller at anvende en lavere minimumskapacitet end den, der er fastsat i stk. 2, litra a), forudsat at: a) den har velfungerende intraday-, og andre engros- og balancemarkeder, og at disse markeder er fuldt ud tilgængelige for alle markedsdeltagere i overensstemmelse med denne forordning b) reglerne vedrørende belastningsomfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger er gennemsigtige for alle markedsdeltagere c) medlemsstatens nationale bidrag til Unionens bindende overordnede mål for andelen af energi fra vedvarende energikilder i henhold til artikel 3, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 ( 3 ) og artikel 4, litra a), nr. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 ( 4 ) er mindst lig med det tilsvarende resultat af formlen i bilag II til forordning (EU) 2018/1999, og medlemsstatens andel af energi fra vedvarende energikilder ligger ikke under dens referencepunkter i henhold til artikel 4, litra a), nr. 2, i forordning (EU) 2018/1999, eller alternativt udgør medlemsstatens andel af energi fra vedvarende energikilder i det endelige bruttoforbrug af elektricitet mindst 50 % d) medlemsstaten har givet Kommissionen meddelelse om den planlagte fritagelse med en detaljeret beskrivelse af, hvordan betingelserne i litra a), b) og c) er opfyldt, og e) medlemsstaten har offentliggjort den planlagte fritagelse, herunder den detaljerede begrundelse for at give denne fritagelse, under behørig hensyntagen til beskyttelsen af forretningsmæssigt følsomme oplysninger, når det er påkrævet.

Hvor der gives en fritagelse, som påvirker produktionsanlæg, der allerede drager fordel af prioriteret lastfordeling, skal der undgås ændringer med tilbagevirkende kraft, uanset en eventuel aftale mellem en medlemsstat og et produktionsanlæg på frivillig basis.

Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i TEUF, kan medlemsstaterne give anlæg, der er berettiget til prioriteret lastfordeling, incitamenter til frivilligt at give afkald på prioriteret lastfordeling.

4. Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i TEUF, kan medlemsstaterne give prioriteret lastfordeling for elektricitet produceret i produktionsanlæg, som anvender højeffektiv kraftvarmeproduktion med en installeret elkapacitet på mindre end 400 kW.

5. For produktionsanlæg, der er sat i drift den 1. januar 2026 eller derefter, finder stk. 2, litra a), alene anvendelse på produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder og har en installeret elkapacitet på mindre end 200 kW.

6. Uden at det berører kontrakter indgået inden den 4. juli 2019, drager produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder eller højeffektiv kraftvarmeproduktion, og som var sat i drift inden den 4. juli 2019, og som, da de blev sat i drift, var omfattet af prioriteret lastfordeling i henhold til artikel 15, stk. 5, i direktiv 2012/27/EU eller artikel 16, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF ( 5 ), fortsat dragefordel af prioriteret lastfordeling. Prioriteret lastfordeling finder ikke længere anvendelse for sådanne produktionsanlæg fra det tidspunkt, hvor produktionsanlægget er genstand for betydelige ændringer, hvilket som minimum anses for at være tilfældet, når en ny tilslutningsaftale er påkrævet, eller hvor produktionskapaciteten af produktionsanlægget forøges.

7. Prioriteret lastfordeling må ikke bringe elektricitetssystemets driftssikkerhed i fare, må ikke anvendes som begrundelse for afkortning af overførselskapaciteter, udover hvad der er fastsat i artikel 16, og skal baseres på gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier.

Artikel 13

Belastningsomfordeling

1. Belastningsomfordeling af produktion og belastningsomfordeling af fleksibelt elforbrug skal baseres på objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier. Den skal være åben for alle produktionsteknologier, al energilagring og al fleksibelt elforbrug, herunder i andre medlemsstater, medmindre det ikke er teknisk muligt.

2. Ressourcer, der belastningsomfordeles, skal udvælges blandt produktionsanlæg, energilagring- eller fleksibelt elforbrug ved brug af markedsbaserede mekanismer, og der skal ydes økonomisk godtgørelse. Bud på balanceringsenergi, der anvendes til belastningsomfordeling, må ikke fastsætte balanceringsenergiprisen.

3. Ikkemarkedsbaseret belastningsomfordeling af produktion, energilagring og fleksibelt elforbrug må kun anvendes, hvis: a) intet markedsbaseret alternativ foreligger b) alle tilgængelige markedsbaserede midler er udnyttet c) antallet af disponible produktionsanlæg, energilagringsanlæg eller anlæg baseret på fleksibelt elforbrug er utilstrækkeligt til at sikre reel konkurrence i det område, hvori der findes anlæg, som egner sig til at yde denne tjeneste, eller d) den aktuelle situation på nettet medfører kapacitetsbegrænsninger på en så regelmæssig og forudsigelig måde, at markedsbaseret belastningsomfordeling vil føre til regelmæssige strategiske bud, som vil øge graden af intern kapacitetsbegrænsning, og den berørte medlemsstat enten har vedtaget en handlingsplan, som skal afhjælpe disse kapacitetsbegrænsninger, eller sikrer, at den mindste tilgængelige kapacitet for budområdeoverskridende handel er i overensstemmelse med artikel 16, stk. 8.

4. Transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører aflægger mindst en gang om året rapport til den kompetente regulerende myndighed om: a) niveauet for udvikling og effektivitet af markedsbaserede mekanismer til belastningsomfordeling til brug ved produktionsanlæg, energilagringsanlæg og anlæg baseret på fleksibelt elforbrug b) årsagerne bag og mængderne i MWh og arterne af produktionskilder, der pålægges belastningsomfordeling c) de foranstaltninger, der er truffet for at mindske behovet for nedadgående belastningsomfordeling for så vidt angår produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder eller højeffektiv kraftvarmeproduktion fremover, herunder investeringer i digitalisering af netinfrastrukturen og i tjenester, der øger fleksibiliteten.

Den regulerende myndighed forelægger rapporten for ACER og offentliggør et sammendrag af de i første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede data sammen med anbefalede forbedringer, om nødvendigt.

5. Med forbehold for de krav, der er knyttet til opretholdelsen af nettets pålidelighed og sikkerhed, baseret på gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier fastlagt af de regulerende myndigheder, skal transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører: a) garantere transmissionsnettenes og distributionsnettenes evne til at overføre elektricitet produceret fra vedvarende energikilder eller højeffektiv kraftvarmeproduktion med den mindst mulige belastningsomfordeling, hvilket ikke må hindre, at der i planlægningen af nettet tages hensyn til begrænset belastningsomfordeling, hvor transmissionssystemoperatøren eller distributionssystemoperatøren er i stand til at påvise på en gennemsigtig måde, at dette er mere økonomisk effektivt og ikke overstiger 5 % af den årlige elproduktion fra anlæg, der anvender vedvarende energikilder, og som er direkte forbundet til deres respektive net, medmindre andet er fastsat i en medlemsstat, hvor elektricitet fra produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, eller højeffektiv kraftvarmeproduktion udgør mere end 50 % af det årlige endelige bruttoforbrug af elektricitet b) træffe passende netrelaterede og markedsrelaterede driftsforanstaltninger med henblik på at minimere nedadgående belastningsomfordeling af elektricitet fra vedvarende energikilder eller fra højeffektiv kraftvarmeproduktion c) sikre, at deres net er tilstrækkelig fleksible, så de er i stand til at forvalte dem.

6. Anvendes ikkemarkedsbaseret nedadgående belastningsomfordeling, gælder følgende principper: a) produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, må kun pålægges nedadgående belastningsomfordeling, hvis der ikke findes noget andet alternativ, eller hvis andre løsninger ville medføre uforholdsmæssigt store omkostninger eller alvorlige risici for netsikkerheden b) elektricitet, der produceres i en højeffektiv kraftvarmeproduktionsproces, må kun pålægges nedadgående belastningsomfordeling, hvis der — når der ses bort fra nedadgående belastningsomfordeling af produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder — ikke findes noget andet alternativ, eller hvis andre løsninger ville medføre uforholdsmæssigt store omkostninger eller alvorlige risici for netsikkerheden c) egenproduceret elektricitet fra produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder eller højeffektive kraftvarmeværker, som ikke overføres til transmissions- eller distributionsnettet, må ikke pålægges nedadgående belastningsomfordeling, medmindre ingen anden løsning ville løse problemer med netsikkerheden d) nedadgående belastningsomfordeling i henhold til litra a), b) og c) skal begrundes på en behørig og gennemsigtig måde. Begrundelsen skal indgå i den rapport, der omhandles i stk. 3.

7. Anvendes ikkemarkedsbaseret belastningsomfordeling, yder den systemoperatør, der anmoder om belastningsomfordelingen, finansiel kompensation til operatøren af det belastningsomfordelte produktionsanlæg, energilagringsanlæg eller anlæg baseret på fleksibelt elforbrug, undtagen i tilfælde af producenter, der har accepteret en tilslutningsaftale, i henhold til hvilken der ikke er nogen garanti for fast levering af energi. Sådan finansiel kompensation skal mindst svare til det højeste af følgende elementer eller en kombination heraf, hvis anvendelsen alene af det højeste element ville føre til en uberettiget lav eller en uberettiget høj kompensation: a) yderligere driftsomkostninger, der forårsages af belastningsomfordelingen, såsom yderligere brændstofomkostninger i tilfælde af opadgående belastningsomfordeling, eller levering af suppleringsvarme i tilfælde af nedadgående belastningsomfordeling af produktionsanlæg, der anvender højeffektiv kraftvarmeproduktion b) nettoindtægter fra salget af elektricitet på day-ahead-markedet, som produktionsanlægget, energilagringsanlægget eller anlægget, der er baseret på fleksibelt elforbrug, ville have produceret uden anmodningen om belastningsomfordeling; ydes finansiel støtte baseret på den producerede eller forbrugte mængde elektricitet til produktionsanlægget, energilagringsanlægget eller anlægget, der er baseret på fleksibelt elforbrug, betragtes finansiel støtte, der ville have været modtaget, havde det ikke været for anmodningen om belastningsomfordeling, som en del af nettofortjenesten.







KAPITEL III

NETADGANG OG HÅNDTERING AF KAPACITETSBEGRÆNSNINGER







AFDELING 1

Kapacitetsfordeling

Artikel 14

Revision af budområder

1. Medlemsstaterne træffer alle passende foranstaltninger for at håndtere kapacitetsbegrænsninger. Afgrænsningen af budområder skal bygge på langsigtede, strukturelle kapacitetsbegrænsninger i transmissionsnettet. Budområder må ikke indeholde sådanne strukturelle kapacitetsbegrænsninger, medmindre de ikke har nogen indvirkning på tilgrænsende budområder, eller deres indvirkning på tilgrænsende budområder som en midlertidig undtagelse afbødes gennem anvendelsen af afhjælpende foranstaltninger og disse strukturelle kapacitetsbegrænsninger ikke fører til reduktioner i budområdeoverskridende handelskapacitet i overensstemmelse med kravene i artikel 16. Budområder i Unionen fastsættes på en sådan måde, at den økonomiske effektivitet og budområdeoverskridende handelsmuligheder maksimeres i overensstemmelse med artikel 16, samtidig med at forsyningssikkerheden opretholdes.

2. Hvert tredje år indberetter ENTSO for elektricitet strukturelle kapacitetsbegrænsninger og andre større fysiske kapacitetsbegrænsninger mellem og inden for budområder, herunder beliggenheden og hyppigheden af sådanne kapacitetsbegrænsninger i overensstemmelse med de retningslinjer for kapacitetsfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der er vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009. Denne rapport skal indeholde en vurdering af, om kapaciteten for budområdeoverskridende handel nåede det lineære forløb i henhold til nærværende forordnings artikel 15 eller minimumskapaciteten i henhold til nærværende forordnings artikel 16.

3. For at sikre en optimal fastsættelse af budområder foretages der en revision af budområder. Denne revision identificerer alle strukturelle kapacitetsbegrænsninger og omfatter en analyse af forskellige fastsættelser af budområder på en koordineret måde med inddragelse af berørte interessenter fra alle relevante medlemsstater i overensstemmelse med retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009. De nuværende budområder vurderes på grundlag af, i hvor høj grad de skaber pålidelige markedsforhold, herunder for fleksibel produktions- og belastningskapacitet, hvilket er afgørende for at undgå flaskehalse på nettet, skabe balance mellem efterspørgslen efter og udbuddet af elektricitet samt sørge for sikring af investeringerne i netværksinfrastruktur på lang sigt.

4. Med henblik på denne artikel og denne forordnings artikel 15 er relevante medlemsstater, transmissionssystemoperatører eller regulerende myndigheder de medlemsstater, transmissionssystemoperatører eller regulerende myndigheder, der deltager i revisionen af fastsættelsen af budområder, samt dem, der er i samme kapacitetsberegningsregion i henhold til retningslinjerne om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.

5. Senest den 5. oktober 2019 forelægger alle relevante transmissionssystemoperatører et forslag til den metode og de antagelser, der skal anvendes i processen til revision af budområder, samt til de alternativt fastsatte budområder, der skal overvejes, til de relevante regulerende myndigheder til godkendelse. De relevante regulerende myndigheder træffer en enstemmig afgørelse om forslaget inden for tre måneder efter forelæggelse af forslaget. Er de regulerende myndigheder ikke i stand til at træffe en énstemmig afgørelse om forslaget inden for denne tidsfrist, træffer ACER inden for yderligere tre måneder afgørelse om metoden og forudsætningerne og de alternativt fastsatte budområder, som skal overvejes. Metoden baseres på strukturelle kapacitetsbegrænsninger, som ikke forventes at blive løst inden for de følgende tre år, under behørig hensyntagen til konkrete fremskridt med infrastrukturudviklingsprojekter, som forventes at blive realiseret inden for de følgende tre år.

6. På grundlag af den metode og de forudsætninger, der er godkendt i henhold til stk. 5, forelægger de transmissionssystemoperatører, der deltager i revisionen af budområder, de relevante medlemsstater eller deres udpegede kompetente myndigheder et fælles forslag om, hvorvidt de fastsatte budområder skal ændres eller opretholdes, senest 12 måneder efter godkendelsen af metoden og antagelserne i henhold til stk. 5. Andre medlemsstater, kontraherende parter i Energifællesskabet eller andre tredjelande, der deler samme synkrone område med enhver relevant medlemsstat, kan fremsætte bemærkninger.

7. Hvis der er konstateret strukturelle kapacitetsbegrænsninger i rapporten i henhold til denne artikels stk. 2 eller i revisionen af budområder i henhold til denne artikel eller af en eller flere transmissionssystemoperatører i deres systemområder i en rapport, der er godkendt af den kompetente regulerende myndighed, træffer medlemsstaten med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger i samarbejde med dens transmissionssystemoperatører inden for seks måneder efter modtagelse af rapporten afgørelse om enten at udarbejde nationale eller multinationale handlingsplaner i henhold til artikel 15 eller at revidere og ændre dens fastsatte budområder. Disse afgørelser begrundes og meddeles omgående Kommissionen og ACER.

8. For de medlemsstater, der har valgt at ændre de fastsatte budområder i henhold til stk. 7, træffer de relevante medlemsstater enstemmig afgørelse senest seks måneder efter meddelelsen omhandlet i stk. 7. Andre medlemsstater kan fremsætte bemærkninger til de relevante medlemsstater, som bør tage hensyn til disse bemærkninger, når de træffer deres afgørelse. Afgørelsen begrundes og meddeles Kommissionen og ACER. I tilfælde af at de relevante medlemsstater ikke kan træffe en enstemmig afgørelse inden for disse seks måneder, underretter de omgående Kommissionen derom. Som en sidste udvej vedtager Kommissionen efter høring af ACER en afgørelse om, hvorvidt fastsættelsen af budområder i og mellem disse medlemsstater skal ændres eller opretholdes, senest seks måneder efter modtagelse af en sådan meddelelse.

9. Medlemsstaterne og Kommissionen hører de relevante interessenter, inden de vedtager en afgørelse i medfør af denne artikel.

10. I enhver afgørelse vedtaget i henhold til denne artikel angives datoen for gennemførelse af eventuelle ændringer. Ved fastsættelsen af gennemførelsesdatoen skal behovet for hurtig gennemførelse afvejes i forhold til praktiske hensyn, herunder forwardhandel med elektricitet. Afgørelsen kan fastsætte passende overgangsordninger.

11. Iværksættes der yderligere revisioner af fastsættelsen af budområder i henhold til retningslinjerne om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009 finder nærværende artikel anvendelse.

Artikel 15

Handlingsplaner

1. Efter vedtagelsen af en afgørelse i henhold til artikel 14, stk. 7, udarbejder den berørte medlemsstat med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger en handlingsplan i samarbejde med dens regulerende myndighed. Denne handlingsplan skal indeholde en konkret tidsplan for vedtagelsen af foranstaltninger til reduktion af de strukturelle kapacitetsbegrænsninger, der er identificeret inden for højst fire år efter vedtagelsen af afgørelsen i medfør af artikel 14, stk. 7.

2. Medlemsstaterne sikrer, uanset de konkrete fremskridt med handlingsplanen og uden at det berører fritagelser givet i henhold til artikel 16, stk. 9, eller afvigelser i henhold til artikel 16, stk. 3, at kapaciteten for budområdeoverskridende handel øges årligt, indtil den minimumskapacitet, der er fastsat i henhold til artikel 16, stk. 8, er nået. Denne minimumskapacitet skal nås senest 31. december 2025.

Disse årlige forøgelser skal opnås ved hjælp af et lineær forløb. Udgangspunktet for dette forløb skal være enten den kapacitet, der er blevet tildelt ved grænsen eller på et kritisk netelement, i året forud for vedtagelsen af handlingsplanen, eller gennemsnittet i de tre år forud for vedtagelsen af handlingsplanen, afhængigt af hvad der er højest. Medlemsstaterne sikrer, at den kapacitet, der stilles til rådighed for budområdeoverskridende handel i overensstemmelse med artikel 16, stk. 8, under gennemførelsen af deres handlingsplaner som minimum svarer til værdierne af det lineære forløb, herunder gennem anvendelse af afhjælpende foranstaltninger i kapacitetsberegningsregionen.

3. Omkostningerne ved de afhjælpende foranstaltninger, der kræves for at opnå det i stk. 2 omhandlede lineære forløb eller stille overførselskapacitet til rådighed ved de grænser eller på de kritiske netelementer, der er berørt af handlingsplanen, afholdes af den medlemsstat eller de medlemsstater, der gennemfører handlingsplanen.

4. Årligt under gennemførelsen af handlingsplanen og senest seks måneder efter dens udløb vurderer de relevante transmissionssystemoperatører, for de forudgående 12 måneder, om den tilgængelige grænseoverskridende kapacitet har opnået det lineære forløb. eller, fra den 1. januar 2026, om minimumskapaciteterne, fastsat i henhold til artikel 16, stk. 8, er opnået. De forelægger ACER og de relevante regulerende myndigheder deres vurderinger. Inden udarbejdelsen af rapporten forelægger hver transmissionssystemoperatør sit bidrag til rapporten, herunder alle relevante data, for sin regulerende myndighed med henblik på godkendelse.

5. For de medlemsstater, for hvilke de i stk. 4 omhandlede vurderinger viser, at en transmissionssystemoperatør ikke har overholdt det lineære forløb, træffer de relevante medlemsstater senest seks måneder fra modtagelsen af den i stk. 4 omhandlede vurderingsrapport enstemmig afgørelse om at opretholde eller ændre fastsættelsen af budområde inden for og mellem disse medlemsstater. Ved deres afgørelse bør de relevante medlemsstater tage hensyn til eventuelle bemærkninger fra andre medlemsstater. De relevante medlemsstaters afgørelse begrundes og meddeles Kommissionen og ACER.

De relevante medlemsstater meddeler omgående Kommissionen, hvis det ikke lykkes dem at træffe en enstemmig afgørelse inden for den fastsatte tidsramme. Senest seks måneder efter modtagelsen af en sådan meddelelse vedtager Kommissionen som en sidste udvej og efter høring af ACER og de relevante interessenter en afgørelse om, hvorvidt det fastsatte budområde i og mellem disse medlemsstater skal ændres eller opretholdes.

6. Seks måneder inden udløbet af handlingsplanen beslutter medlemsstaten med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger, om resterende kapacitetsbegrænsninger skal håndteres ved at ændre dens budområde, eller om resterende interne kapacitetsbegrænsninger skal håndteres ved afhjælpende foranstaltninger, for hvilke den selv skal afholde udgifterne.

7. Hvor der ikke er fastlagt nogen handlingsplan inden for seks måneder efter, at der er konstateret en strukturel kapacitetsbegrænsning i henhold til artikel 14, stk. 7, vurderer de relevante transmissionssystemoperatører inden for 12 måneder, efter at der er konstateret en sådan strukturel kapacitetsbegrænsning, om den tilgængelige grænseoverskridende kapacitet har nået de minimumkapaciteter, der er fastsat i henhold til artikel 16, stk. 8, for de forudgående 12 måneder, og forelægger de relevante regulerende myndigheder og ACER en vurderingsrapport.

Inden udarbejdelsen af rapporten forelægger hver transmissionssystemoperatør sit bidrag til rapporten, herunder alle relevante data, for sin regulerende myndighed med henblik på godkendelse. Hvor vurderingen viser, at en transmissionssystemoperatør ikke har overholdt minimumkapaciteten, finder beslutningsprocessen fastlagt i nærværende artikels stk. 5 anvendelse.

Artikel 16

Almindelige principper for kapacitetsfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger

1. Problemer med kapacitetsbegrænsninger i nettet skal håndteres ved hjælp af ikke-diskriminerende markedsbaserede løsninger, der giver de berørte markedsdeltagere og transmissionssystemoperatører effektive økonomiske signaler. Problemer med kapacitetsbegrænsninger i nettet skal løses ved hjælp af ikke-transaktionsbaserede metoder, dvs. metoder, der ikke indebærer et valg mellem de enkelte markedsdeltageres kontrakter. Når transmissionssystemoperatøren træffer driftsforanstaltninger for at sikre, at transmissionssystemet forbliver i normal tilstand, skal transmissionssystemoperatøren tage højde for disse foranstaltningers påvirkning af tilgrænsende systemområder og samordne sådanne foranstaltninger med andre berørte transmissionssystemoperatører som fastsat ved forordning (EU) 2015/1222.

2. Transaktionsbegrænsende procedurer må kun benyttes i nødstilfælde, dvs. hvor transmissionssystemoperatøren skal handle hurtigt, og hvor belastningsomfordeling eller modkøb ikke er mulige. Sådanne procedurer skal anvendes uden forskelsbehandling. Bortset fra force majeure-tilfælde skal markedsdeltagere, der har fået tildelt kapacitet, have kompensation for enhver sådan begrænsning.

3. De regionale koordinationscentre udfører koordineret kapacitetsberegning i overensstemmelse med denne artikels stk. 4 og 8 i som fastsat i artikel 37, stk. 1, litra a), og i artikel 42, stk. 1.

De regionale koordinationscentre beregner overførselskapacitet under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og ved hjælp af data fra transmissionssystemoperatører, herunder data om den tekniske tilgængelighed af afhjælpende tiltag, undtagen belastningsreduktion. Hvor de regionale koordinationscentre konkluderer, at de afhjælpende foranstaltninger, der er tilgængelige i kapacitetsberegningsregionen eller mellem kapacitetsberegningsregionerne, ikke er tilstrækkelige til at opnå det lineære forløb i henhold til artikel 15, stk. 2, eller minimumskapaciteterne i nærværende artikels stk. 8, samtidig med at de driftsmæssige sikkerhedsgrænser overholdes, kan de som en sidste udvej fastsætte koordinerede tiltag, der reducerer overførselskapaciteten tilsvarende. Transmissionssystemoperatører må kun afvige fra koordinerede tiltag med hensyn til koordineret kapacitetsberegning og koordineret sikkerhedsanalyse i overensstemmelse med artikel 42, stk. 2.

Senest tre måneder efter idriftsættelsen af de regionale koordinationscentre i henhold til artikel 35, stk. 2, i denne forordning og hver tredje måned derefter, aflægger de regionale koordinationscentre rapport til de relevante regulerende myndigheder og ACER om kapacitetsreduktioner eller afvigelser fra koordinerede tiltag i henhold til andet afsnit og vurderer situationerne og fremsætter om nødvendigt anbefalinger om, hvordan sådanne afvigelser kan undgås i fremtiden. Hvis ACER konkluderer, at forudsætningerne for en afvigelse i henhold til dette stykke ikke er opfyldt eller er af strukturel art, indgiver ACER en udtalelse til de relevante regulerende myndigheder og Kommissionen. De kompetente regulerende myndigheder træffer passende tiltag over for transmissionssystemoperatørerne eller de regionale koordinationscentre i henhold til artikel 59 eller 62 i direktiv (EU) 2019/944, hvis forudsætningerne for en afvigelse i henhold til dette stykke ikke var opfyldt.

Afvigelser af strukturel karakter behandles i en handlingsplan som omhandlet i artikel 14, stk. 7, eller i en ajourført udgave af en eksisterende handlingsplan.

4. Det størst mulige kapacitetsniveau på samkøringslinjerne og de transmissionsnet, der er berørt af grænseoverskridende kapacitet, skal stilles til rådighed for markedsdeltagerne under overholdelse af standarderne for sikker netdrift. Modkøb og belastningsomfordeling, herunder grænseoverskridende belastningsomfordeling, skal anvendes for at optimere den tilgængelige kapacitet for at nå den minimumskapacitet, der er fastsat i stk. 8. Der skal anvendes en koordineret og ikkediskriminerende procedure for grænseoverskridende afhjælpende foranstaltninger for at muliggøre sådan optimering efter gennemførelse af en metode til deling af omkostningerne ved belastningsomfordeling og modkøb.

5. Kapacitet skal tildeles efter eksplicitte kapacitetsauktioner eller implicitte auktioner, der omfatter såvel kapacitet som energi. De to metoder kan sameksistere på samme samkøringslinje. For intra-day-handel anvendes kontinuerlig handel, der kan suppleres med auktioner.

6. I tilfælde af kapacitetsbegrænsninger honoreres de gyldige højeste bud på netkapacitet, uanset om de er implicitte eller eksplicitte, der tilbyder den højeste værdi for den utilstrækkelige transmissionskapacitet, inden for en given tidsramme. Medmindre der er tale om nye samkøringslinjer, som er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 7 i forordning (EF) nr. 1228/2003, artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009 eller nærværende forordnings artikel 63, er det forbudt at fastsætte mindstepriser som led i kapacitetsfordelingsmetoder.

7. Kapacitet skal frit kunne omsættes på et sekundært grundlag, forudsat at transmissionssystemoperatøren underrettes tilstrækkelig god tid i forvejen. Afviser en transmissionssystemoperatør en sekundær handel (transaktion), skal dette på en tydelig og gennemsigtig måde meddeles og forklares over for alle markedsdeltagere af den pågældende transmissionssystemoperatør, og den regulerende myndighed oplyses derom.

8. Transmissionssystemoperatører må ikke begrænse den mængde af kapacitet på samkøringslinjerne, der skal stilles til rådighed for markedsdeltagere som et middel til at løse kapacitetsbegrænsninger inden for deres eget budområde eller som et middel til at styre strømme, der er resultat af transaktioner inden for samme budområde. Uden at det berører anvendelsen af fritagelserne i henhold til denne artikels stk. 3 og 9 og anvendelsen af artikel 15, stk. 2, anses nærværende stykke for at være overholdt, hvis følgende minimumsniveauer for tilgængelig kapacitet for budområdeoverskridende handel er nået: a) for grænser, der anvender en koordineret nettotransmissionskapacitetsmetode, udgør minimumskapaciteten 70 % af transmissionskapaciteten under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser efter fradrag af eventuelle uforudsete hændelser som fastsat i overensstemmelse med retningslinjerne om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009 b) for grænser, der anvender en flowbaseret tilgang, udgør minimumskapaciteten en margen fastsat i kapacitetsberegningsprocessen som værende til rådighed for strømme, der er skabt ved budområdeoverskridende udveksling. Margenen udgør 70 % af kapaciteten under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for interne og budområdeoverskridende kritiske netelementer, under hensyntagen til eventuelle uforudsete hændelser som fastsat i overensstemmelse med retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.

Den samlede andel på 30 % kan anvendes til sikkerhedsmargen, loop flows og interne strømme for hvert kritisk netelement.

9. Efter anmodning fra transmissionssystemoperatørerne i en kapacitetsberegningsregion kan de relevante regulerende myndigheder give en fritagelse fra stk. 8 af forudsigelige årsager, hvor det er nødvendigt for at opretholde driftssikkerheden. Sådanne fritagelser, der ikke må vedrøre afkortning af kapacitet allerede tildelt i henhold til stk. 2, skal gives for højst et år ad gangen eller, forudsat at omfanget af fritagelsen falder betydeligt efter det første år, op til højst to år. Omfanget af sådanne fritagelser skal være strengt begrænset til det nødvendige for at opretholde operationel sikkerhed, og de skal undgå forskelsbehandling mellem intern og budområdeoverskridende udveksling.

Den regulerende myndighed hører, inden der gives en fritagelse, andre medlemsstaters regulerende myndigheder, for så vidt de indgår i den berørte kapacitetsberegningsregion. Er en regulerende myndighed uenig i den foreslåede fritagelse, træffer ACER afgørelse om, hvorvidt den skal gives i henhold til artikel 6, stk. 10, litra a), i forordning (EU) 2019/942. Der skal offentliggøres en redegørelse for fritagelsens berettigelse og begrundelse.

Gives en fritagelse, udarbejder og offentliggør den pågældende transmissionssystemoperatør en metode og projekter, som tilvejebringer en langsigtet løsning på det problem, der søges taget højde for med fritagelsen. Fritagelsen udløber, når fristen for fritagelsen er nået, eller når løsningen er indført, afhængig hvad der sker først.

10. Markedsdeltagerne meddeler i rimelig tid forud for den relevante driftsperiode de berørte transmissionssystemoperatører, om de har til hensigt at anvende den tildelte kapacitet. Tildelt kapacitet, der ikke vil blive udnyttet, skal atter stilles til rådighed til markedet på en åben, gennemsigtig og ikkediskriminerende måde.

11. Så vidt det er teknisk muligt, skal transmissionssystemoperatørerne dirigere modsatrettede elektricitetsstrømmes kapacitetsbehov gennem den samkøringslinje, hvor der er kapacitetsproblemer, for at udnytte denne linjes kapacitet mest muligt. Idet der tages fuldt hensyn til netsikkerheden, må transaktioner, der afhjælper kapacitetsbegrænsningerne, ikke afvises.

12. De finansielle konsekvenser af, at forpligtelser i forbindelse med fordeling af kapacitet ikke opfyldes, pålægges de transmissionssystemoperatører eller NEMO'erne, der er ansvarlige for en sådan manglende opfyldelse. Hvor markedsdeltagerne ikke udnytter den kapacitet, som de har forpligtet sig til at anvende, eller i forbindelse med eksplicit bortauktioneret kapacitet undlader at handle kapacitet på et sekundært grundlag eller tilbageføre kapaciteten i tide, fortaber disse markedsdeltagere retten til en sådan kapacitet og betaler en tarif, der afspejler omkostningerne. Ethvert gebyr, der afspejler omkostningerne, i forbindelse med manglende udnyttelse af kapacitet, skal være velbegrundet og stå i et rimeligt forhold til de faktiske udgifter. Hvis en transmissionssystemoperatør ikke opfylder sin forpligtelse til at levere fast transmissionskapacitet, er den forpligtet til at yde markedsdeltageren erstatning for tabet af kapacitetsrettigheder. Der tages i den sammenhæng ikke hensyn til indirekte tab. De centrale begreber og metoder til fastlæggelse af ansvar i forbindelse med, at forpligtelser ikke opfyldes, fastsættes i forvejen med hensyn til de finansielle konsekvenser og kan revideres af den relevante regulerende myndighed.

13. Ved fordelingen af omkostningerne ved afhjælpende foranstaltninger mellem transmissionssystemoperatører analyserer de regulerende myndigheder, i hvilket omfang strømme, der er et resultat af transaktioner inden for samme budområde, bidrager til den konstaterede kapacitetsbegrænsning mellem to budområder, og fordeler omkostningerne baseret på bidraget til kapacitetsbegrænsningen, til transmissionssystemoperatørerne i de budområder, der skaber sådanne strømme, med undtagelse af omkostninger, som er forårsaget af strømme, der er et resultat af transaktioner inden for samme budområde, og som ligger under det niveau, der kunne forventes uden strukturelle kapacitetsbegrænsninger i et budområde.

Dette niveau fastsættes og analyseres i fællesskab af alle transmissionssystemoperatører i en kapacitetsberegningsregion for hver individuel budområdegrænse og er betinget af godkendelse af alle de regulerende myndigheder i kapacitetsberegningsregionen.

Artikel 17

Fordeling af overførselskapaciteten på tværs af tidsrammer

1. Transmissionssystemoperatørerne genberegner den tilgængelige overførselskapacitet mindst efter day-ahead lukketider og efter det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketider. Transmissionssystemoperatører fordeler den tilgængelige overførselskapacitet plus en eventuel overskydende overførselskapacitet, der ikke tidligere er fordelt, og en eventuel overførselskapacitet, der er frigivet af fysiske transmissionsrettighedsindehavere fra tidligere fordelinger, i den følgende proces for fordeling af overførselskapacitet.

2. Transmissionssystemoperatørerne foreslår en passende struktur for fordeling af overførselskapacitet på tværs af tidsrammer, herunder day-ahead, intraday og balance. Denne fordelingsstruktur kan revideres af de respektive regulerende myndigheder. Transmissionssystemoperatørerne tager ved udarbejdelsen af deres forslag hensyn til følgende: a) markedernes karakteristika b) elektricitetssystemets driftsmæssige betingelser, såsom virkningerne af at dirigere fast anmeldte planer c) harmoniseringsomfanget for procentsatserne fordelt til forskellige tidsrammer og de tidsrammer, der er fastsat for de forskellige mekanismer for fordeling af overførselskapacitet, der allerede foreligger.

3. Hvor der findes tilgængelig overførselskapacitet efter det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketid, skal transmissionssystemoperatørerne anvende overførselskapaciteten til at udveksle balanceringsenergi eller til driften af processen til udligning af modsatrettede ubalancer.

4. Hvor overførselskapacitet fordeles med henblik på udveksling af balanceringskapacitet eller deling af reserver i henhold til denne forordnings artikel 6, stk. 8, anvender transmissionssystemoperatørerne de metoder, der er opstillet i retningslinjerne for balancering af elektricitet, der er vedtaget på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009.

5. Transmissionssystemoperatører må ikke øge den sikkerhedsmargen, der beregnes i henhold til forordning (EU) nr. 2015/1222, som følge af udvekslingen af balanceringskapacitet eller deling af reserver.







AFDELING 2

Netafgifter og flaskehalsindtægter

Artikel 18

Afgifter for netadgang samt brug og styrkelse af net

1. Afgifter, der opkræves af netoperatører for adgang til net, herunder afgifter for tilslutning til net, afgifter for brugen af net og i givet fald afgifter i tilknytning til styrkelse af net, skal afspejle omkostningerne, være gennemsigtige, tage hensyn til behovet for netsikkerhed og fleksibilitet og afspejle de faktiske omkostninger, for så vidt disse svarer til en effektiv og strukturelt sammenlignelig netoperatørs omkostninger og anvendes uden forskelsbehandling. Disse afgifter omfatter ikke ikkerelaterede omkostninger, der støtter ikkerelaterede politiske målsætninger.

Uden at det berører artikel 15, stk. 1 og 6, i direktiv 2012/27/EU og kriterierne i bilag XI til nævnte direktiv, skal den metode, der anvendes til at bestemme netafgifterne, på neutral vis understøtte systemets samlede effektivitet på længere sigt i kraft af prissignaler til kunder og producenter og navnlig anvendes på en måde, der ikke indebærer positiv eller negativ forskelsbehandling mellem produktion forbundet på distributionsniveauet og produktion forbundet på transmissionsniveauet. Netafgifterne må hverken indebære positiv eller negativ forskelsbehandling af energilagring eller aggregering og må ikke virke hæmmende for egenproduktion, egetforbrug eller deltagelse i fleksibelt elforbrug. Uden at det berører denne artikels stk. 3, må disse afgifter ikke være afstandsrelaterede.

2. Tarifmetoder skal afspejle transmissionssystemoperatørers og distributionssystemoperatører faste omkostninger og tilvejebringe passende incitamenter til transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører på både kort og lang sigt for at øge effekten, herunder energieffektiviteten, fremme markedsintegrationen og forsyningssikkerheden, understøtte effektive investeringer, understøtte de dermed forbundne forskningsaktiviteter og lette innovationen i forbrugeres interesse inden for områder såsom digitalisering, fleksibilitetsydelser, og samkøringslinjer.

3. Størrelsen af producenttariffer eller slutkundetariffer eller begge skal, hvor det er hensigtsmæssigt, udsende lokaliseringsbestemte signaler på EU-plan og tage hensyn til omfanget af nettab og kapacitetsbegrænsninger og investeringsomkostninger for infrastrukturen.

4. Ved fastsættelse af afgifterne for netadgang skal følgende tages i betragtning: a) betalinger og indtægter, der skyldes ordningen for kompensation mellem transmissionssystemoperatører b) de faktisk foretagne og modtagne betalinger samt betalinger forventet for fremtidige perioder, skønnet på baggrund af tidligere perioder.

5. Fastsættelse af afgifterne for netadgang i henhold til denne artikel berører ikke afgifter i forbindelse med håndtering af kapacitetsbegrænsninger som omhandlet i artikel 16.

6. Der lægges ikke nogen særlig netafgift på individuelle transaktioner med henblik på budområdeoverskridende handel af elektricitet.

7. Distributionstariffer skal afspejle omkostninger under hensyntagen til systembrugeres, herunder aktive kunders, brug af distributionsnettet. Distributionstariffer kan indeholde elementer med relation til nettilslutningsmuligheder og kan differentieres på grundlag af systembrugeres forbrugs- eller produktionsprofiler. Hvor medlemsstaterne har iværksat indførelsen af intelligente målersystemer, skal de regulerende myndigheder overveje tidsdifferentierede nettariffer, når de fastsætter eller godkender transmissions- og distributionstariffer eller metoder for disse, i overensstemmelse med artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944, og tidsdifferentierede nettariffer kan, hvor det er hensigtsmæssigt, indføres til at afspejle anvendelsen af nettet på en for slutkunden gennemsigtig, omkostningseffektiv og forudsigelig måde.

8. Distributionstarifmetoder skal give distributionssystemoperatører incitamenter med henblik på den mest omkostningseffektive drift og udvikling af deres net, herunder gennem indkøb af ydelser. De regulerende myndigheder anerkender til dette formål relevante omkostninger som berettigede, medtager disse omkostninger i distributionstariffer og kan indføre præstationsmål for at give distributionssystemoperatører incitamenter til at forøge deres nets effektivitet, herunder gennem energieffektivitet, fleksibilitet og udvikling af intelligente net og intelligente målersystemer.

9. For at afbøde risikoen for opsplitning af markedet forelægger ACER senest den 5. oktober 2019 en rapport om bedste praksis for metoderne for transmissions- og distributionstariffer, idet der tages hensyn til særlige nationale forhold. Den pågældende rapport om bedste praksis behandler mindst: a) den tarifkvotient, der gælder for producenter, og tariffer for slutkunder b) de omkostninger der skal dækkes af tariffer c) tidsdifferentierede nettariffer d) lokaliseringsbestemte signaler e) forholdet mellem transmission- og distributionstariffer f) metoder til sikring af gennemsigtighed i forbindelse med tariffastsættelse og -struktur g) grupper af netbrugere, der er omfattet af tariffer, herunder, hvor det er relevant, disse gruppers kendetegn, forbrugsmønstre og enhver tariffritagelse h) tab i høj-, mellem- og lavspændingsnet.

ACER ajourfører sin rapport om bedste praksis mindst hvert andet år.

10. De regulerende myndigheder tager behørigt hensyn til rapporten om bedste praksis, når de fastsætter eller godkender transmissions- og distributionstariffer eller metoderne herfor i overensstemmelse med artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944.

Artikel 19

Flaskehalsindtægter

1. Procedurerne for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der gælder for en på forhånd fastsat tidsramme, må kun frembringe indtægter i tilfælde af kapacitetsbegrænsninger, som opstår for den pågældende tidsramme, medmindre der er tale om nye samkøringslinjer, der er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 63 i denne forordning, artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009 eller artikel 7 i forordning (EF) nr. 1228/2003. Proceduren for fordelingen af disse indtægter kan revideres af de regulerende myndigheder og må hverken forvride fordelingsprocessen til gavn for en part, der anmoder om kapacitet eller energi, eller mindske incitamentet til at reducere kapacitetsbegrænsninger.

2. De følgende formål skal have prioritet for så vidt angår tildeling af indtægter, der stammer fra tildeling af overførselskapacitet: a) sikring af, at den tildelte kapacitet står til rådighed, herunder kompensation for bindende kapacitet, eller b) bevarelse eller forøgelse af overførselskapacitet gennem optimering af brugen af eksisterende samkøringslinjer ved hjælp af koordinerede, afhjælpende foranstaltninger, hvor det er relevant, eller dækning af omkostninger som følge af netinvesteringer, der er relevante for at mindske kapacitetsbegrænsning på samkøringslinjer.

3. Når de prioriterede formål i stk. 2 er blevet opfyldt på passende vis, kan indtægterne anvendes som indtægt, der skal tages i betragtning af de regulerende myndigheder, når metoden til beregning af nettariffer eller til fastsættelse af nettariffer, eller begge, godkendes. Resten af indtægterne indsættes på en separat intern konto, indtil det tidpunkt hvor de kan benyttes til formålene i stk. 2.

4. Anvendelsen af indtægterne i overensstemmelse med stk. 2, litra a) eller b), sker efter en metode, som foreslås af transmissionssystemoperatørerne efter høring af regulerende myndigheder og relevante interessenter og efter ACER's godkendelse. Transmissionssystemoperatørerne forelægger ACER den foreslåede metode senest den 5. juli 2020. ACER træffer afgørelse om den foreslåede metode inden for en frist på seks måneder efter modtagelsen heraf.

ACER kan anmode transmissionssystemoperatører om at ændre eller ajourføre den i første afsnit omhandlede metode. ACER træffer afgørelse om den ændrede eller ajourførte metode senest seks måneder efter forelæggelsen heraf.

I metoden angives som minimum, på hvilke betingelser indtægterne kan anvendes til de i stk. 2 omhandlede formål, på hvilke betingelser disse indtægter kan indsættes på en separat intern konto med henblik på fremtidig anvendelse til disse formål, og hvor længe disse indtægter kan forblive indsat på en sådan konto.

5. Transmissionssystemoperatørerne gør på forhånd tydeligt rede for, hvordan eventuelle flaskehalsindtægter vil blive anvendt, og rapporterer til de regulerende myndigheder om den faktiske anvendelse af disse indtægter. Senest den 1. marts hvert år underretter de regulerende myndigheder ACER og offentliggør en rapport, indeholdende følgende oplysninger: a) de indtægter, der er indgået for 12-månedersperioden indtil den 31. december det foregående år b) hvordan disse indtægter blev anvendt i henhold til stk. 2, herunder de specifikke projekter, som indtægterne blev anvendt til, og det beløb, der er indsat på en separat intern konto c) det beløb, der blev brugt ved beregningen af nettariffer, og d) påvisning af at det i litra c) omhandlede beløb efterlever denne forordning og den metode, som er udviklet i medfør af stk. 3 og 4.

Hvor nogle af flaskehalsindtægterne bruges ved beregningen af nettariffer, oplyses det i rapporten, hvordan transmissionssystemoperatørerne nåede de prioriterede mål i artikel 2, når dette er relevant.







KAPITEL IV

RESSOURCETILSTRÆKKELIGHED

Artikel 20

Ressourcetilstrækkelighed på det indre marked for elektricitet

1. Medlemsstaterne overvåger ressourcetilstrækkeligheden inden for deres område på grundlag af den i artikel 23 omhandlede europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering. Med henblik på at supplere den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering kan medlemsstaterne desuden foretage nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger i henhold til artikel 24.

2. Påpeger den i artikel 23 omhandlede europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering eller den i artikel 24 omhandlede nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering et problem vedrørende ressourcetilstrækkeligheden, skal medlemsstaterne påpege eventuelle reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl, der forårsagede eller bidrog til at skabe problemet.

3. En medlemsstat med påpegede problemer vedrørende ressourcetilstrækkelighed udvikler og offentliggør en gennemførelsesplan med en tidsplan for vedtagelsen af foranstaltninger med henblik på at fjerne eventuelle påpegede reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl som et led i statsstøtteprocessen. Når medlemsstaterne imødegår problemer vedrørende ressourcetilstrækkelighed, tager de navnlig hensyn til de i artikel 3 fastsatte principper og overvejer at: a) fjerne reguleringsmæssige forvridninger b) fjerne prislofter i overensstemmelse med artikel 10 c) indføre en funktion for prisfastsættelse for balanceringsenergi ved underforsyning som omhandlet i artikel 44, stk. 3, i forordning (EU) 2017/2195 d) øge kapaciteten på samkøringslinjer og nettets interne kapacitet med henblik på i det mindste at nå deres sammenkoblingsmål som omhandlet i artikel 4, litra d), nr. 1), i forordning (EU) 2018/1999 e) åbne mulighed for egenproduktion, energilagring, foranstaltninger på efterspørgselssiden, og energieffektivitet ved at vedtage foranstaltninger til fjernelse af enhver påpeget reguleringsmæssige forvridning f) sikre omkostningseffektiv og markedsbaseret anskaffelse af balanceringsydelser og systemydelser g) fjerne regulerede priser, hvis dette kræves i henhold til artikel 5 i direktiv (EU) 2019/944.

4. De berørte medlemsstater forelægger Kommissionen deres gennemførelsesplaner for Kommissionen til gennemgang.

5. Senest fire måneder efter modtagelsen af gennemførelsesplanen udsteder Kommissionen en udtalelse om, hvorvidt foranstaltningerne er tilstrækkelige til at fjerne reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl, der blev påvist i henhold til stk. 2, og kan opfordre medlemsstaterne til at ændre gennemførelsesplanen i overensstemmelse hermed.

6. De berørte medlemsstater overvåger anvendelsen af deres gennemførelsesplaner og offentliggør resultaterne af overvågningen i en årlig rapport og forelægger denne rapport for Kommissionen.

7. Kommissionen udsteder en udtalelse om, hvorvidt gennemførelsesplanerne er blevet gennemført i tilstrækkelig grad, og om ressourcetilstrækkelighedsproblemet er blevet løst.

8. Medlemsstaterne fortsætter med at overholde gennemførelsesplanen, efter at det påpegede ressourcetilstrækkelighedsproblem er blevet løst.

Artikel 21

Generelle principper for kapacitetsmekanismer

1. For at fjerne resterende ressourcetilstrækkelighedsproblemer kan medlemsstaterne som en sidste udvej samtidig med, at de gennemfører de i denne forordnings artikel 20, stk. 3, omhandlede foranstaltninger i overensstemmelse med artikel 107, 108 og 109 i TEUF, indføre kapacitetsmekanismer.

2. Inden der indføres kapacitetsmekanismer, foretager de berørte medlemsstater en omfattende undersøgelse af sådanne mekanismers mulige virkninger for nabomedlemsstaterne ved som minimum at konsultere de nabomedlemsstater, med hvilke de har en direkte netforbindelse, og interessenterne i disse medlemsstater.

3. Medlemsstaterne vurderer, om en kapacitetsmekanisme i form af en strategisk reserve er i stand til at løse ressourcetilstrækkelighedsproblemerne. Hvis dette ikke er tilfældet, kan medlemsstaterne indføre en anden type kapacitetsmekanisme.

4. Medlemsstaterne må ikke indføre kapacitetsmekanismer, hvor både den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering og de nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger eller, hvis der ikke foreligger en national ressourcetilstrækkelighedsvurdering, den europæiske tilstrækkelighedsvurdering ikke har identificeret et ressourcetilstrækkelighedsproblem.

5. Medlemsstaterne må ikke indføre kapacitetsmekanismer, før Kommissionen som omhandlet i artikel 20, stk. 5, har afgivet en udtalelse om den i artikel 20, stk. 3, omhandlede gennemførelsesplan.

6. Hvor en medlemsstat anvender en kapacitetsmekanisme, vurderer den denne mekanisme og sikrer, at der ikke indgås nye kontrakter inden for rammerne af denne mekanisme, hvor både den europæiske og den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering eller, hvis der ikke foreligger en national ressourcetilstrækkelighedsvurdering, den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering ikke har identificeret et ressourcetilstrækkelighedsproblem, eller hvor Kommissionen ikke har afgivet den i artikel 20, stk. 5, omhandlede udtalelse til gennemførelsesplanen som omhandlet i artikel 20, stk. 5.

7. Ved udformningen af kapacitetsmekanismer indføjer medlemsstaterne en bestemmelse, der muliggør en effektiv administrativ udfasning af kapacitetsmekanismen, hvor ingen nye kontrakter er indgået i henhold til stk. 6 i løbet af tre sammenhængende år.

8. Kapacitetsmekanismer skal være midlertidige. De godkendes af Kommissionen for en periode på højst ti år. De udfases, eller den kapacitetsmængde, som der er givet tilsagn om, reduceres på grundlag af den i artikel 20 omhandlede gennemførelsesplan. Medlemsstaterne fortsætter med at anvende gennemførelsesplanen efter indførelsen af kapacitetsmekanismen.

Artikel 22

Principper for udformning af kapacitetsmekanismer

1. Enhver kapacitetsmekanisme a) skal være midlertidig b) må ikke skabe unødige markedsforvridninger eller begrænse budområdeoverskridende handel c) må ikke gå videre end, hvad der er nødvendigt for at afhjælpe de i artikel 20 omhandlede tilstrækkelighedsproblemer d) skal udvælge kapacitetsudbydere ved hjælp af en gennemsigtig, ikkediskriminerende og konkurrencebaseret proces e) skal give kapacitetsudbydere incitamenter til at være tilgængelige i tider med forventet systemstress f) skal sikre, at vederlaget bestemmes gennem den konkurrencebaserede proces g) skal fastsætte de tekniske betingelser for kapacitetsudbyderes deltagelse forud for udvælgelsesprocessen h) skal være åben for deltagelse af alle ressourcer, der er i stand til at levere den krævede tekniske ydelse, herunder energilagring og efterspørgselsstyring i) skal anvende passende sanktioner over for kapacitetsudbydere, der ikke er tilgængelige i perioder med systemstress.

2. Udformningen af strategiske reserver skal leve op til følgende krav: a) hvor en kapacitetsmekanisme er udformet som en strategisk reserve, må ressourcerne deri kun indgå i lastfordelingen, hvis transmissionssystemoperatørerne kan forventes at udtømme deres balanceringsressourcer i bestræbelserne på at skabe ligevægt mellem efterspørgsel og udbud b) under afregningsperioder for ubalancer, hvor ressourcerne i den strategiske reserve indgår i lastfordelingen, skal ubalancer i markedet afregnes mindst til value of lost load eller til en værdi, der er højere end den i artikel 10, stk. 1, omhandlede intraday-prisgrænse, alt efter hvad der er højst c) den strategiske reserves output efter lastfordeling skal tildeles balanceansvarlige aktører ved hjælp af mekanismen for afregning af ubalancer d) de ressourcer, der indgår i den strategiske reserve, må ikke modtage vederlag fra engroselektricitetsmarkeder eller fra balancemarkederne e) ressourcerne i den strategiske reserve skal holdes uden for markedet som minimum under hele kontraktperioden.

Det i første afsnit, litra a), omhandlede krav berører ikke mobilisering af ressourcer forud for den faktiske lastfordeling for at overholde ressourcernes begrænsninger vedrørende ramping og krav i forbindelse med drift. Den strategiske reserves output under aktivering tildeles ikke balanceringsgrupper via engrosmarkeder og ændrer ikke deres ubalancer.

3. Ud over kravene i stk. 1 skal kapacitetsmekanismer, der ikke er strategiske reserver: a) udformes således, at den pris, der betales for tilgængelighed, typisk bliver nul, når niveauet for kapacitetslevering forventes at være tilstrækkeligt til at opfylde niveauet for den krævede kapacitet b) kun vederlægge de deltagende ressourcer for deres tilgængelighed og sikre, at vederlaget ikke påvirker kapacitetsudbyderens beslutninger om, hvorvidt der produceres eller ej c) sikre, at kapacitetsforpligtelser kan overføres mellem berettigede kapacitetsudbydere.

4. Kapacitetsmekanismer indarbejder følgende krav vedrørende CO2-emissionsgrænser: a) fra senest den 4. juli 2019 må produktionskapacitet, der påbegyndte kommerciel produktion på eller efter denne dato og som udleder over 550 g CO2 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet, ikke indgå i eller modtage betalinger eller tilsagn om fremtidige betalinger i henhold til en kapacitetsmekanisme b) fra senest den 1. juli 2025 må produktionskapacitet, der påbegyndte kommerciel produktion før den 4. juli 2019 og som udleder over 550 g CO2 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet og over 350 kg CO2 af fossil oprindelse i gennemsnit pr. år pr. installeret kWe, ikke indgå i eller modtage betalinger eller tilsagn om fremtidige betalinger i henhold til en kapacitetsmekanisme.

Emissionsgrænsen på 550 g CO2 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet og grænsen på 350 kg CO2 af fossil oprindelse i gennemsnit pr. år pr. installeret kWe, omhandlet i første afsnit, litra a) og b), beregnes på grundlag af produktionsenhedens udformningseffektivitet, dvs. nettets effektivitet ved nominel kapacitet i henhold til de relevante standarder fra Den Internationale Standardiseringsorganisation.

Senest den 5. januar 2020 offentliggør ACER en udtalelse med tekniske retningslinjer for beregningen af de i første afsnit omhandlede værdier.

5. Medlemsstater, der anvender kapacitetsmekanismer den 4. juli 2019, tilpasser deres mekanismer til at opfylde kapitel 4, uden at det berører forpligtelser eller kontrakter indgået før den 31. december 2019.

Artikel 23

Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering

1. Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering påpeger ressourcetilstrækkelighedsproblemer ved at vurdere elektricitetssystemets samlede evne til at efterkomme den nuværende og forventede efterspørgsel efter elektricitet på EU-niveau, på medlemsstatsniveau og på budområdeniveau (for hvert enkelt budområde), hvor det er relevant. Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering dækker hvert af de ti følgende år fra datoen for den pågældende vurdering.

2. Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering foretages af ENTSO for elektricitet.

3. Senest den 5. januar 2020 forelægger ENTSO for elektricitet elektricitetskoordinationsgruppen, etableret i henhold til artikel 1 i Kommissionens beslutning af 15. november 2012 ( 6 ), og ACER et udkast til metode for den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering baseret på de principper, der er fastsat ved nærværende artikels stk. 5.

4. Transmissionssystemoperatørerne forelægger ENTSO for elektricitet de data, der er nødvendige for at udføre den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering.

ENTSO for elektricitet udfører den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering årligt. Producenter og andre markedsdeltagere forelægger transmissionssystemoperatørerne data vedrørende den forventede brug af produktionskilderne, idet der tages højde for tilgængeligheden af primære ressourcer og hensigtsmæssige scenarier for forventningerne til efterspørgsel og udbud.

5. Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering baseres på en gennemsigtig metode, som sikrer, at vurderingen: a) udføres på budområdeniveau for hvert enkelt budområde, og som minimum omfatter alle medlemsstater b) bygger på hensigtsmæssige centrale referencescenarier for forventningerne til efterspørgsel og udbud, herunder en økonomisk vurdering af sandsynligheden for lukning af produktionsanlæg, midlertidig nedlukning, opførelse af nye produktionsanlæg og foranstaltninger til at nå energieffektivitets- og elsammenkoblingsmålene og hensigtsmæssige følsomhedsanalyser af ekstreme vejrforhold, hydrologiske forhold, engrospriserne og udviklingen med hensyn til kulstofprisen c) indeholder særskilte scenarier, der afspejler de afvigende sandsynligheder for, at de ressourcetilstrækkelighedsproblemer, som de forskellige typer kapacitetsmekanismer er rettet mod, finder sted d) på en hensigtsmæssig måde tager bidraget fra alle ressourcer i betragtning, herunder eksisterende og fremtidige muligheder for produktionsanlæg, energilagring, sektorintegration, fleksibelt elforbrug samt import og eksport og deres bidrag til en fleksibel drift af systemet e) foregriber den sandsynlige virkning af de foranstaltninger, der er nævnt i artikel 20, stk. 3 f) inddrager varianter uden eksisterende eller planlagte kapacitetsmekanismer og, når det er relevant, varianter af sådanne mekanismer g) er baseret på en markedsmodel, der benytter den flowbaserede tilgang, når dette er relevant h) anvender sandsynlighedsbaserede beregninger i) anvender et enkelt modelleringsredskab j) som minimum omfatter følgende indikatorer, omhandlet i artikel 25: — »forventet ikke-leveret energi« og — »forventet effektmangel« k) kortlægger kilderne til eventuelle problemer med ressourcetilstrækkeligheden, navnlig om det er en netbegrænsning, en ressourcebegrænsning eller begge dele l) tager reel udvikling af elnettene i betragtning m) sikrer, at de nationale karakteristika ved produktion, efterspørgselsfleksibilitet og energilagring, tilgængeligheden af primære ressourcer og samkøringsniveauet tages behørigt i betragtning.

6. Senest den 5. januar 2020 forelægger ENTSO for elektricitet ACER et udkast til metode til beregning af: a) value of lost load b) »indgangsomkostningen« for produktion eller fleksibelt elforbrug og c) den i artikel 25 omhandlede pålidelighedsstandard.

Metoden baseres på gennemsigtige, objektive og kontrollerbare kriterier.

7. Forslagene i henhold til stk. 3 og 6 til udkast til metode, de scenarier, følsomhedsanalyser og antagelser, hvorpå de er baseret, og resultaterne af den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering i henhold til stk. 4 er genstand for forudgående offentlig høring af medlemsstaterne, elektricitetskoordinationsgruppen og relevante interessenter og godkendelse af ACER i henhold til proceduren i artikel 27.

Artikel 24

Nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger

1. Nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger skal have et regionalt anvendelsesområde og være baseret på den metode, der er omhandlet i artikel 23, stk. 3, navnlig bestemmelserne i artikel 23, stk. 5, litra b)-m).

Den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering skal indeholde de centrale referencescenarier som omhandlet i artikel 23, stk. 5, litra b).

Den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering kan tage yderligere følsomhedsanalyser end de, der er omhandlet i artikel 23, stk. 5, litra b), i betragtning. I sådanne tilfælde kan nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger:

a) gøre antagelser under hensyntagen til de særlige forhold, der gør sig gældende for national elektricitetsefterspørgsel og -udbud

b) anvende værktøjer og konsistente nye data, der supplerer de, der anvendes af ENTSO for elektricitet til den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering.

Desuden anvender de nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger ved vurdering af bidraget fra kapacitetsudbydere beliggende i en anden medlemsstat til forsyningssikkerheden for de budområder, de omfatter, metoden fastsat i artikel 26, stk. 11.

2. Nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger og, når det er relevant, den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering og ACER's udtalelse i henhold til stk. 3 offentliggøres.

3. Hvor den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering påpeger et tilstrækkelighedsproblem med hensyn til et budområde, der ikke var påpeget i den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering, inkluderer den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering begrundelsen for forskellen mellem de to ressourcetilstrækkelighedsvurderinger, herunder oplysninger om de anvendte følsomhedsanalyser og de underliggende antagelser. Medlemsstaterne offentliggør denne vurdering og forelægger den for ACER.

Inden for to måneder fra datoen for modtagelsen af rapporten afgiver ACER en udtalelse om, hvorvidt forskellighederne mellem den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering og den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering er berettigede.

Det organ, der er ansvarlig for den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering, tager behørigt hensyn til ACER's udtalelse og ændrer om nødvendigt sin vurdering. Hvor det beslutter ikke at tage fuldt hensyn til ACER's udtalelse, offentliggør det organ, der er ansvarlig for den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering, en rapport med en detaljeret begrundelse.

Artikel 25

Pålidelighedsstandard

1. Når kapacitetsmekanismer anvendes, skal medlemsstaterne have indført en pålidelighedsstandard. En pålidelighedsstandard skal angive det nødvendige niveau for medlemsstaternes forsyningssikkerhed på en gennemsigtig måde. I tilfælde af grænseoverskridende budområder fastlægges sådanne pålidelighedsstandarder af de relevante myndigheder i fællesskab.

2. Pålidelighedsstandarden fastsættes af medlemsstaten eller en af medlemsstaten udpeget kompetent myndighed efter forslag fra de regulerende myndigheder. Pålidelighedsstandarden baseres på den metode, som er fastsat i artikel 23, stk. 6.

3. Pålidelighedsstandarden beregnes ved brug af mindst value of lost load og indgangsomkostningen over en given tidsramme og udtrykkes som »forventet ikkeleveret energi« og »forventet effektmangel«.

4. Når der anvendes kapacitetsmekanismer, godkender medlemsstaten eller en af medlemsstaten udpeget kompetent myndighed de parametre, som på grundlag af et forslag fra den regulerende myndighed fastlægger den mængde kapacitet, der skal anskaffes via kapacitetsmekanismen.

Artikel 26

Deltagelse i kapacitetsmekanismer på tværs af landegrænser

1. Andre kapacit