DA Den Europæiske Unions Tidende L 197/24

KOMMISSIONENS FORORDNING (EU) 2015/1222

af 24. juli 2015

om fastsættelse af retningslinjer for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger

(EØS-relevant tekst)

EUROPA-KOMMISSIONEN HAR —

under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,

under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 (1), særlig artikel 18, stk. 3, litra b), og artikel 18, stk. 5, og

ud fra følgende betragtninger:

(1) En hurtig gennemførelse af et fuldt fungerende og indbyrdes sammenkoblet indre marked for energi er afgørende for at opretholde energiforsyningssikkerheden, fremme konkurrenceevnen og sikre, at alle forbrugere kan købe energi til overkommelige priser. Et velfungerende indre marked for elektricitet bør give producenterne den nødvendige tilskyndelse til at investere i ny energiproduktion, herunder elektricitet fra vedvarende energikilder, idet der lægges særlig vægt på de mest isolerede medlemsstater og regioner på EU's energimarked. Et velfungerende marked bør også sikre forbrugerne passende foranstaltninger, der fremmer en mere effektiv energiudnyttelse, hvilket forudsætter en sikker energiforsyning.

(2) Energiforsyningssikkerhed er af stor betydning for den offentlige sikkerhed og hænger derfor tæt sammen med et velfungerende indre marked for elektricitet og integrationen af de isolerede elektricitetsmarkeder i medlemsstaterne. Elektricitet kan kun bringes ud til EU-borgerne gennem nettet. Velfungerende elektricitetsmarkeder og, mere specifikt, net og andre elektricitetsforsyningsanlæg spiller en afgørende rolle for den offentlige sikkerhed, den økonomiske konkurrenceevne og EU-borgernes velfærd.

(3) I forordning (EF) nr. 714/2009 fastsættes der ikke-diskriminerende regler om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og, mere specifikt, regler om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger på sammenkoblinger og transmissionssystemer, der har betydning for grænseoverskridende elektricitetsstrømme. Det er en forudsætning for et fuldt integreret elektricitetsmarked, at de nuværende regler om kapacitetstildeling, håndtering af kapacitetsbegrænsninger og handel med elektricitet harmoniseres yderligere. Denne forordning fastsætter derfor harmoniserede minimumsregler, i sidste ende med tanke på en fælles day-ahead- og intraday-kobling, med henblik på at skabe et klart retsgrundlag for lønsom og moderne kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der fremmer handel med elektricitet i Unionen og en mere lønsom udnyttelse af nettet samt øger konkurrenceevnen, til gavn for forbrugerne.

(4) For at kunne indføre fælles day-ahead- og intraday-kobling er det nødvendigt, at transmissionssystemoperatørerne (i det følgende benævnt »TSO'erne«) koordinerer beregningen af den tilgængelige kapacitet. Med henblik herpå bør de udarbejde en fælles netmodel, der omfatter produktion, forbrug og status for nettet pr. time. Den tilgængelige kapacitet bør normalt beregnes i overensstemmelse med den såkaldte flowbaserede beregningsmetode, som er en metode, der tager hensyn til, at elektricitet kan strømme ad forskellige veje i nettet, og som optimerer den tilgængelige kapacitet i net, der er indbyrdes stærkt afhængige. Den tilgængelige grænseoverskridende kapacitet bør være et af nøgledataene til brug ved den videre beregningsproces, i hvilken alle købsbud og salgsbud i Unionen, der indsendes til elektricitetsbørser, matches på grundlag af den tilgængelige grænseoverskridende kapacitet på optimal økonomisk vis. Den fælles day-ahead- og intraday-kobling sikrer, at elektriciteten normalt strømmer fra områder med lave priser til områder med høje priser.

(5) Markedskoblingsfunktionen anvender en specifik algoritme til at matche købsbud og salgsbud på optimal vis. Resultaterne af beregningen bør stilles til rådighed for alle elektricitetsbørserne på en ikke-diskriminerende måde. På baggrund af resultaterne af markedskoblingsfunktionens beregning bør elektricitetsbørserne derefter underrette deres kunder om de matchede bud. Elektriciteten bør derpå overføres på tværs af nettet i henhold til resultaterne af markedskoblingsfunktionens beregning. Processen er næsten ens for henholdsvis den fælles day-ahead-kobling og intraday-koblingen med den undtagelse, at intraday-koblingen bør anvende en kontinuerlig proces hele dagen igennem i stedet for en enkelt beregning som ved day-ahead-kobling.

(6) Kapacitetsberegningen for tidsrammerne for day-ahead- og intraday-koblingen bør koordineres, som minimum på regionalt niveau, for at sikre, at kapacitetsberegningen er pålidelig, og at den optimale kapacitet stilles til rådighed for markedet. Der bør udarbejdes fælles regionale kapacitetsberegningsmetoder, som definerer inputdata, beregningstilgange- og metoder samt krav til validering. Oplysningerne om tilgængelig kapacitet bør ajourføres rettidigt og på baggrund af de nyeste data ved hjælp af en effektiv kapacitetsberegningsproces.

(7) Følgende to tilladte tilgange bør kunne anvendes i forbindelse med beregningen af overførselskapacitet: den flowbaserede tilgang og den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode. Den flowbaserede tilgang bør anvendes som den primære metode i forbindelse med kapacitetsberegning på day-ahead- og intraday-markedet, hvis overførselskapaciteten mellem budområderne er indbyrdes stærkt afhængig. Den flowbaserede tilgang bør først indføres, når markedsdeltagerne er blevet hørt og har haft tilstrækkelig tid til at forberede sig, således at det bliver muligt at gennemføre en gnidningsløs overgang. Den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode bør kun anvendes i regioner, hvor overførselskapacitetens indbyrdes afhængighed er mindre, og hvor det kan påvises, at den flowbaserede tilgang ikke vil tilføre merværdi.

(8) Med henblik på fælles day-ahead- og intraday-kobling bør der udarbejdes en fælles netmodel, der repræsenterer det sammenkoblede europæiske system, til brug ved den koordinerede beregning af overførselskapacitet. Den fælles netmodel bør omfatte en model af transmissionssystemet, hvoraf placeringen af produktionsenheder og systembelastende enheder, der er relevante for beregningen af overførselskapaciteten, fremgår. Det er afgørende for udarbejdelsen af den fælles netmodel, at TSO'erne leverer nøjagtige og rettidige data.

(9) Alle TSO'er bør udarbejde en individuel netmodel af deres eget system og fremsende det til de TSO'er, der er ansvarlige for sammenstillingen af den fælles netmodel. Den individuelle netmodel bør omfatte data fra produktionsenheder og systembelastende enheder.

(10) TSO'erne bør anvende et fælles sæt afhjælpende tiltag, såsom modkøb og belastningsomfordeling, til at håndtere interne såvel som områdeoverskridende kapacitetsbegrænsninger. For at fremme en mere lønsom kapacitetstildeling og undgå unødige indskrænkninger af grænseoverskridende kapacitet bør TSO'erne koordinere anvendelsen af afhjælpende tiltag i forbindelse med kapacitetsberegningen.

(11) Budområder, der afspejler fordelingen af udbud og efterspørgsel, er en af hjørnestenene i markedsbaseret handel med elektricitet og en forudsætning for at kunne nå det fulde potentiale for kapacitetstildelingsmetoder, heriblandt den flowbaserede metode. Budområderne bør derfor fastsættes på en måde, der sikrer en lønsom håndtering af kapacitetsbegrænsninger samt overordnet markedseffektivitet. Budområderne kan efterfølgende ændres ved at opdele eller sammenlægge dem eller ved at tilpasse områdegrænserne. Budområderne bør være de samme for alle tidsrammer for markedet. Revisionsproceduren vedrørende de fastsatte budområder, som der fastlægges bestemmelser om i denne forordning, vil komme til at spille en vigtig rolle for indkredsningen af strukturelle flaskehalse og muliggøre en mere effektiv afgrænsning af budområder.

(12) TSO'erne bør indføre koordinering af belastningsomfordeling og modkøb, der har grænseoverskridende betydning, på regionalt niveau eller derover. Belastningsomfordeling og modkøb, der har grænseoverskridende betydning, bør desuden koordineres i forhold til belastningsomfordeling og modkøb, der har intern betydning for systemområdet.

(13) Kapacitet bør tildeles inden for tidsrammerne for day-ahead- og intraday-markedet ved anvendelse af implicitte tildelingsmetoder, navnlig metoder, der tildeler elektricitet og kapacitet sammen. I den fælles day-ahead-kobling bør der således anvendes implicitte auktioner, og i den fælles intraday-kobling bør der anvendes kontinuerlige implicitte auktioner. De implicitte auktioner bør foregå på effektive og rettidige brugerflader, der forbinder TSO'er, elektricitetsbørser og en række andre parter for at sikre, at kapaciteten tildeles og eventuelle kapacitetsbegrænsninger håndteres på en lønsom måde.

(14) Af hensyn til lønsomheden og med henblik på at gennemføre den fælles day-ahead- og intraday-kobling så snart som muligt bør den fælles day-ahead- og intraday-kobling, hvor det er hensigtsmæssigt, gøre brug af eksisterende markedsoperatører og allerede implementerede løsninger, dog uden at udelukke konkurrence fra nye operatører.

(15) Kommissionen kan i samarbejde med agenturet for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder (i det følgende benævnt »agenturet«) oprette eller udpege en enhed, der skal udføre fælles markedskoblingsfunktioner i forbindelse med markedsdriften af den fælles day-ahead- og intraday-kobling.

(16) Udviklingen af mere likvide intraday-markeder, som giver parterne mulighed for at balancere deres positioner tættere på realtid, skal være med til at integrere vedvarende energikilder på Unionens elektricitetsmarked og dermed fremme målene for politikken om vedvarende energi.

(17) Day-ahead- og intraday-overførselskapacitet bør være bindende for at muliggøre effektiv grænseoverskridende tildeling.

(18) For at de implicitte auktioner kan finde sted i hele Unionen, er det nødvendigt at sikre en priskoblingsproces, der dækker hele Unionen. Denne proces bør respektere transmissionskapacitet og allokeringsbegrænsninger og være udformet således, at den kan anvendes og udbredes i hele Unionen, og således at det er muligt at udvikle nye produkttyper i fremtiden.

(19) Elektricitetsbørserne tager imod købsbud og salgsbud inden for forskellige tidsrammer, og disse udgør de inputdata, der er nødvendige for at gennemføre kapacitetsberegningen i forbindelse med den fælles day-ahead- og intraday-kobling. Med henblik på reglerne for handel med elektricitet i denne forordning er det derfor nødvendigt at fastsætte en institutionel ramme for elektricitetsbørser. Fælles krav til udnævnelsen af de udpegede elektricitetsmarkedsoperatører (i det følgende benævnt »NEMO'er«) og til deres opgaver skal fremme opfyldelsen af målene for forordning (EF) nr. 714/2009 og gøre det muligt for den fælles day-ahead- og intraday-kobling at tage behørigt højde for det indre marked.

(20) Oprettelsen af en fælles day-ahead- og intraday-kobling kræver, at potentielt konkurrerende elektricitetsbørser samarbejder om at oprette fælles markedskoblingsfunktioner. Derfor er tilsynet med og overholdelsen af konkurrencereglerne af den største betydning, hvad angår disse fælles funktioner.

(21) På trods af udviklingen af en pålidelig algoritme til brug ved matchning af købsbud og salgsbud samt passende backupprocedurer, kan der opstå situationer, hvor priskoblingsprocessen ikke er i stand til at generere resultater. Det er derfor nødvendigt at fastlægge alternative løsninger på nationalt og regionalt niveau for at sikre, at kapaciteten stadig kan fordeles.

(22) Der bør indføres en pålidelig prissættelse af transmissionskapacitet for tidsrammen for intraday-markedet, der afspejler begrænsningerne, i tilfælde af at der er mangel på kapacitet.

(23) Udgifter til sikring af bindende kapacitet eller til oprettelsen af processer i forbindelse med overholdelsen af denne forordning, og som er lønsomme, bør dækkes ved hjælp af nettariffer eller andre passende mekanismer på rettidig vis. NEMO'er, herunder også dem der udfører markedskoblingsfunktioner, bør have ret til at få dækket deres udgifter, hvis disse er lønsomme, rimelige og forholdsmæssige.

(24) Der bør aftales regler for fordelingen af fællesudgifter til den fælles day-ahead- og den fælles intraday-kobling mellem NEMO'er og TSO'er fra forskellige medlemsstater, inden gennemførelsesprocessen begynder, med henblik på at undgå forsinkelser og uenigheder som følge af udgiftsfordelingen.

(25) Det er nødvendigt, at TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder samarbejder, for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for elektricitet og for at sikre optimal forvaltning, koordineret drift og sund teknisk udvikling af elektricitetstransmissionssystemet i Unionen. TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder bør udnytte de synergier, der opstår som følge af projekter vedrørende kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, som bidrager til udviklingen af det indre marked for elektricitet. De bør trække på de erfaringer, der gøres, respektere de afgørelser, der træffes, og anvende de løsninger, der udvikles i forbindelse med disse projekter.

(26) For at sikre et tæt samarbejde mellem TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder bør der fastlægges en robust, pålidelig, ikke-diskriminerende EU-reguleringsramme for den fælles day-ahead- og intraday-kobling.

(27) Målet med denne forordning, dvs. oprettelsen af en fælles day-ahead- og intraday-kobling, kan ikke nås uden visse harmoniserede regler for kapacitetsberegning, håndtering af kapacitetsbegrænsninger og handel med elektricitet.

(28) Gennemførelsen af fælles day-ahead- og intraday-kobling bør dog ske gradvis, eftersom der er væsentlig forskel på reguleringsrammerne for handel med elektricitet samt transmissionsnettenes fysiske struktur på tværs af medlemsstater og regioner. Indførelsen af fælles day-ahead- og intraday-kobling, kræver derfor strømlining af de eksisterende metoder vedrørende kapacitetsberegning, kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger. Fælles day-ahead- og intraday-kobling kan derfor om nødvendigt i første omgang indføres på regionalt niveau.

(29) Fælles day-ahead- og intraday-kobling kræver, at der indføres harmoniserede maksimums- og minimumsligevægtspriser, som bidrager til at styrke investeringsbetingelserne med henblik på sikker kapacitet og forsyningssikkerhed på lang sigt såvel inden for den enkelte medlemsstat som mellem medlemsstaterne.

(30) Eftersom de vilkår, betingelser og metoder, der er nødvendige for fuldt ud at kunne anvende fælles day-ahead- og intraday-kobling, er yderst komplekse og meget detaljerede, bør visse af disse detaljerede vilkår, betingelser og metoder udarbejdes af TSO'er og NEMO'er og godkendes af de regulerende myndigheder. TSO'ernes og elektricitetsbørsernes arbejde med udviklingen af visse detaljerede vilkår, betingelser og metoder samt de regulerende myndigheders efterfølgende godkendelse af dem må dog ikke forsinke gennemførelsen af det indre marked for elektricitet. Det er derfor nødvendigt at fastsætte specifikke bestemmelser om samarbejdet mellem TSO'er, NEMO'er og regulerende myndigheder.

(31) I henhold til artikel 8 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 (2) træffer agenturet en beslutning, hvis de kompetente nationale regulerende myndigheder ikke kan nå til enighed om de fælles vilkår, betingelser og metoder.

(32) Denne forordning er udarbejdet i tæt samarbejde med agenturet, ENTSO for elektricitet og interesseparterne med henblik på at vedtage effektive, balancerede og forholdsmæssigt afpassede regler på en gennemsigtig måde, der giver mulighed for medbestemmelse. I overensstemmelse med artikel 18, stk. 3, i forordning (EF) nr. 714/2009 hører Kommissionen agenturet, ENTSO for elektricitet og andre relevante interesseparter, heriblandt navnlig NEMO'er, inden der foreslås ændringer af nærværende forordning.

(33) Nærværende forordning supplerer bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009 i overensstemmelse med principperne i artikel 16 i samme forordning.

(34) Eftersom det er en meget stor opgave at indføre fælles day-ahead- og intraday-kobling på det eksisterende marked i Irland og Nordirland, pågår der i øjeblikket en større omstrukturering af dette marked. Der er således behov for yderligere tid til gennemførelsen af dele af denne forordning og for at fastsætte en række overgangsordninger.

(35) Foranstaltningerne i denne forordning er i overensstemmelse med udtalelsen fra det udvalg, der er omhandlet i artikel 23, stk. 1, i forordning (EF) nr. 714/2009 —

VEDTAGET DENNE FORORDNING:

AFSNIT I

ALMINDELIGE BESTEMMELSER

Artikel 1

Genstand og anvendelsesområde

1. Denne forordning fastsætter detaljerede retningslinjer for tildeling af kapacitet på tværs af budområder og håndtering af kapacitetsbegrænsninger på day-ahead- og intraday-markedet, herunder kravene til fastlæggelse af fælles metoder til bestemmelse af de mængder af kapacitet, der er tilgængelige på samme tid på tværs af budområder, kriterier for vurdering af lønsomheden og en revisionsprocedure for fastlæggelsen af budområder.

2. Denne forordning gælder for alle transmissionssystemer og sammenkoblinger i Unionen, med undtagelse af transmissionssystemer på øer, der ikke er forbundet med andre transmissionssystemer ved hjælp af sammenkoblinger.

3. I medlemsstater, hvor der er mere end én TSO, gælder denne forordning for alle TSO'er i den pågældende medlemsstat. Hvis en TSO ikke udøver en funktion, der er relevant i henhold til en eller flere forpligtelser i denne forordning, kan medlemsstaterne bestemme, at ansvaret for at opfylde disse forpligtelser pålægges en eller flere forskellige specifikke TSO'er.

4. Det er muligt for markedsdeltagere og TSO'er, der opererer i Schweiz, at få adgang til Unionens fælles day-ahead- og intraday-kobling, på betingelse af at de vigtigste bestemmelser i Unionens lovgivning vedrørende elektricitetsmarkedet gennemføres i Schweiz' nationale ret, og at der foreligger en mellemstatslig aftale om samarbejde på elektricitetsområdet mellem Unionen og Schweiz.

5. Forudsat at de i stk. 4 ovenfor omhandlede betingelser er opfyldt, træffer Kommissionen afgørelse om Schweiz' deltagelse i den fælles day-ahead- og intraday-kobling på grundlag af en udtalelse fra agenturet. De rettigheder og pligter, der gælder for NEMO'er og TSO'er fra Schweiz, som tilslutter sig den fælles day-ahead-kobling, skal være i overensstemmelse med de rettigheder og pligter, der gælder for NEMO'er og TSO'er, som opererer i Unionen, for at sikre velfungerende fælles day-ahead- og intraday-koblingssystemer på EU-plan samt lige vilkår for alle interesseparter.

Artikel 2

Definitioner

Definitionerne i artikel 2 i forordning (EF) nr. 714/2009, artikel 2 i Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 (3) og artikel 2 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF (4) gælder også i denne forordning.

Derudover gælder følgende definitioner:

1) »individuel netmodel«: et datasæt, der beskriver elnettets karakteristika (produktion, forbrug og nettopologi) og reglerne for ændring af disse karakteristika i forbindelse med kapacitetsberegning, der er udarbejdet af de ansvarlige transmissionssystemoperatører (TSO'er), og som sammen med elementer fra andre individuelle netmodeller indgår i den fælles netmodel

2) »fælles netmodel«: et datasæt, der dækker hele Unionen, og som flere transmissionssystemoperatører (TSO'er) er blevet enige om, som beskriver elnettets vigtigste karakteristika (produktion, forbrug og nettopologi) og regler for ændring af disse karakteristika i forbindelse med kapacitetsberegning

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

4) »scenario«: den forventede status for elnettet for en given periode

5) »nettoposition«: nettosummen af eksporten og importen af elektricitet for hver tidsenhed for markedet i et budområde

6) »allokeringsbegrænsning«: en begrænsning, der skal respekteres i forbindelse med kapacitetstildelingen for at holde transmissionssystemet inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, og som ikke er blevet overført til overførselskapaciteten, eller som er nødvendig for at gøre kapacitetstildelingen mere lønsom

7) »driftsmæssige sikkerhedsgrænser«: de acceptable grænser for sikker netdrift, f.eks. hvad angår grænser for termiske forhold, spændingsforhold, kortslutningsstrøm, frekvens og dynamisk stabilitet

8) »den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode«: en kapacitetsberegningsmetode, der er baseret på princippet om ex ante-vurdering og -definition af den maksimale energiudveksling mellem budområder, der grænser op til hinanden

9) »flowbaseret metode«: kapacitetsberegningsmetode, hvor udvekslingen af energi på tværs af budområder begrænses af forskellige fordelingsfaktorer for overførsel samt disponible margener på kritiske netkomponenter

10) »driftsforstyrrelser«: identificeret og sandsynlig, eller allerede opstået, fejl på en komponent, herunder ikke blot transmissionssystemkomponenter, men også hos betydningsfulde netbrugere og på distributionsnetkomponenter, hvis de er relevante for transmissionssystemets driftssikkerhed

11) »den ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning«: den eller de enheder, der har til opgave at beregne transmissionskapaciteten, på regionalt plan eller højere

12) »produktionsforskydningsnøgle«: en metode, hvormed en ændring i nettopositionen i et givet budområde omregnes til estimerede specifikke produktionsforøgelser eller -reduktioner i den fælles netmodel

13) »afhjælpende tiltag«: ethvert tiltag iværksat manuelt eller automatisk af en eller flere transmissionssystemoperatører (TSO'er) med henblik på at opretholde driftssikkerheden

14) »sikkerhedsmargen«: den reduktion af overførselskapacitet, der er nødvendig for at dække usikkerheder ved kapacitetsberegningen

15) »markedstid«: CEST eller CET afhængig af årstiden

16) »flaskehalsindtægt«: indtægt som følge af kapacitetstildelingen

17) »begrænsning i markedet«: en situation, hvor det økonomiske overskud for den fælles day-ahead- eller intraday-kobling begrænses af overførselskapaciteten eller andre allokeringsbegrænsninger

18) »fysisk kapacitetsbegrænsning«: enhver situation i nettet, hvor det forventede eller faktiske flow ikke overholder de enkelte netkomponenter termiske grænser og elsystemets spændingsstabilitet eller vinkelstabilitet

19) »strukturel kapacitetsbegrænsning«: begrænsning i transmissionssystemet, der kan defineres utvetydigt, er forudsigelig, geografisk stabil over tid og forekommer jævnligt under normale forhold i elnettet

20) »matchning«: den handelsproces, der anvendes til at parre salgsbud med passende købsbud med henblik på at maksimere det økonomiske overskud for den fælles day-ahead- eller intraday-kobling

21) »bud«: en markedsdeltagers udtrykte hensigt om at købe eller sælge energi eller kapacitet på visse effektueringsbetingelser

22) »matchede bud«: alle købs- og salgsbud, der matches af priskoblingsalgoritmen eller algoritmen for kontinuerlig handel

23) »udpeget elektricitetsmarkedsoperatør«, også kaldet »NEMO« (nominated electricity market operator): en enhed, der af den kompetente myndighed er blevet udpeget til at udføre opgaver i forbindelse med den fælles day-ahead- eller intraday-kobling

24) »fælles ordrebog«: et modul i det kontinuerlige intraday-koblingssystem, som samler alle bud fra alle de udpegede elektricitetsmarkedsoperatører (NEMO'er), der deltager i den fælles intraday-kobling, og kontinuerligt matcher disse bud

25) »handel«: en eller flere matchede bud

26) »fælles day-ahead-kobling«: den auktionsproces, hvor indsamlede bud matches og overførselskapacitet tildeles simultant for forskellige budområder på day-ahead-markedet

27) »fælles intraday-kobling«: den kontinuerlige proces, hvor indsamlede bud matches og overførselskapacitet tildeles simultant for forskellige budområder på intraday-markedet

28) »priskoblingsalgoritme«: den algoritme, der anvendes i den fælles day-ahead-kobling til simultan matchning af bud og tildeling af overførselskapacitet

29) »algoritmen for kontinuerlig handel«: den algoritme, der anvendes i den fælles intraday-kobling til matchning af bud og kontinuerlig tildeling af overførselskapacitet

30) »markedskoblingsfunktionen«: den opgave, der består i at matche bud på henholdsvis day-ahead- og intraday-markedet for forskellige budområder og simultant tildele overførselskapacitet

31) »ligevægtspris«: den pris, der fremkommer ved at matche det højeste accepterede salgsbud og det laveste accepterede købsbud på elektricitetsmarkedet

32) »planlagt udveksling«: en elektricitetsudveksling, der er planlagt mellem geografiske områder for hver tidsenhed for markedet og i en given retning

33) »den ansvarlige for beregning af planlagte udvekslinger«: den eller de enheder, der har til opgave at beregne den planlagte udveksling

34) »day-ahead-markedets tidsramme«: tidsrammen for det elektricitetsmarked, der er åbent frem til day-ahead-markedets lukketid, hvor produkter handles dagen før levering for hver tidsenhed for markedet

35) »tidspunkt for bindende day-ahead-kapacitet«: det tidspunkt, hvor overførselskapaciteten ligger fast

36) »day-ahead-markedets lukketid«: det tidspunkt frem til hvilket handelsbud accepteres på day-ahead-markedet

37) »intraday-markedets tidsramme«: tidsrammen for det elektricitetsmarked, der er åbent i den tidsperiode, der ligger mellem det områdeoverskridende intraday-markeds åbningstidspunkt og det områdeoverskridende intraday-markeds lukketid, hvor der for tidsenhed for markedet handles produkter forud for selve leveringen af produkter

38) »det områdeoverskridende intraday-markeds åbningstidspunkt«: det tidspunkt, hvor overførselskapaciteten på tværs af budområder frigives for en given tidsenhed for markedet og en given budområdegrænse

39) »det områdeoverskridende intraday-markeds lukketid«: det tidspunkt, hvor tildelingen af overførselskapacitet på tværs af budområder ikke længere er tilladt for en given tidsenhed for markedet

40) »kapacitetshåndteringsmodul«: et system til brug ved tildelingen af overførselskapacitet, som indeholder ajourførte oplysninger om den tilgængelige overførselskapacitet i realtid

41) »ikke-standardiseret intraday-produkt«: et produkt, der kan handles i den kontinuerlige intraday-kobling uden tanke på konstant levering af energi eller i en periode på over en tidsenhed for markedet, som har specifikke karakteristika, og som er designet til at afspejle praksisser i forbindelse med systemdrift eller markedsbehov, f.eks. bud, der dækker flere forskellige tidsenheder for markedet, eller produkter, der afspejler produktionsenhedens opstartsomkostninger

42) »central modpart«: den eller de enheder, der har til opgave at indgå kontrakter med markedsdeltagere på baggrund af de kontrakter, der resulterer af matchningsprocessen, og organisere overførslen af de nettopositioner, der resulterer af kapacitetstildelingen, med andre centrale modparter eller shippingagenter

43) »shippingagent«: den eller de enheder, der har til opgave at overføre nettopositioner mellem forskellige centrale modparter

44) »bindende kapacitet«: en garanti for, at rettigheder til overførselskapacitet forbliver uændrede, og at der udbetales en kompensation, hvis de alligevel bliver ændret

45) »force majeure«: enhver uforudsigelig eller usædvanlig begivenhed eller situation, som en transmissionssystemoperatør (TSO) ikke med rimelighed kan forventes at have kontrol over, og som ikke skyldes fejl fra transmissionssystemoperatørens (TSO'ens) side, som ikke kan undgås eller afhjælpes med rimelig forudseenhed og omhu, ikke kan løses ved hjælp af foranstaltninger, der er rimelige og mulige for transmissionssystemoperatøren (TSO'en) set ud fra et teknisk eller økonomisk synspunkt, som rent faktisk er opstået og objektivt kontrollerbar, og som gør det umuligt for transmissionssystemoperatøren (TSO'en) midlertidigt eller permanent at opfylde sine forpligtelser i henhold til denne forordning

46) »økonomisk overskud for den fælles day-ahead- eller intraday-kobling«: summen af i) leverandøroverskuddet for den fælles day-ahead- eller intraday-kobling for den relevante periode ii) forbrugeroverskuddet for den fælles day-ahead- eller intraday-kobling iii) flaskehalsindtægterne og iv) andre relaterede omkostninger og fordele, der øger den økonomiske effektivitet i den pågældende periode, idet leverandør- og forbrugeroverskuddet er forskellen mellem de accepterede bud og ligevægtsprisen pr. energienhed multipliceret med buddenes energimængde.

Artikel 3

Mål for samarbejdet om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger

Denne forordning har til formål at:

a) fremme effektiv konkurrence inden for produktion af, handel med og forsyning af elektricitet

b) sikre optimal udnyttelse af transmissionsinfrastrukturen

c) sikre driftssikkerheden

d) optimere beregningen og tildelingen af overførselskapacitet

e) sikre at TSO'er, NEMO'er, agenturet, regulerende myndigheder og markedsdeltagere får en fair og ikke-diskriminerende behandling

f) sikre og forbedre oplysningernes gennemsigtighed og pålidelighed

g) bidrage til effektiv og langsigtet drift og udvikling af elektricitetstransmissionssystemet og elektricitetssektoren i Unionen

h) sørge for, at behovet for retfærdig og ordentlig markeds- og prisdannelse respekteres

i) skabe lige vilkår for NEMO'er

j) sørge for ikke-diskriminerende adgang til overførselskapacitet.

Artikel 4

Udpegelse af NEMO'er og tilbagekaldelse af udpegelsen

1. En medlemsstat med netforbindelse til et budområde i en anden medlemsstat sikrer, at der senest fire måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse udpeges en eller flere NEMO'er til at gennemføre den fælles day-ahead- og/eller intraday-kobling. Med henblik herpå kan både indenlandske og udenlandske markedsoperatører opfordres til at ansøge om at blive udpeget som NEMO.

2. Hver berørt medlemsstat sikrer, at der udpeges mindst én NEMO i hvert budområde i medlemsstaten. NEMO'er udpeges i første omgang for en periode på fire år. Medmindre artikel 5, stk. 1, finder anvendelse, accepterer medlemsstaterne ansøgninger om udpegelse mindst én gang årligt.

3. Medmindre andet er fastsat af medlemsstaterne, fungerer de regulerende myndigheder som udpegende myndighed og er ansvarlige for udpegelse, overvågning af overholdelsen af udpegelseskriterierne og, for så vidt der er tale om nationale, lovbeskyttede monopoler, godkendelse af de gebyrer, som NEMO'erne opkræver, eller den metode, der anvendes til at beregne de gebyrer, som NEMO'erne opkræver. Medlemsstaterne kan beslutte, at en anden myndighed er den udpegende myndighed i stedet for de regulerende myndigheder. I så fald sikrer medlemsstaterne, at den udpegende myndighed har de samme rettigheder og forpligtelser som de regulerende myndigheder, for at den kan udføre sine opgaver effektivt.

4. Den myndighed, der udpeger NEMO'er, vurderer, hvorvidt kandidaterne opfylder kriterierne i artikel 6. Disse kriterier gælder, uanset om der udpeges en eller flere NEMO'er. Når der træffes afgørelse om udpegelse af NEMO'er, bør enhver form for diskrimination mellem ansøgerne, navnlig mellem udenlandske og indenlandske ansøgere, undgås. Hvis den udpegende myndighed ikke er de regulerende myndigheder, afgiver den regulerende myndighed en udtalelse om, hvorvidt en ansøger opfylder udpegelseskriterierne i artikel 6. En udpegelse af en NEMO kan kun afvises, hvis udpegelseskriterierne i artikel 6 ikke er opfyldt, eller under henvisning til artikel 5, stk. 1.

5. En NEMO, der er udpeget i én medlemsstat, har ret til at tilbyde day-ahead- og intraday-handelsydelser til levering i en anden medlemsstat. Handelsreglerne i sidstnævnte medlemsstat gælder, uden at det er nødvendigt, at den pågældende markedsoperatør udpeges som NEMO i sidstnævnte medlemsstat. Den udpegende myndighed overvåger alle NEMO'er, der deltager i den fælles day-ahead- og/eller intraday-kobling i den pågældende medlemsstat. I henhold til artikel 19 i forordning (EF) nr. 714/2009 sikrer de udpegende myndigheder, at alle NEMO'er, der deltager i den fælles day-ahead og/eller intraday-kobling i den pågældende medlemsstat, overholder denne forordning, uanset hvor NEMO'erne er udpeget. De myndigheder, der er ansvarlige for udpegning, overvågning og håndhævelse, udveksler alle de oplysninger, der er nødvendige for effektivt at kunne føre tilsyn med NEMO'ernes aktiviteter.

Hvis en udpeget NEMO påtænker at deltage i den fælles day-ahead- eller intraday-kobling i en anden medlemsstat, skal denne underrette den udpegende myndighed i den pågældende medlemsstat senest to måneder inden aktiviteten påbegyndes.

6. Uanset stk. 5 i denne artikel kan en medlemsstat dog afvise handelsydelser, der leveres af en NEMO, som er udpeget i en anden medlemsstat, hvis:

a) der eksisterer et nationalt, lovbeskyttet monopol på day-ahead- og intraday-handelsydelser i den medlemsstat eller i den pågældende medlemsstats budområde, hvor ydelserne skal leveres, jf. artikel 5, stk. 1, eller

b) den medlemsstat, hvor ydelserne skal leveres, kan godtgøre, at der i den pågældende medlemsstat er tekniske forhindringer forbundet med levering af elektricitet købt på day-ahead- og intraday-markederne gennem NEMO'er, der er udpeget i anden medlemsstat, og som skyldes behovet for at sikre, at målene i denne forordning nås, samtidig med at driftssikkerheden opretholdes, eller

c) handelsreglerne i den medlemsstat, hvor ydelserne skal leveres, ikke er kompatible med levering i samme medlemsstat af elektricitet købt på grundlag af day-ahead- og intraday-handelsydelser leveret af en NEMO, der er udpeget i en anden medlemsstat, eller

d) den pågældende NEMO har et nationalt, lovbeskyttet monopol, jf. artikel 5, i den medlemsstat, hvor NEMO'en er udpeget.

7. Hvis der træffes afgørelse om at afvise day-ahead- og intraday-handelsydelser, der skal leveres i en anden medlemsstat, meddeler den medlemsstat, hvor leveringen skulle have fundet sted, den pågældende NEMO, den udpegende myndighed i den medlemsstat, hvor NEMO'en er udpeget, agenturet og Kommissionen sin afgørelse. Afslaget skal være behørigt begrundet. I de tilfælde, der er omhandlet i stk. 6, litra b) og c), skal der i afgørelsen om at afvise handelsydelser, der skal leveres i en anden medlemsstat, også redegøres for, hvordan og inden for hvilken frist de pågældende tekniske forhindringer for handel kan fjernes eller de indenlandske handelsregler kan gøres kompatible med handelsydelser, der skal leveres i en anden medlemsstat. Den udpegende myndighed i den medlemsstat, der afviser handelsydelserne, undersøger afgørelsen og offentliggør en udtalelse om, hvordan forhindringerne for handelen med ydelser kan fjernes, eller hvordan handelsydelserne og handelsreglerne kan gøres kompatible.

8. Den medlemsstat, hvor en NEMO er udpeget, sikrer, at udpegelsen tilbagekaldes, hvis NEMO'en ikke længere opfylder kriterierne i artikel 6, og ikke er i stand til at træffe foranstaltninger, så kriterierne igen opfyldes, inden seks måneder efter at den udpegende myndighed har givet underretning om manglerne. Hvis de regulerende myndigheder ikke er ansvarlige for udpegelse og overvågning, høres de om tilbagekaldelsen. Den udpegende myndighed underretter, samtidig med at den pågældende NEMO underrettes, også de udpegende myndigheder i andre medlemsstater, som NEMO'en er aktiv i, om at NEMO'en ikke længere opfylder kriterierne.

9. Hvis en udpegende myndighed i en medlemsstat konstaterer, at en NEMO, der er aktiv, men ikke udpeget i den pågældende medlemsstat, ikke længere opfylder kriterierne i artikel 6, for så vidt angår de aktiviteter, som den pågældende NEMO udøver i medlemsstaten, skal den underrette NEMO'en om den manglende opfyldelse. Hvis NEMO'en ikke, senest tre måneder efter at være blevet underrettet, træffer foranstaltninger, så kriterierne igen opfyldes, kan den udpegende myndighed suspendere retten til at tilbyde day-ahead- og intraday-handelsydelser i den pågældende medlemsstat, indtil NEMO'en igen opfylder kriterierne. Den udpegende myndighed underretter den udpegende myndighed i den medlemsstat, hvor NEMO'en er udpeget, agenturet samt Kommissionen herom.

10. Den udpegende myndighed giver agenturet meddelelse om udpegelsen af NEMO'er og eventuelle tilbagekaldelser. Agenturet fører en liste over udpegede NEMO'er, deres status, samt hvor de opererer, som lægges på agenturets websted.

Artikel 5

Udpegelse af NEMO'er i tilfælde af et nationalt, lovbeskyttet monopol på handelsydelser

1. Hvis der i en medlemsstat eller i en medlemsstats budområde på datoen for denne forordnings ikrafttrædelse eksisterer et nationalt, lovbeskyttet monopol på day-ahead- og intraday-handelsydelser, som udelukker udpegelsen af mere end én NEMO, skal den pågældende medlemsstat underrette Kommissionen herom senest to måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse og kan afvise at udpege mere end én NEMO pr. budområde.

Hvis der kun udpeges én NEMO, men der er flere ansøgere om buddet, udpeger den pågældende medlemsstat den ansøger, der bedst opfylder kriterierne i artikel 6. Hvis en medlemsstat afviser at udpege mere end én NEMO pr. budområde, fastsætter eller godkender den kompetente nationale myndighed de gebyrer, som NEMO'erne opkræver i forbindelse med handel på day-ahead- og intraday-markedet, i tilstrækkelig god tid inden de træder i kraft, eller angiver de metoder, der skal anvendes til at beregne dem.

I henhold til artikel 4, stk. 6, kan den pågældende medlemsstat også afvise grænseoverskridende handelsydelser, der udbydes af en NEMO, som er udpeget i en anden medlemsstat; dog er ønsket om at beskytte eksisterende elektricitetsbørser i medlemsstaten mod økonomiske ulemper som følge af konkurrence ikke en gyldig grund for et sådant afslag.

2. Med henblik på denne forordning vurderes det, at der eksisterer et nationalt, lovbeskyttet monopol, hvis national ret udtrykkeligt fastsætter, at kun én enhed kan levere day-ahead- og intraday-handelsydelser i medlemsstaten eller medlemsstatens budområde.

3. To år efter denne forordnings ikrafttrædelse forelægger Kommissionen i henhold til artikel 24 i forordning (EF) nr. 714/2009 en rapport for Europa-Parlamentet og Rådet om udviklingen af den fælles day-ahead- og intraday-kobling i medlemsstaterne med særlig vægt på konkurrencesituationen mellem NEMO'er. På grundlag af denne rapport, og hvis Kommissionen finder, at det ikke er begrundet at opretholde nationale, lovbeskyttede monopoler, eller at en medlemsstat fortsat afviser at tillade, at en NEMO, der er udpeget i en anden medlemsstat, foretager grænseoverskridende handel, kan Kommissionen overveje at gennemføre passende lovgivningsmæssige eller andre passende foranstaltninger for yderligere at øge konkurrencen og handelen mellem og i medlemsstaterne. Kommissionen vedlægger en vurdering til rapporten, der evaluerer forvaltningen af fælles day-ahead og intraday-kobling, der er oprettet ved denne forordning, navnlig gennemsigtigheden af de markedskoblingsfunktioner, som NEMO'erne udfører i fællesskab. På grundlag af denne rapport, og hvis den finder, at udøvelsen af de monopolistiske markedskoblingsfunktioner og andre NEMO-opgaver er præget af uklarhed, kan Kommissionen overveje at gennemføre passende lovgivningsmæssige eller andre passende foranstaltninger for yderligere at øge gennemsigtigheden og sikre, at den fælles day-ahead og intraday-kobling fungerer effektivt.

Artikel 6

Udpegelseskriterier for NEMO'er

1. En ansøger udpeges kun som NEMO, hvis denne opfylder alle disse krav:

a) ansøgeren har eller kontraherer passende ressourcer til en fælles, koordineret drift af den fælles day-ahead- og/eller intraday-kobling, som opfylder alle krav, herunder krav til de nødvendige ressourcer til at udføre NEMO'ers opgaver, finansielle midler, den nødvendige informationsteknologi, teknisk infrastruktur og operationelle procedurer, eller ansøgeren kan dokumentere, at denne kan stille disse ressourcer til rådighed inden for en rimelig forberedelsesperiode, inden de i artikel 7 omhandlede opgaver påbegyndes

b) ansøgeren kan sikre, at markedsdeltagerne har åben adgang til oplysninger om NEMO'ers opgaver, jf. artikel 7

c) ansøgeren er omkostningseffektiv i forbindelse med den fælles day-ahead- og intraday-kobling og i sine interne regnskaber fører et separat regnskab for markedskoblingsfunktionerne og andre aktiviteter med det formål at forhindre krydssubsidiering

d) ansøgerens forretning i tilstrækkelig grad er adskilt fra andre markedsdeltageres forretning

e) hvis ansøgeren tildeles et nationalt, lovbeskyttet monopol på day-ahead- og intraday-handelsydelser i en medlemsstat, anvender ansøgeren ikke de i artikel 5, stk. 1, omtalte gebyrer til at finansiere sine day-ahead- og intraday-aktiviteter i andre medlemsstater end den medlemsstat, hvor gebyrerne er opkrævet

f) ansøgeren kan behandle alle markedsdeltagere på en ikke-diskriminerende måde

g) ansøgeren har indført passende markedsovervågningsordninger

h) ansøgeren har indgået passende gennemsigtigheds- og fortrolighedsaftaler med markedsdeltagere og TSO'er

i) ansøgeren kan levere de nødvendige clearing- og afviklingsydelser

j) ansøgeren har mulighed for at indføre de kommunikationssystemer og -rutiner, der er nødvendige for at kunne koordinere med medlemsstaternes TSO'er.

2. Udpegelseskriterierne i stk. 1 anvendes på en sådan måde, at konkurrencen mellem NEMO'er er retfærdig og ikke-diskriminerende.

Artikel 7

NEMO'ers opgaver

1. NEMO'er fungerer som markedsoperatører på nationale eller regionale markeder med henblik på i samarbejde med TSO'er at gennemføre den fælles day-ahead- og intraday-kobling. Deres opgaver omfatter modtagelse af bud fra markedsdeltagerne, det overordnede ansvar for matchning og fordeling af bud i overensstemmelse med resultaterne af den fælles day-ahead- og intraday-kobling, offentliggørelse af priser samt afvikling og clearing af de kontrakter, der resulterer af handlerne, i henhold til de relevante deltageraftaler og regler.

I forbindelse med den fælles day-ahead- og intraday-kobling er NEMO'er navnlig ansvarlige for:

a) at udøve de i stk. 2 omhandlede markedskoblingsfunktioner i samarbejde med andre NEMO'er

b) kollektivt at fastsætte kravene til den fælles day-ahead- og intraday-kobling samt kravene til markedskoblingsfunktionerne og til priskoblingsalgoritmen for så vidt angår alle spørgsmål vedrørende driften af elektricitetsmarkedet, jf. stk. 2 i denne artikel samt artikel 36 og 37

c) at fastsætte maksimums- og minimumspriser, jf. artikel 41 og 54

d) at anonymisere og formidle de indsendte budoplysninger, som er nødvendige for at kunne udøve de markedskoblingsfunktioner, der er omhandlet i stk. 2 i denne artikel samt artikel 40 og 53

e) at vurdere de resultater, der beregnes af markedskoblingsfunktionen, jf. stk. 2 i denne artikel, fordele buddene i henhold til disse resultater, validere resultaterne som endelige, hvis de anses for korrekte, og overtage ansvaret for dem, jf. artikel 48 og 60

f) at informere markedsdeltagerne om udfaldet af deres bud, jf. artikel 48 og 60

g) at fungere som central modpart for clearing og afvikling af den udveksling af energi, der resulterer af den fælles day-ahead- og intraday-kobling, jf. artikel 68, stk. 3

h) i fællesskab med de relevante NEMO'er og TSO'er at fastlægge backupprocedurer for den nationale eller regionale markedsdrift, jf. artikel 36, stk. 3, hvis der ikke er resultater til rådighed fra markedskoblingsfunktionen, jf. artikel 39, stk. 2, under hensyntagen til de i artikel 44 fastsatte alternative procedurer

i) i fællesskab at levere omkostningsprognoser og omkostningsoplysninger for den fælles day-ahead- og intraday-kobling til de kompetente regulerende myndigheder og TSO'er for de områder, hvor NEMO'ernes udgifter til oprettelse, ændring og drift af den fælles day-ahead- og intraday-kobling skal dækkes af de berørte TSO'ers bidrag, jf. artikel 75-77 og artikel 80

j) i givet fald i henhold til artikel 45 og 57 at koordinere med TSO'erne med henblik på at fastlægge ordninger for tilfælde, hvor der er mere end én NEMO i et budområde, og gennemføre den fælles day-ahead- og/eller intraday-kobling i overensstemmelse med disse godkendte ordninger.

2. NEMO'erne udøver markedskoblingsfunktionerne i samarbejde med andre NEMO'er. Disse funktioner omfatter:

a) udvikling og vedligeholdelse af de algoritmer, systemer og procedurer, der anvendes i den fælles day-ahead- og intraday-kobling, jf. artikel 36 og 51

b) behandling af inputdata om overførselskapacitet og allokeringsbegrænsninger, som leveres af de ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning, jf. artikel 46 og 58

c) drift af priskoblingsalgoritmen og algoritmen for kontinuerlig handel, jf. artikel 48 og 60

d) validering og fremsendelse af resultaterne af den fælles day-ahead- og intraday-kobling til NEMO'erne, jf. artikel 48 og 60.

3. Senest otte måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse fremsender NEMO'erne en plan til alle regulerende myndigheder og agenturet, der angiver, hvordan de i fællesskab opretter og udøver de i stk. 2 omhandlede markedskoblingsfunktioner, herunder de nødvendige udkast til aftaler mellem NEMO'erne og med tredjeparter. Planen skal omfatte en detaljeret beskrivelse af og den foreslåede tidsplan for gennemførelsen, som ikke må overstige 12 måneder, samt en beskrivelse af vilkårenes, betingelsernes og metodernes forventede virkning på oprettelsen og udøvelsen af markedskoblingsfunktionerne i stk. 2.

4. Samarbejdet mellem NEMO'er skal være strengt begrænset til, hvad der er nødvendigt for på effektiv og sikker vis at kunne udvikle, gennemføre og drive fælles day-ahead- og intraday-kobling. Den fælles udøvelse af markedskoblingsfunktionerne skal være baseret på princippet om ikke-diskrimination og sikre, at ingen af NEMO'erne uberettiget opnår økonomiske fordele ved at deltage i markedskoblingsfunktioner.

5. Agenturet overvåger NEMO'ernes fremskridt med oprettelsen og udøvelsen af markedskoblingsfunktionerne, navnlig hvad angår de kontraktlige og lovgivningsmæssige rammer, og hvorvidt de er teknisk parate til at udøve markedskoblingsfunktionerne. Senest 12 måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse aflægger agenturet rapport til Kommissionen om, hvorvidt fremskridtene med oprettelsen og udøvelsen af den fælles day-ahead- og intraday-kobling er tilfredsstillende.

Agenturet kan desuden vælge til enhver tid at vurdere, hvorvidt oprettelsen og udøvelsen af markedskoblingsfunktionen er effektiv og lønsom. Hvis denne vurdering viser, at kravene ikke opfyldes, kan agenturet anbefale Kommissionen enhver yderligere foranstaltning, der er nødvendig for, at den fælles day-ahead- og intraday-kobling leveres rettidigt og på effektiv og lønsom vis.

6. Hvis NEMO'erne ikke i overensstemmelse med artikel 7, stk. 3, fremsender en plan om oprettelse af de i stk. 2 omhandlede markedskoblingsfunktioner for den fælles day-ahead- og/eller intraday-kobling, kan Kommissionen i henhold til artikel 9, stk. 4, foreslå en ændring af denne forordning, navnlig med henblik på at udpege ENTSO for elektricitet eller en anden enhed til at udøve markedskoblingsfunktionerne for den fælles day-ahead- og intraday-kobling i stedet for NEMO'erne.

Artikel 8

TSO'ers opgaver i relation til den fælles day-ahead- og intraday-kobling

1. I medlemsstater, der har netforbindelse til en anden medlemsstat, deltager alle TSO'er i den fælles day-ahead- og intraday-kobling.

2. TSO'erne skal:

a) i fællesskab fastsætte TSO'ernes krav til priskoblingsalgoritmen og algoritmen for kontinuerlig handel for så vidt angår alle aspekter af kapacitetstildeling, jf. artikel 37, stk. 1, litra a)

b) i fællesskab validere matchningsalgoritmerne i forhold til kravene i litra a) i dette stykke, jf. artikel 37, stk. 4

c) opstille og gennemføre kapacitetsberegning, jf. artikel 14-30

d) hvor det er nødvendigt, etablere tildelingen af overførselskapacitet samt andre ordninger, jf. artikel 45 og 57

e) beregne og sende overførselskapacitet og allokeringsbegrænsninger, jf. artikel 46 og 58

f) verificere resultaterne af den fælles day-ahead-kobling for så vidt angår den validerede overførselskapacitet og kapacitetsbegrænsningerne, jf. artikel 48, stk. 2, og artikel 52

g) om nødvendigt oprette enheder, der er ansvarlige for beregningen af planlagte udvekslinger, som beregner og offentliggør planlagte udvekslinger af overførselskapacitet på grænserne mellem budområder, jf. artikel 49 og 56

h) respektere resultaterne af den fælles day-ahead- og intraday-kobling, der er beregnet i overensstemmelse med artikel 39 og 52

i) fastlægge, og i givet fald, gennemføre alternative procedurer for kapacitetstildeling, jf. artikel 44

j) fremlægge forslag om det områdeoverskridende intraday-markeds åbningstidspunkt og lukketid, jf. artikel 59

k) fordele flaskehalsindtægter i overensstemmelse med den i fællesskab udviklede metode, jf. artikel 73

l) efter aftale fungere som shippingagenter og dermed overføre nettopositioner, jf. artikel 68, stk. 6.

Artikel 9

Vedtagelse af vilkår, betingelser og metoder

1. TSO'erne og NEMO'erne udarbejder de vilkår, betingelser og metoder, der er fastlagt krav om ved denne forordning, og fremsender dem til de kompetente regulerende myndigheder til godkendelse inden for de i denne forordning fastsatte frister. Hvis et forslag til vilkår, betingelser og metoder, der følger af denne forordning, skal udarbejdes og aftales mellem flere TSO'er eller NEMO'er, samarbejder de deltagende TSO'er og NEMO'er tæt herom. Med bistand fra ENTSO for elektricitet informerer TSO'er og NEMO'er regelmæssigt de kompetente regulerende myndigheder og agenturet om fremskridtene med udarbejdelsen af disse vilkår, betingelser og metoder.

2. TSO'er og NEMO'er, der træffer afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 9, stk. 6, træffer deres afgørelse ved kvalificeret flertal, hvis de ikke kan nå til enighed. Det kvalificerede flertal skal opnås i hver af de respektive stemmegrupper for TSO'er og NEMO'er. Et kvalificeret flertal for forslag som omhandlet i artikel 9, stk. 6, kræver således et flertal af:

a) TSO'er eller NEMO'er, der repræsenterer mindst 55 % af medlemsstaterne, og

b) TSO'er eller NEMO'er, der repræsenterer medlemsstater med tilsammen mindst 65 % af Unionens befolkning.

Såfremt der ikke opnås et blokerende mindretal for så vidt angår afgørelser i henhold til artikel 9, stk. 6, som i givet fald skal bestå af TSO'er eller NEMO'er, der repræsenterer mindst fire medlemsstater, anses det kvalificerede flertal for opnået.

Medlemsstaterne tildeles én stemme hver for så vidt angår TSO-afgørelser i henhold til artikel 9, stk. 6. Hvis der er mere end én TSO i en medlemsstat, fordeler medlemsstaten stemmerettighederne mellem TSO'erne.

Medlemsstaterne tildeles én stemme hver for så vidt angår NEMO-afgørelser i henhold til artikel 9, stk. 6. Hver NEMO har et antal stemmer, der svarer til antallet af medlemsstater, som denne er udpeget i. Hvis der er mere end én NEMO i en medlemsstat, fordeler medlemsstaten stemmerettighederne mellem NEMO'erne under hensyntagen til deres respektive volumen repræsenteret ved overført elektricitet i den pågældende medlemsstat i det forgangne regnskabsår.

3. Med undtagelse af de i artikel 43, stk. 1, artikel 44, artikel 56, stk. 1, artikel 63 og artikel 74, stk. 1, omhandlede tilfælde træffer TSO'er, der skal træffe afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder i henhold til artikel 9, stk. 7, deres afgørelse ved kvalificeret flertal, hvis de ikke kan nå til enighed, og hvis de berørte regioner består af mere end fem medlemsstater. Det kvalificerede flertal skal opnås i hver af de respektive stemmegrupper for TSO'er og NEMO'er. Et kvalificeret flertal for forslag som omhandlet i artikel 9, stk. 7, kræver således et flertal af:

a) TSO'er, der repræsenterer mindst 72 % af de berørte medlemsstater, og

b) TSO'er, der repræsenterer medlemsstater med tilsammen mindst 65 % af den berørte regions befolkning.

Såfremt der ikke opnås et blokerende mindretal for så vidt angår afgørelser i henhold til artikel 9, stk. 7, som i givet fald skal bestå af mindst et antal TSO'er, der repræsenterer mindst 35 % af befolkningen i de deltagende medlemsstater og mindst én yderligere berørt medlemsstat, anses det kvalificerede flertal for opnået.

TSO'er, der træffer afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 9, stk. 7, der vedrører regioner bestående af højst fem medlemsstater, træffer deres afgørelse ved enstemmighed.

Medlemsstaterne tildeles én stemme hver for så vidt angår TSO-afgørelser i henhold til artikel 9, stk. 7. Hvis der er mere end én TSO i en medlemsstat, fordeler medlemsstaten stemmerettighederne mellem TSO'erne.

NEMO'er, der træffer afgørelse om forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 9, stk. 7, træffer deres afgørelse ved enstemmighed.

4. Hvis TSO'erne og NEMO'erne ikke fremlægger et forslag vedrørende vilkår, betingelser og metoder til de nationale regulerende myndigheder, inden de i denne forordning fastsatte frister, fremsender de i stedet de relevante udkast til vilkår, betingelser og metoder til de nationale regulerende myndigheder og agenturet og redegør for, hvorfor der ikke kan nås til enighed. Agenturet underretter Kommissionen og undersøger i samarbejde med de kompetente regulerende myndigheder og på Kommissionens anmodning årsagerne til den manglende fremlæggelse af forslag og underretter Kommissionen herom. Kommissionen træffer de foranstaltninger, der er nødvendige for, at de krævede vilkår, betingelser og metoder kan vedtages senest fire måneder efter modtagelse af agenturets underretninger.

5. Hver regulerende myndighed godkender de vilkår, betingelser og metoder, der anvendes til at beregne eller fastlægge den fælles day-ahead- og intraday-kobling, og som udvikles af TSO'erne og NEMO'erne. De er ansvarlige for godkendelsen af de vilkår, betingelser og metoder, der er omhandlet i stk. 6-8.

6. Forslagene til følgende vilkår, betingelser og metoder godkendes af alle regulerende myndigheder:

a) planen for fælles udøvelse af markedskoblingsfunktionerne, jf. artikel 7, stk. 3

b) kapacitetsberegningsregionerne, jf. artikel 15, stk. 1

c) metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug, jf. artikel 16, stk. 1

d) metoden vedrørende den fælles netmodel, jf. artikel 17, stk. 1

e) forslaget til den harmoniserede kapacitetsberegningsmetode, jf. artikel 21, stk. 4

f) backupmetoder, jf. artikel 36, stk. 3

g) den algoritme, der fremlægges af NEMO'erne, jf. artikel 37, stk. 5, herunder TSO'ernes og NEMO'ernes krav til udviklingen af algoritmen, jf. artikel 37, stk. 1

h) produkter, som NEMO'erne kan handle i den fælles day-ahead- og intraday-koblingsproces, jf. artikel 40 og 53

i) maksimums- og minimumspriser, jf. artikel 41, stk. 1, og artikel 54, stk. 2

j) metoden til prisfastsættelse af intraday-kapacitet, jf. artikel 55, stk. 1

k) det områdeoverskridende intraday-markeds åbningstidspunkt og lukketid, jf. artikel 59, stk. 1

l) tidspunktet for bindende day-ahead-kapacitet, jf. artikel 69

m) metoden til fordeling af flaskehalsindtægter, jf. artikel 73, stk. 1.

7. Forslagene til følgende vilkår, betingelser og metoder godkendes af alle regulerende myndigheder i den berørte region:

a) den fælles kapacitetsberegningsmetode, jf. artikel 20, stk. 2

b) afgørelser om indførelsen og udsættelsen af flowbaseret kapacitetsberegning, jf. artikel 20, stk. 2-6, samt undtagelserne hertil, jf. artikel 20, stk. 7

c) metoden til koordineret belastningsomfordeling og modkøb, jf. artikel 35, stk. 1

d) de fælles metoder, der skal anvendes ved beregningen af planlagte udvekslinger, jf. artikel 43, stk. 1, og artikel 56, stk. 1

e) de alternative procedurer, jf. artikel 44

f) komplementære regionale auktioner, jf. artikel 63, stk. 1

g) betingelserne for eksplicit tildeling, jf. artikel 64, stk. 2

h) metoden til fordeling af udgifterne i forbindelse med belastningsomfordeling og modkøb, jf. artikel 74, stk. 1.

8. Følgende vilkår, betingelser og metoder godkendes individuelt af hver regulerende eller anden kompetent myndighed i de berørte medlemsstater:

a) hvor det er relevant, udpegelsen af, samt tilbagekaldelsen og suspenderingen af udpegelsen af NEMO'er, jf. artikel 4, stk. 2, artikel 4, stk. 8, og artikel 4, stk. 9

b) hvis det er relevant, de gebyrer eller metoder til beregning af gebyrer, som NEMO'erne opkræver i forbindelse med handel på day-ahead- og intraday-markedet, jf. artikel 5, stk. 1

c) individuelle TSO'ers forslag til revision af fastsatte budområder, jf. artikel 32, stk. 1, litra d)

d) hvor det er relevant, forslaget om tildeling af overførselskapacitet samt andre ordninger, jf. artikel 45 og 57

e) udgifterne til kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, jf. artikel 75-79

f) hvis det er relevant, fordelingen af de regionale udgifter i forbindelse med den fælles day-ahead- og intraday-kobling, jf. artikel 80, stk. 4.

9. Forslaget til vilkår, betingelser og metoder skal omfatte et forslag til tidsrammen for gennemførelsen af disse og en beskrivelse af deres forventede betydning for målene i denne forordning. Forslag til vilkår, betingelser og metoder, der skal godkendes af flere eller alle regulerende myndigheder, fremlægges for agenturet, samtidig med at de fremlægges for de regulerende myndigheder. På anmodning fra de kompetente regulerende myndigheder afgiver agenturet inden for tre måneder en udtalelse om forslagene til vilkår, betingelser og metoder.

10. Hvor godkendelsen af vilkår, betingelser og metoder kræver, at mere end én regulerende myndighed træffer en afgørelse, rådfører, samarbejder og koordinerer de kompetente regulerende myndigheder tæt med hinanden med henblik på at nå til enighed. Hvor det er relevant, tager de kompetente regulerende myndigheder agenturets udtalelse i betragtning. De regulerende myndigheder træffer afgørelse om de fremlagte vilkår, betingelser og metoder, jf. stk. 6-8, senest seks måneder efter at de, eller i givet fald den sidste berørte regulerende myndighed, har modtaget de omhandlede vilkår, betingelser og metoder.

11. Hvis de regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed inden udløbet af den i stk. 10 omhandlede frist, eller de i fællesskab anmoder herom, vedtager agenturet inden for seks måneder en afgørelse om de fremlagte forslag til vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 8, stk. 1, i forordning (EF) nr. 713/2009.

12. Hvis en eller flere regulerende myndigheder anmoder om en ændring for at kunne godkende de vilkår, betingelser og metoder, der er stillet forslag om i henhold til stk. 6-8, fremlægger de relevante TSO'er eller NEMO'er senest to måneder efter de regulerende myndigheders anmodning et ændret forslag til vilkår, betingelser og metoder til godkendelse. De kompetente regulerende myndigheder træffer afgørelse om de ændrede vilkår, betingelser og metoder senest to måneder efter fremlæggelsen. Hvis de kompetente regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed om de i stk. 6 og 7 omhandlede vilkår, betingelser og metoder inden fristen på to måneder, eller de i fællesskab anmoder herom, vedtager agenturet inden for seks måneder en afgørelse om de ændrede vilkår, betingelser og metoder, jf. artikel 8, stk. 1, i forordning (EF) nr. 713/2009. Hvis de relevante TSO'er eller NEMO'er ikke fremlægger et ændret forslag til vilkår, betingelser og metoder finder proceduren i stk. 4 i denne artikel anvendelse.

13. TSO'er og NEMO'er, der er ansvarlige for at udarbejde et forslag til vilkår, betingelser og metoder, eller regulerende myndigheder, der er ansvarlige for at vedtage disse, jf. stk. 6-8, kan anmode om en ændring af disse vilkår, betingelser og metoder.

Forslagene om ændring af vilkår, betingelser og metoder sendes i høring i overensstemmelse med proceduren i artikel 12 og godkendes i overensstemmelse med proceduren i nærværende artikel.

14. De TSO'er og NEMO'er, der er ansvarlige for at fastlægge de i denne forordning omhandlede vilkår, betingelser og metoder, offentliggør dem på internettet, når de kompetente regulerende myndigheder har godkendt dem, eller, hvis en sådan godkendelse ikke er påkrævet, når de er fastlagt, undtagen hvis disse oplysninger anses som værende fortrolige i henhold til artikel 13.

Artikel 10

Daglig drift af den fælles day-ahead- og intraday-kobling

TSO'er og NEMO'er organiserer i fællesskab den daglige drift af den fælles day-ahead- og intraday-kobling. De mødes jævnligt for at drøfte og træffe beslutninger om operationelle spørgsmål vedrørende den daglige drift. TSO'erne og NEMO'erne inviterer agenturet og Kommissionen til at deltage i disse møder som observatører og offentliggør kortfattede referater af disse møder.

Artikel 11

Inddragelse af interesserede parter

I tæt samarbejde med ENTSO for elektricitet arrangerer agenturet, at interesseparterne inddrages i forhold til den fælles day-ahead- og intraday-kobling samt andre aspekter af gennemførelsen af denne forordning. Dette indebærer regelmæssige møder med interesseparterne med henblik på identifikation af eventuelle problemer og forslag til forbedringer, navnlig hvad angår den fælles day-ahead- og intraday-kobling. Dette erstatter imidlertid ikke de i artikel 12 omhandlede høringer af interesseparterne.

Artikel 12

Høringer

1. TSO'er og NEMO'er, der er ansvarlige for at fremlægge forslag til vilkår, betingelser og metoder eller ændringer heraf i henhold til denne forordning, hører interesseparterne, herunder de relevante myndigheder i hver medlemsstat, om udkastene til forslag til vilkår, betingelser og metoder i de tilfælde, der udtrykkeligt er fastsat i denne forordning. Høringen løber over en periode på mindst en måned.

2. Forslag, der fremlægges af TSO'er og NEMO'er på EU-plan, offentliggøres og sendes i høring på EU-plan. Forslag, der fremlægges af TSO'er og NEMO'er på regionalt plan, sendes som minimum i høring på regionalt plan. Parter, der fremlægger forslag på bilateralt eller multilateralt plan hører som minimum de berørte medlemsstater.

3. De enheder, der er ansvarlige for forslaget til vilkår, betingelser og metoder, tager behørigt hensyn til de synspunkter, som interesseparterne fremsætter i forbindelse med de høringer, der gennemføres i henhold til stk. 1, inden forslaget fremsendes til godkendelse hos myndighederne, hvis dette kræves i henhold til artikel 9, eller inden offentliggørelse af forslaget i alle andre tilfælde. I alle tilfælde udarbejdes en klar og holdbar begrundelse for at indarbejde eller ikke indarbejde synspunkterne fra høringerne i forslaget, som vedlægges forslaget og offentliggøres inden for rimelig tid inden eller samtidig med offentliggørelsen af forslaget til vilkår, betingelser og metoder.

Artikel 13

Tavshedspligt

1. Enhver fortrolig oplysning, der modtages, udveksles eller videregives i medfør af denne forordning, er underlagt de vilkår om tavshedspligt, der er fastsat i stk. 2-4.

2. Tavshedspligten gælder alle personer, der er omfattet af bestemmelserne i denne forordning.

3. Fortrolige oplysninger, som de i stk. 2 omhandlede personer modtager i forbindelse med deres hverv, må ikke videregives til andre personer eller myndigheder, uden at dette berører tilfælde, der er omfattet af national lovgivning, andre bestemmelser i denne forordning eller anden relevant EU-lovgivning.

4. Uden at dette berører tilfælde, der er omfattet af national lovgivning, anvender de regulerende myndigheder, organer eller personer, som modtager fortrolige oplysninger i medfør af denne forordning, udelukkende disse oplysninger i forbindelse med udøvelsen af deres funktioner i henhold til denne forordning.

AFSNIT II

KRAV TIL VILKÅR, BETINGELSER OG METODER VEDRØRENDE KAPACITETSTILDELING OG HÅNDTERING AF KAPACITETSBEGRÆNSNINGER

KAPITEL 1

Kapacitetsberegning

Afdeling 1

Generelle krav

Artikel 14

Tidsrammer for kapacitetsberegningen

1. Alle TSO'er beregner som minimum overførselskapaciteten for følgende tidsrammer:

a) day-ahead-tidsrammen for day-ahead-markedet

b) intraday-tidsrammen for intraday-markedet.

2. For day-ahead-markedets tidsramme beregnes individuelle værdier for overførselskapaciteten for hver tidsenhed for day-ahead-markedet. For intraday-markedets tidsramme beregnes individuelle værdier for overførselskapaciteten for hver resterende tidsenhed for intraday-markedet.

3. For day-ahead-markedets tidsramme baseres kapacitetsberegningen på de senest tilgængelige oplysninger. Ajourføringen af oplysninger for day-ahead-markedets tidsramme begynder ikke før kl. 15.00 markedstid to dage før leveringsdøgnet.

4. TSO'erne i hver kapacitetsberegningsregion sikrer, at overførselskapaciteten beregnes på ny inden for intraday-tidsrammen og ud fra de senest tilgængelige oplysninger. Hyppigheden af disse nye beregninger tager højde for effektiviteten og driftssikkerheden.

Artikel 15

Kapacitetsberegningsregioner

1. Senest tre måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse samarbejder TSO'erne om at udarbejde et fælles forslag om fastsættelse af kapacitetsberegningsregioner. Forslaget sendes i høring i overensstemmelse med artikel 12.

2. Det i stk. 1 omhandlede forslag skal definere de budområdegrænser, som tildeles de TSO'er, der er medlem af en kapacitetsberegningsregion. Følgende krav skal opfyldes:

a) det tager de regioner, der er fastsat i punkt 3.2 i bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009, i betragtning

b) hver budområdegrænse, eller i givet fald to adskilte budområdegrænser, hvor der er sammenkobling mellem to budområder, placeres i én kapacitetsberegningsregion

c) hver TSO anvises som minimum til alle de kapacitetsberegningsregioner, hvor denne har budområdegrænser.

3. Kapacitetsberegningsregioner, der anvender den flowbaserede tilgang, samles i én kapacitetsberegningsregion, såfremt følgende kumulative betingelser er opfyldt:

a) deres transmissionssystemer er direkte forbundet med hinanden

b) de deltager i det samme fælles day-ahead- eller intraday-koblingsområde

c) det er mere lønsomt at samle dem, end at holde dem adskilt. De kompetente regulerende myndigheder kan anmode de berørte TSO'er om en fælles cost-benefit-analyse til brug for vurdering af lønsomheden.

Afdeling 2

Den fælles netmodel

Artikel 16

Metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug

1. Senest 10 måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse udarbejder TSO'erne i fællesskab et forslag til en fælles metode til fremsendelse af data om produktion og forbrug, der er nødvendige for at udarbejde den fælles netmodel, og som sendes i høring i overensstemmelse med artikel 12. Forslaget omfatter en begrundelse, der er baseret på målene for denne forordning, og som udpeger årsagerne til, at disse oplysninger er påkrævede.

2. Forslaget til metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug fastsætter, hvilke produktionsenheder og systembelastende enheder, der er forpligtede til at afgive data til deres respektive TSO med henblik på kapacitetsberegning.

3. Forslaget til metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug fastsætter desuden, hvilke data produktionsenhederne og de systembelastende enheder skal fremsende til TSO'erne. Disse oplysninger omfatter som minimum:

a) oplysninger om deres tekniske karakteristika

b) oplysninger om produktionsenhedernes og de systembelastende enheders disponibilitet

c) oplysninger om produktionsenhedernes produktionsplaner

d) relevante tilgængelige oplysninger om lastfordelingen for produktionsenhederne.

4. Metoden fastsætter de frister, inden for hvilke produktionsenhederne og de systembelastende enheder skal fremsende de i stk. 3 omhandlede oplysninger.

5. Alle TSO'er anvender og deler de i stk. 3 omhandlede oplysninger med de andre TSO'er. De i stk. 3, litra d), omhandlede oplysninger anvendes udelukkende til kapacitetsberegning.

6. Senest to måneder efter at alle regulerende myndigheder har godkendt metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug, offentliggør ENTSO for elektricitet:

a) en liste over de enheder, der forpligtet til at fremsende oplysninger til TSO'erne

b) en liste over de i stk. 3 omhandlede oplysninger, der skal fremsendes

c) fristerne for fremsendelse af oplysningerne.

Artikel 17

Metoden vedrørende den fælles netmodel

1. Senest 10 måneder efter denne forordnings ikrafttrædelse udarbejder TSO'erne i fællesskab et forslag til en metode vedrørende den fælles netmodel. Forslaget sendes i høring i overensstemmelse med artikel 12.

2. Metoden vedrørende den fælles netmodel skal gøre det muligt at udarbejde en fælles netmodel. Denne skal som minimum omfatte følgende punkter:

a) definitioner af scenarioer, jf. artikel 18

b) en definition af de individuelle netmodeller, jf. artikel 19

c) en beskrivelse af processen for sammenstillingen af de individuelle netmodeller til modellen af det fælles net.

Artikel 18

Scenarioer

1. Alle TSO'er samarbejder om at udarbejde fælles scenarioer for hver kapacitetsberegningstidsramme, jf. artikel 14, stk. 1, litra a) og b). De fælles scenarioer bruges til at beskrive en specifik forudberegnet situation for så vidt angår produktion, forbrug og nettopologi for transmissionssystemet i den fælles netmodel.

2. Der udarbejdes et scenario pr. tidsenhed for markedet for både day-ahead- og intraday-tidsrammen for kapacitetsberegning.

3. For hvert scenario udarbejder TSO'erne i fællesskab et udkast til fælles regler for bestemmelse af nettopositionen for hvert budområde og flowet for hver jævnstrømsforbindelse. Disse fælles regler baseres på de bedste prognoser for nettopositionen for hvert budområde og på den bedste prognose for flowet på hver jævnstrømsforbindelse for hvert scenario og omfatter den samlede balance mellem forbrug og produktion for transmissionssystemet i Unionen. Der foretages ingen unødig diskrimination mellem intern og områdeoverskridende udveksling i forbindelse med definitionen af scenarioerne, jf. punkt 1.7 i bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009.

Artikel 19

Den individuelle netmodel

1. For hvert budområde og hvert scenario:

a) udarbejder TSO'erne i budområdet i fællesskab én enkelt model af det individuelle net, som overholder bestemmelserne i artikel 18, stk. 3, eller

b) udarbejder hver TSO i budområdet en individuel netmodel for sit eget systemområde, herunder sammenkoblinger, forudsat at summen af nettopositionerne i de systemområder, herunder samkøringslinjer, der dækker budområdet, overholder bestemmelserne i artikel 18, stk. 3.

2. Hver individuel netmodel afspejler den bedst mulige prognose for transmissionssystemforholdene for hvert scenario, der er fastlagt af den eller de pågældende TSO'er på det tidspunkt, hvor modellen udarbejdes.

3. De individuelle netmodeller omfatter alle netkomponenter i transmissionssystemet, der anvendes i den regionale driftssikkerhedsanalyse for den pågældende tidsramme.

4. TSO'erne harmoniserer den måde de individuelle netmodeller opstilles på så meget som muligt.

5. Hver TSO afgiver alle nødvendige data i den individuelle netmodel med henblik på at muliggøre overførsel af såvel aktiv som reaktiv effekt og statistiske spændingsanalyser.

6. Hvis det er hensigtsmæssigt, og hvis alle TSO'er i en kapacitetsberegningsregion er enige herom, udveksler TSO'erne i den pågældende kapacitetsberegningsregion data med henblik på at muliggøre spændingsanalyser og dynamiske stabilitetsanalyser.

Afdeling 3

Kapacitetsberegningsmetoder

Artikel 20

Indførelse af flowbaseret kapacitetsberegning

1. Hvad angår day-ahead-markedets tidsramme og intraday-markedets tidsramme anvendes den flowbaserede tilgang i de fælles kapacitetsberegningsmetoder undtagen i tilfælde, hvor kravet i stk. 7 er opfyldt.

2. Senest 10 måneder efter godkendelse af et forslag til en kapacitetsberegningsregion, jf. artikel 15, stk. 1, fremlægger TSO'erne i den pågældende kapacitetsberegningsregion et forslag til en fælles koordineret kapacitetsberegningsmetode for regionen. Forslaget sendes i høring i overensstemmelse med artikel 12. For så vidt angår kapacitetsberegningsregioner, der er baseret på regionerne »Nordvesteuropa« (»NVE«) og »det centrale Østeuropa« (»CØE«), jf. bilag I, punkt 3.2, litra b) og d), til forordning (EF) nr. 714/2009, samt for så vidt angår regioner som omhandlet i stk. 3 og 4, suppleres forslaget til kapacitetsberegningsmetoden for regionen, jf. dette stykke, med en fælles ramme for koordinering af og kompatibilitet mellem flowbaserede metoder på tværs af regioner, som udarbejdes i henhold til stk. 5.

3. Uden at dette berører kravet i stk. 1, kan TSO'er fra den kapacitetsberegningsregion, der omfatter Italien, jf. bilag I, punkt 3.2, litra c), til forordning (EF) nr. 714/2009, forlænge fristen for fremsendelse af et forslag til en fælles kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang for den respektive region, jf. stk. 2, med op til seks måneder, efter at Schweiz har tilsluttet sig den fælles day-ahead-kobling. Forslaget behøver ikke omfatte budområdegrænser i Italien eller mellem Italien og Grækenland.

4. Senest seks måneder efter at alle det sydøsteuropæiske energifællesskabs kontraherende parter deltager i den fælles day-ahead-kobling, fremlægger TSO'erne fra, som minimum, Kroatien, Rumænien, Bulgarien og Grækenland i fællesskab et forslag om indførelse af en fælles kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang for både day-ahead- og intraday-tidsrammen. Forslaget skal omfatte en dato for gennemførelsen af den fælles kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang, der ikke ligger senere end to år efter, at alle det sydøsteuropæiske energifællesskabs kontraherende parter deltager i den fælles day-ahead-kobling. TSO'er fra medlemsstater, der deler grænser med andre regioner, opfordres til at tilslutte sig initiativerne om gennemførelse af en fælles kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang med disse regioner.

5. Så snart to eller flere kapacitetsberegningsregioner, der grænser op til hinanden, i samme synkrone område alle har gennemført en kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang for day-ahead- eller intraday-tidsrammen, anses de i denne sammenhæng for at være én region, og TSO'erne fra denne region fremlægger inden for seks måneder et forslag til gennemførelse af en fælles kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang for både day-ahead- og intraday-tidsrammen. Forslaget skal omfatte en dato for gennemførelsen af den fælles tværregionale kapacitetsberegningsmetode, der ikke ligger senere end 12 måneder efter gennemførelsen af den flowbaserede tilgang i disse regioner for så vidt angår day-ahead-tidsrammen og 18 måneder for så vidt angår intraday-tidsrammen. Tidsfristerne i dette stykke kan tilpasses i henhold til stk. 6.

Det kan besluttes, at den metode, som udarbejdes i de to kapacitetsberegningsregioner, der har påbegyndt udarbejdelsen af en fælles kapacitetsberegningsmetode, indføres først, inden der udarbejdes en fælles kapacitetsberegningsmetode med eventuelle andre kapacitetsberegningsregioner.

6. Hvis de berørte TSO'er kan påvise, at anvendelsen af fælles flowbaserede metoder, jf. stk. 4 og 5, endnu ikke er mere lønsom ved antagelse af det samme driftssikkerhedsniveau, kan de i fællesskab anmode de kompetente regulerende myndigheder om at udsætte fristerne.

7. TSO'erne kan i fællesskab anmode de kompetente regulerende myndigheder om, at den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode anvendes i regioner og på budområdegrænser, der ikke er omhandlet i stk. 2-4, hvis de berørte TSO'er kan påvise, at anvendelsen af den fælles kapacitetsberegningsmetode baseret på den flowbaserede tilgang endnu ikke er mere lønsom sammenlignet med den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode ved antagelse af det samme driftssikkerhedsniveau i den berørte region.

8. For at gøre det muligt for markedsdeltagerne at tilpasse sig ændringer i kapacitetsberegningsmetoden tester de berørte TSO'er den nye metode sideløbende med anvendelsen af den eksisterende metode og involverer markedsdeltagerne i mindst seks måneder, før et forslag om at ændre kapacitetsberegningsmetoden gennemføres.

9. TSO'erne i hver kapacitetsberegningsregion, der anvender den flowbaserede tilgang, udvikler et værktøj, som gør det muligt at vurdere interaktionen mellem overførselskapaciteter og områdeoverskridende udveksling mellem budområder, og stiller det til rådighed for markedsdeltagerne.

Artikel 21

Kapacitetsberegningsmetoden

1. Forslaget til den fælles kapacitetsberegningsmetode for en kapacitetsberegningsregion som udarbejdet i henhold til artikel 20, stk. 2, omfatter som minimum følgende for hver kapacitetsberegningstidsramme:

a) metoder til beregning af data til brug ved kapacitetsberegningen, som omfatter følgende: i) metoden til fastsættelse af sikkerhedsmargenen, jf. artikel 22 ii) metoderne til fastlæggelse af driftsmæssige sikkerhedsgrænser, driftsforstyrrelser, der er relevante for kapacitetsberegningen, samt allokeringsbegrænsninger, der måtte finde anvendelse, jf. artikel 23 iii) metoden vedrørende produktionsforskydningsnøgler, jf. artikel 24 iv) metoden til fastsættelse af afhjælpende tiltag, der skal medtages i kapacitetsberegningen, jf. artikel 25

b) en detaljeret beskrivelse af kapacitetsberegningsmetoden, som omfatter følgende: i) en matematisk beskrivelse af den anvendte kapacitetsberegningsmetode med forskellige kapacitetsberegningsdata ii) regler til undgåelse af unødig diskrimination mellem intern og områdeoverskridende udveksling med henblik på at sikre overholdelse af punkt 1.7 i bilag I til forordning (EF) nr. 714/2009 iii) regler, der, hvor det er relevant, tager højde for tidligere fordelt overførselskapacitet iv) regler for tilpasningen af flowet på kritiske netkomponenter eller af overførselskapacitet som følge af afhjælpende tiltag, jf. artikel 25 v) for så vidt angår den flowbaserede metode, en matematisk beskrivelse af beregningen af distributionsfaktorer for overførsel samt beregningen af margener til rådighed på kritiske netkomponenter vi) for så vidt angår den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode, reglerne for beregning af overførselskapacitet, herunder reglerne for effektiv deling af flowkapaciteten på kritiske netkomponenter mellem forskellige budområdegrænser vii) hvor flowet på kritiske netkomponenter påvirkes af områdeoverskridende udveksling i forskellige kapacitetsberegningsregioner, reglerne for deling af flowkapacitet på kritiske netkomponenter mellem forskellige kapacitetsberegningsregioner med henblik på at tage højde for dette flow

c) en metode til validering af overførselskapacitet, jf. artikel 26.

2. For kapacitetsberegning for intraday-tidsrammen angiver kapacitetsberegningsmetoden desuden, hvor hyppigt kapaciteten beregnes på ny, jf. artikel 14, stk. 4, begrunder den valgte hyppighed.

3. Kapacitetsberegningsmetoden omfatter alternative procedurer, for det tilfælde at den indledende kapacitetsberegning ikke giver resultater.

4. Alle TSO'er i hver kapacitetsberegningsregion anvender så vidt muligt harmoniserede kapacitetsberegningsdata. Senest den 31. december 2020 anvender alle regioner en harmoniseret kapacitetsberegningsmetode, som navnlig fastsætter en harmoniseret kapacitetsberegningsmetode til brug for henholdsvis den flowbaserede tilgang og den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode. Der foretages en bedømmelse af lønsomheden af harmoniseringen af kapacitetsberegningsmetoder, idet harmoniseringen af de flowbaserede metoder og de koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetoder med det samme driftsikkerhedsniveau vurderes. Alle TSO'er fremsender deres vurdering sammen med et forslag vedrørende overgangen til en harmoniseret kapacitetsberegningsmetode til alle regulerende myndigheder senest 12 måneder efter, at to eller flere kapacitetsberegningsregioner har gennemført en fælles kapacitetsberegningsmetode, jf. artikel 20, stk. 5.

Artikel 22

Metoden til fastsættelse af sikkerhedsmargenen

1. Forslaget til en fælles kapacitetsberegningsmetode skal omfatte en metode til fastsættelse af sikkerhedsmargenen. Metoden til fastsættelse af sikkerhedsmargenen består af to trin. Først anslår de relevante TSO'er sandsynlighedsfordelingen af afvigelserne mellem det forventede flow på tidspunktet for kapacitetsberegningen og det faktiske flow i realtid. Dernæst beregnes sikkerhedsmargenen ved at aflede en værdi af sandsynlighedsfordelingen.

2. Metoden til fastsættelse af sikkerhedsmargenen fastsætter principperne for beregning af sandsynlighedsfordelingen af afvigelserne mellem det forventede flow på tidspunktet for kapacitetsberegningen og det faktiske flow i realtid samt specificerer de usikkerheder, der skal tages højde for ved beregningen. Med henblik på at bestemme disse usikkerheder tager metoden navnlig højde for:

a) utilsigtede afvigelser i det fysiske flow inden for en tidsenhed for markedet, der skyldes tilpasningen af flowet inden for og mellem systemområder med henblik på at opretholde en konstant frekvens

b) usikkerheder, der kan have indvirkning på kapacitetsberegningen, og som kan opstå mellem tidsrammen for kapacitetsberegningen og realtid for den pågældende tidsenhed for markedet.

3. TSO'erne fastlægger i metoden til fastsættelse af sikkerhedsmargenen desuden fælles, harmoniserede principper for afledning af sikkerhedsmargenen af sandsynlighedsfordelingen.

4. På grundlag af den i stk. 1 vedtagne metode fastsætter TSO'erne sikkerhedsmargenen, idet de respekterer de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og under hensyntagen til usikkerhederne mellem kapacitetsberegningstidsrammen og realtid samt de afhjælpende tiltag, der måtte være til rådighed efter kapacitetsberegningen.

5. For hver kapacitetsberegningstidsramme fastsætter de berørte TSO'er sikkerhedsmargenen for de kritiske netkomponenter, som den flowbaserede tilgang anvendes på, og for den overførselskapacitet, som den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode anvendes på.

Artikel 23

Metoderne vedrørende driftsmæssige sikkerhedsgrænser, driftsforstyrrelser og allokeringsbegrænsninger

1. Alle TSO'er skal respektere de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og driftsforstyrrelser, der anvendes i driftssikkerhedsanalysen.

2. Hvis de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og driftsforstyrrelser, der anvendes til kapacitetsberegning, ikke er de samme som dem, der anvendes til driftssikkerhedsanalyse, beskriver TSO'erne i forslaget til den fælles kapacitetsberegningsmetode den særlige metode og de kriterier, de har anvendt til at fastlægge de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og driftsforstyrrelser, der anvendes til kapacitetsberegning.

3. Hvis TSO'erne anvender allokeringsbegrænsninger, kan disse kun fastlægges ved brug af:

a) begrænsninger, der er nødvendige for at holde transmissionssystemet inden for de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, og som ikke på lønsom vis kan omdannes til maksimale flow på kritiske netkomponenter, eller

b) begrænsninger, der har til formål at øge det økonomiske overskud for den fælles day-ahead- eller intraday-kobling.

Artikel 24

Metoden vedrørende produktionsforskydningsnøgler

1. Forslaget til en fælles kapacitetsberegningsmetode skal omfatte et forslag til en metode til fastsættelse af en fælles produktionsforskydningsnøgle for hvert budområde og scenario, der er fastsat i henhold til artikel 18.

2. Produktionsforskydningsnøglerne skal afspejle den bedste prognose for overførslen af en ændring i nettopositionen i et budområde til en specifik ændring i produktionen eller forbruget i den fælles netmodel. Denne prognose anvender navnlig oplysninger fra metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug.

Artikel 25

Metoden til fastsættelse af afhjælpende tiltag, der skal medtages i kapacitetsberegningen

1. Alle TSO'er i en kapacitetsberegningsregion fastsætter individuelt de disponible afhjælpende tiltag, der skal medtages i kapacitetsberegningen for at fremme målene i denne forordning.

2. Hver TSO i en kapacitetsberegningsregion koordinerer med de andre TSO'er i regionen om anvendelsen af afhjælpende tiltag, der skal medtages i kapacitetsberegningen, og deres faktiske anvendelse i realtidsdriften.

3. For at gøre det muligt at medtage afhjælpende tiltag i kapacitetsberegningen skal alle TSO'er i en kapacitetsberegningsregion være enige om anvendelsen af afhjælpende tiltag, der kræver handling fra mere end én TSO.

4. Hver TSO sikrer, at de afhjælpende tiltag medtages i kapacitetsberegningen, på betingelse af at de disponible afhjælpende tiltag, der resterer efter beregningen, i kombination med den i artikel 22 omhandlede sikkerhedsmargen, er tilstrækkelige til at opretholde driftssikkerheden.

5. Hver TSO medtager disponible ikke-omkostningskrævende afhjælpende tiltag i kapacitetsberegningen.

6. Hver TSO sikrer, at de afhjælpende tiltag, der skal medtages i kapacitetsberegningen, er de samme for alle tidsrammer for kapacitetsberegningen, under hensyntagen til deres tekniske disponibilitet for hver tidsramme for kapacitetsberegningen.

Artikel 26

Metoden til validering af overførselskapacitet

1. Hver TSO validerer og har ret til at korrigere overførselskapacitet, der er relevant for dennes budområdegrænser eller kritiske netkomponenter, og som tildeles af den ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning, jf. artikel 27-31.

2. Hvis den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode anvendes, inkluderer TSO'erne i den pågældende kapacitetsberegningsregion en regel til fordeling af korrektionen af overførselskapaciteten mellem de forskellige budområdegrænser i den i artikel 21 omhandlede kapacitetsberegningsmetode.

3. Hver TSO kan reducere overførselskapaciteten i forbindelse med den i stk. 1 omhandlede validering af overførselskapacitet under henvisning til driftssikkerheden.

4. I løbet af kapacitetsberegnings- og valideringsprocessen koordinerer hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning med de ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning i naboområderne.

5. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning fremsender hver tredje måned en rapport med alle reduktioner foretaget i forbindelse med valideringen af overførselskapacitet, jf. stk. 3, til alle regulerende myndigheder i kapacitetsberegningsregionen. Denne rapport omfatter placeringen og mængden for hver reduktion i overførselskapaciteten samt en begrundelse for reduktionen.

6. De regulerende myndigheder i kapacitetsberegningsregionen træffer afgørelse om at offentliggøre hele eller dele af den i stk. 5 omhandlede rapport.

Afdeling 4

Kapacitetsberegningsprocessen

Artikel 27

Almindelige bestemmelser

1. Senest seks måneder efter afgørelsen om metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug, jf. artikel 16, og metoden vedrørende den fælles netmodel, jf. artikel 17, organiserer alle TSO'erne processen vedrørende sammenstillingen af de individuelle netmodeller.

2. Senest fire måneder efter afgørelserne om kapacitetsberegningsmetoderne, jf. artikel 20 og 21, etablerer TSO'erne i hver kapacitetsberegningsregion i fællesskab de enheder, der er ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning, og fastsætter regler for deres virke.

3. Som en del af den rapport om kapacitetsberegning og -tildeling, der udarbejdes hvert andet år i henhold til artikel 31, reviderer alle TSO'erne i hver kapacitetsberegningsregion kvaliteten af de data, der anvendes ved kapacitetsberegningen.

4. Alle TSO'er reviderer og ajourfører på baggrund af de senest tilgængelige oplysninger jævnligt, og mindst en gang om året, følgende:

a) de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, driftsforstyrrelser og allokeringsbegrænsninger, der anvendes ved kapacitetsberegningen

b) den forventede fordeling af afvigelserne mellem det forventede flow på tidspunktet for kapacitetsberegningen og det faktiske flow i realtid, som anvendes til beregningen af sikkerhedsmargener

c) de afhjælpende tiltag, der medtages i kapacitetsberegningen

d) anvendelsen af metoderne til fastsættelse af produktionsforskydningsnøgler, kritiske netkomponenter og driftsforstyrrelser, jf. artikel 22-24.

Artikel 28

Udarbejdelse af en fælles netmodel

1. For hver tidsramme for kapacitetsberegningen, jf. artikel 14, stk. 1, fremsender hver produktionsenhed eller systembelastende enhed, der er omfattet af artikel 16, inden den fastsatte frist de data, der er fastsat i metoden vedrørende fremsendelse af data om produktion og forbrug, til den TSO, der er ansvarlig for det pågældende systemområde.

2. Hver produktionsenhed eller systembelastende enhed, der fremsender data i henhold til artikel 16, stk. 3, afleverer det mest pålidelige overslag, som det er praktisk muligt at give.

3. Hver TSO udarbejder for hver tidsramme for kapacitetsberegningen en individuel netmodel for hvert scenario, jf. artikel 19, med henblik på sammenstilling af alle de individuelle netmodeller til modellen af det fælles net.

4. Hver TSO fremsender det mest pålidelige overslag, som det er praktisk muligt at give, for hver individuel netmodel til den TSO, der er ansvarlig for at sammenstille de individuelle netmodeller til modellen af det fælles net.

5. For hver tidsramme for kapacitetsberegningen udarbejdes der for hvert scenario som omhandlet i artikel 18 en enkelt model af det fælles net, der dækker hele Unionen, ved at sammenstille data fra alle TSO'er, der anvender kapacitetsberegningsprocessen, jf. stk. 3 i nærværende artikel.

Artikel 29

Regional beregning af overførselskapacitet

1. For hver tidsramme for kapacitetsberegningen fremsender TSO'erne oplysninger til de ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning og alle de andre TSO'er i kapacitetsberegningsregionen om: de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, produktionsforskydningsnøgler, afhjælpende tiltag, sikkerhedsmargener, allokeringsbegrænsninger samt tidligere tildelt overførselskapacitet.

2. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning udarbejder en driftssikkerhedsanalyse og anvender dertil de driftsmæssige sikkerhedsgrænser ved hjælp af den model af det fælles net, der er udarbejdet for hvert scenario, jf. artikel 28, stk. 5.

3. Ved beregningen af overførselskapacitet skal hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning:

a) anvende produktionsforskydningsnøgler til beregningen af virkningen af ændringer i budområdets nettoposition og flowet på hver jævnstrømsforbindelse

b) ignorere de kritiske netkomponenter, der ikke påvirkes væsentligt af ændringer i budområdets nettoposition, jf. den i artikel 21 fastsatte metode, og

c) sikre, at alle sæt nettopositioner i budområdet og flowet på hver jævnstrømsforbindelse, der ikke overstiger overførselskapaciteten, overholder de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og sikkerhedsmargener, jf. artikel 21, stk. 1, litra a), nr. i) og ii), og tage højde for allerede tildelt overførselskapacitet, jf. artikel 21, stk. 1, litra b), nr. iii).

4. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning optimerer overførselskapaciteten ved hjælp af de disponible afhjælpende tiltag, der er medtaget i kapacitetsberegningen, jf. artikel 21, stk. 1, litra a), nr. iv).

5. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning anvender de regler om deling, der er fastsat i henhold til artikel 21, stk. 1, litra b), nr. vi).

6. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning respekterer den matematiske beskrivelse af den anvendte kapacitetsberegningsmetode, jf. artikel 21, stk. 1, litra b), nr. i).

7. Alle ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning, der anvender den flowbaserede tilgang:

a) anvender data om de driftsmæssige sikkerhedsgrænser til beregning af det maksimale flow på kritiske netkomponenter

b) anvender den fælles netmodel, produktionsforskydningsnøglerne og driftsforstyrrelserne til beregningen af distributionsfaktorer for overførsel

c) anvender distributionsfaktorerne for overførsel til beregningen af det flow, der følger af tidligere tildelt overførselskapacitet i kapacitetsberegningsregionen

d) beregner flowet på de kritiske netkomponenter for hvert scenario (under hensyntagen til driftsforstyrrelserne) og justerer dem, under antagelse af at der ikke finder områdeoverskridende udveksling sted inden for kapacitetsberegningsregionen, og idet reglerne til undgåelse af unødig diskrimination mellem intern og områdeoverskridende udveksling anvendes, jf. artikel 21, stk. 1, litra b), nr. ii)

e) beregner de disponible margener på kritiske netkomponenter, under hensyntagen til driftsforstyrrelser, som skal svare til det maksimale flow reduceret med det i litra d) justerede flow, sikkerhedsmargenerne og det flow, der følger af tidligere tildelt overførselskapacitet

f) justerer de disponible margener på de kritiske netkomponenter eller distributionsfaktorerne for overførsel ved hjælp af de disponible afhjælpende tiltag, der skal medtages i kapacitetsberegningen, jf. artikel 25.

8. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning, der anvender den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode:

a) anvender den fælles netmodel, produktionsforskydningsnøglerne og driftsforstyrrelserne til at beregne den maksimale udveksling på budområdegrænser, som skal svare til den maksimale beregnede udveksling mellem to budområder på begge sider af budområdegrænsen under hensyntagen til de driftsmæssige sikkerhedsgrænser

b) justerer den maksimale udveksling ved hjælp af de afhjælpende tiltag, der er medtaget i kapacitetsberegningen, jf. artikel 25

c) justerer den maksimale udveksling ved hjælp af reglerne om undgåelse af unødig diskrimination mellem intern og områdeoverskridende udveksling, jf. artikel 21, stk. 1, litra b), nr. ii)

d) anvender de i artikel 21, stk. 1, litra b), nr. vi) omhandlede regler til effektiv deling af flowkapacitet på kritiske netkomponenter på tværs af forskellige budområdegrænser

e) beregner overførselskapaciteten, som skal svare til den maksimale udveksling justeret for sikkerhedsmargenen og tidligere tildelt overførselskapacitet.

9. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning samarbejder med de ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning i naboområderne. TSO'erne i naboområderne sikrer dette samarbejde ved at udveksle og bekræfte oplysninger om den indbyrdes afhængighed med den relevante regionale ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning med henblik på kapacitetsberegning og validering. TSO'erne i naboområderne fremsender oplysninger om den indbyrdes afhængighed til de ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning, inden kapacitetsberegningen foretages. Den rapport, der udarbejdes hvert andet år i henhold til artikel 31, skal omfatte en vurdering af disse oplysningers nøjagtighed og, i givet fald, korrigerende foranstaltninger.

10. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning fastsætter:

a) flowbaserede parametre for hvert budområde i kapacitetsberegningsregionen, hvis den flowbaserede tilgang anvendes, eller

b) værdier for overførselskapaciteten for hver budområdegrænse i kapacitetsberegningsregionen, hvis den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode anvendes.

11. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning fremsender overførselskapaciteten til alle TSO'er i den pågældende kapacitetsberegningsregion til validering, jf. artikel 21, stk. 1, litra c).

Artikel 30

Validering og levering af overførselskapacitet

1. Hver TSO validerer resultatet af den regionale kapacitetsberegning for dennes budområdegrænser eller kritiske netkomponenter, jf. artikel 26.

2. Hver TSO sender sin kapacitetsvalidering og sine allokeringsbegrænsninger til den relevante ansvarlige for den koordinerede kapacitetsberegning og til de andre TSO'er i den pågældende kapacitetsberegningsregion.

3. Hver ansvarlig for den koordinerede kapacitetsberegning stiller oplysninger om den validerede overførselskapacitet og allokeringsbegrænsninger til rådighed til brug for kapacitetstildelingen, jf. artikel 46 og 58.

Afdeling 5

Rapport hvert andet år om kapacitetsberegningen og kapacitetstildelingen

Artikel 31

Rapport hvert andet år om kapacitetsberegningen og kapacitetstildelingen

1. Senest to år efter denne forordnings ikrafttrædelse udarbejder ENTSO for elektricitet en rapport om kapacitetsberegningen og -tildelingen og fremlægger den for agenturet.

2. På agenturets anmodning udarbejder ENTSO for elektricitet efterfølgende hvert andet år en rapport om kapacitetsberegningen og -tildelingen og fremlægger den for agenturet.

3. Rapporten om kapacitetsberegningen og -tildelingen omfatter mindst følgende for hvert budområde, hver budområdegrænse og hver kapacitetsberegningsregion:

a) den anvendte kapacitetsberegningsmetode

b) statistiske indikatorer for sikkerhedsmargener

c) statistiske indikatorer for overførselskapacitet, herunder i givet fald allokeringsbegrænsninger, for hver tidsramme for kapacitetsberegningen

d) kvalitetsindikatorer for de data, der anvendes ved kapacitetsberegningen

e) i givet fald forslag til foranstaltninger, der kan forbedre kapacitetsberegningen

f) for regioner, der anvender den koordinerede nettotransmissionskapacitetsmetode, en analyse af, hvorvidt betingelserne i artikel 20, stk. 7, stadig opfyldes

g) indikatorer til vurdering og langsigtet overvågning af den fælles day-ahead- og intraday-koblings lønsomhed, herunder også sammenlægningen af kapacitetsberegningsregioner, jf. artikel 15, stk. 3, hvor det måtte være relevant

h) anbefalinger vedrørende den videre udvikling af den fælles day-ahead- og intraday-kobling, herunder yderligere harmonisering af metoder, processer og forvaltning.

4. Efter at have hørt agenturet bliver TSO'erne i fællesskab enige om rapportens statistiske indikatorer og kvalitetsindikatorer. Agenturet kan anmode om en ændring af disse indikatorer, inden TSO'erne når til enighed om dem, eller efter at de er taget i anvendelse.

5. Agenturet træffer afgørelse om at offentliggøre hele eller dele af rapporten.

KAPITEL 2

Fastsættelse af budområder

Artikel 32

Revision af eksisterende budområder

1. Revisionen af et eksisterende budområde kan iværksættes af:

a) agenturet, jf. artikel 34, stk. 7

b) flere forskellige regulerende myndigheder efter anbefaling fra agenturet, jf. artikel 34

c) TSO'erne i en kapacitetsberegningsregion sammen med alle berørte TSO'er, hvis systemområde, herunder samkøringslinjer, ligger i det geografiske område, hvor fastsættelsen af budområder skal revideres, jf. stk. 2, litra a)

d) en enkelt regulerende myndighed eller en enkelt TSO efter godkendelse af dennes kompetente regulerende myndighed, for så vidt angår de budområder, der ligger inden for den pågældende TSO's systemområde, hvis det fastsatte budområde har en uvæsentlig indvirkning på de TSO'ers systemområder, herunder samkøringslinjer, der grænser op til budområdet, og revisionen af det fastsatte budområde er nødvendig for at forbedre effektiviteten eller for at opretholde driftssikkerheden

e) medlemsstaterne i en kapacitetsberegningsregion.

2. Hvis en revision iværksættes i henhold til stk. 1, litra a), b), c) eller e), specificerer den enhed, der igangsætter den, følgende:

a) det geografiske område, hvor fastsættelsen af budområder skal revideres, samt de tilstødende geografiske områder, der skal tages hensyn til, når virkningen vurderes

b) de deltagende TSO'er

c) de deltagende regulerende myndigheder.

3. Hvis en revision iværksættes i henhold til stk. 1, litra d), gælder følgende betingelser:

a) det geografiske område, hvor fastsættelsen af budområder skal