DE Amtsblatt der Europäischen Union L 197/24

VERORDNUNG (EU) 2015/1222 DER KOMMISSION

vom 24. Juli 2015

zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (1), insbesondere auf Artikel 18 Absatz 3 Buchstabe b und Absatz 5,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Die dringend notwendige Vollendung eines voll funktionierenden und vernetzten Energiebinnenmarkts ist von entscheidender Bedeutung, um eine sichere Energieversorgung aufrecht zu erhalten, die Wettbewerbsfähigkeit zu steigern und allen Verbrauchern die Beschaffung von Energie zu erschwinglichen Preisen zu ermöglichen. Ein gut funktionierender Elektrizitätsbinnenmarkt sollte Erzeugern unter besonderer Beachtung der Mitgliedstaaten und Regionen, die vom Energiemarkt der Union am stärksten isoliert sind, geeignete Anreize für Investitionen in neue Stromerzeugungsanlagen, auch in Anlagen für die regenerative Stromerzeugung, bieten. Ein gut funktionierender Markt sollte auch für Verbraucher geeignete Maßnahmen für eine effizientere Energienutzung vorsehen, was eine gesicherte Energieversorgung voraussetzt.

(2) Die Sicherheit der Energieversorgung ist ein Kernelement der öffentlichen Sicherheit und daher bereits von Natur aus direkt verbunden mit dem effizienten Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes und der Integration der isolierten Strommärkte der Mitgliedstaaten. Die Versorgung der Unionsbürger mit Elektrizität kann nur über Netze erfolgen. Funktionierende Strommärkte und im Besonderen Netze sowie andere mit der Stromversorgung verbundene Anlagen sind von wesentlicher Bedeutung für die öffentliche Sicherheit, die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft und das Wohl der Bürger der Union.

(3) In der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sind nicht diskriminierende Vorschriften über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt, insbesondere Vorschriften für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement bei Verbindungsleitungen und Übertragungsnetzen, die sich auf grenzüberschreitende Lastflüsse auswirken. Im Interesse eines wirklich integrierten Strommarkts müssen die derzeitigen Vorschriften für die Kapazitätsvergabe, das Engpassmanagement und den Stromhandel weiter harmonisiert werden. Diese Verordnung enthält daher harmonisierte Mindestvorschriften für die letztlich einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung, damit ein klarer Rechtsrahmen für ein effizientes und modernes System der Kapazitätsvergabe und des Engpassmanagements vorliegt, das zum Vorteil der Verbraucher den unionsweiten Stromhandel erleichtert, eine effizientere Nutzung des Netzes ermöglicht und den Wettbewerb verbessert.

(4) Um die einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung realisieren zu können, muss die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität von den Übertragungsnetzbetreibern (im Folgenden „ÜNB“) auf koordinierte Weise berechnet werden. Zu diesem Zweck sollten sie ein gemeinsames Netzmodell bilden, das für jede Stunde Schätzungen zu Stromerzeugung, Last und Netzstatus einschließt. Die verfügbare Kapazität sollte in der Regel anhand der sogenannten lastflussbasierten Berechnungsmethode berechnet werden, d. h. einer Methode, bei der berücksichtigt wird, dass Strom über verschiedene Pfade fließen kann, und bei der die verfügbare Kapazität in stark voneinander abhängigen Netzen optimiert wird. Die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität sollte eine der zentralen Eingangsgrößen für die weitere Berechnung sein, bei der alle Gebote und Angebote in der Union, die von den Strombörsen gesammelt werden, abgeglichen werden, wobei die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität auf wirtschaftlich optimale Weise berücksichtigt wird. Die einheitliche Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung gewährleisten, dass der Strom in der Regel aus Niedrigpreisgebieten in Hochpreisgebiete fließt.

(5) Der Marktkopplungsbetreiber (im Folgenden „MKB“) verwendet einen bestimmten Algorithmus für die optimale Zusammenführung von Geboten und Angeboten. Die Ergebnisse der Berechnung sollten allen Strombörsen auf nicht diskriminierender Grundlage zur Verfügung gestellt werden. Die Strombörsen sollten ihre Kunden ausgehend von den Ergebnissen der vom MKB vorgenommenen Berechnung über die erfolgreichen Gebote und Angebote informieren. Die Energie sollte dann entsprechend den Ergebnissen der MKB-Berechnung im Netz übertragen werden. Die Verfahren für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und für die Intraday-Marktkopplung sind ähnlich, mit dem Unterschied, dass bei der Intraday-Marktkopplung ein kontinuierlicher untertägiger Prozess verwendet werden sollte und nicht eine einzige Berechnung wie bei der Day-Ahead-Marktkopplung.

(6) Die Kapazitätsberechnung für den Day-Ahead-Marktzeitbereich und für den Intraday-Marktzeitbereich sollte zumindest auf regionaler Ebene koordiniert werden, um eine zuverlässige Kapazitätsberechnung zu gewährleisten und um sicherzustellen, dass dem Markt optimale Kapazität zur Verfügung gestellt wird. Es sollten gemeinsame Methoden für die regionale Kapazitätsberechnung geschaffen werden, um die Input-Daten, den Berechnungsansatz und die Validierungsanforderungen festzulegen. Angaben zur verfügbaren Kapazität sollten durch einen effizienten Kapazitätsberechnungsprozess auf der Grundlage der neuesten Informationen zeitnah aktualisiert werden.

(7) Für die Berechnung der zonenübergreifenden Kapazität gibt es zwei zulässige Ansätze: den lastflussgestützten Ansatz und den Ansatz, der auf der koordinierten Nettoübertragungskapazität beruht. Der lastflussgestützte Ansatz sollte als primäres Verfahren für die Berechnung der Day-Ahead- und der Intraday-Kapazität verwendet werden, wenn bei der zonenübergreifenden Kapazität zwischen Gebotszonen eine hohe gegenseitige Abhängigkeit besteht. Der lastflussbasierte Ansatz sollt erst eingeführt werden, nachdem die Marktteilnehmer konsultiert wurden und ihnen ausreichend Vorbereitungszeit für einen reibungslosen Übergang gewährt wurde. Der Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität sollte nur in Regionen angewandt werden, in denen bei der zonenübergreifenden Kapazität eine geringere gegenseitige Abhängigkeit besteht, und wenn nachgewiesen werden kann, dass der lastflussgestützte Ansatz keinen zusätzlichen Nutzen hervorbringen würde.

(8) Für die einheitliche Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung sollte ein gemeinsames Netzmodell, das das europäische Verbundnetz abbildet, erstellt werden, damit die zonenübergreifende Kapazität auf koordinierte Weise berechnet werden kann. Das gemeinsame Netzmodell sollte ein Modell des Übertragungsnetzes mit dem Standort der Erzeugungseinheiten und der Lasteinheiten umfassen, die für die Berechnung der zonenübergreifenden Kapazität relevant sind. Die Bereitstellung genauer und zeitnaher Informationen durch jeden ÜNB ist für die Erstellung des gemeinsamen Netzmodells von grundlegender Bedeutung.

(9) Jeder ÜNB sollte verpflichtet sein, für sein Netz ein Einzelnetzmodell zu erstellen und es an die ÜNB weiterzuleiten, die für ihre Zusammenführung in ein gemeinsames Netzmodell verantwortlich sind. Die Einzelnetzmodelle sollten Informationen von den Erzeugungseinheiten und den Lasteinheiten enthalten.

(10) Die ÜNB sollten gemeinsame Entlastungsmaßnahmen wie das Countertrading oder das Redispatching verwenden, um sowohl interne als auch zonenübergreifende Engpässe zu bewältigen. Die ÜNB sollten die Nutzung von Entlastungsmaßnahmen bei der Kapazitätsberechnung koordinieren, um eine effizientere Kapazitätsvergabe zu fördern und unnötige Beschränkungen der grenzüberschreitenden Kapazität zu vermeiden.

(11) Gebotszonen, die die Verteilung von Angebot und Nachfrage widerspiegeln, sind ein Eckpfeiler des marktbasierten Stromhandels und eine Voraussetzung dafür, dass das Potenzial der Kapazitätsvergabemethoden, einschließlich der lastflussgestützten Methode, in vollem Umfang genutzt wird. Gebotszonen sollten daher so festgelegt werden, dass sie ein effizientes Engpassmanagement und einen insgesamt effizienten Markt sicherstellen. Gebotszonen können später durch Teilung, Zusammenlegung oder Anpassung der Zonengrenzen geändert werden. Die Gebotszonen sollten für alle Marktzeitbereiche identisch sein. Das in dieser Verordnung vorgesehene Verfahren zur Überprüfung der Gebotszonenkonfigurationen wird bei der Ermittlung struktureller Engpässe eine wichtige Rolle spielen und eine effizientere Abgrenzung der Gebotszonen ermöglichen.

(12) Die ÜNB sollten ein koordiniertes Redispatching von grenzübergreifender Bedeutung oder ein Countertrading auf regionaler oder überregionaler Ebene umsetzen. Das Redispatching von grenzübergreifender Bedeutung oder das Countertrading sollten mit dem Redispatching oder Countertrading innerhalb der Regelzone abgestimmt werden.

(13) Für den Day-Ahead- und den Intraday-Marktzeitbereich sollte Kapazität anhand von Methoden der impliziten Vergabe vergeben werden, insbesondere anhand von Methoden, bei denen Strom und Kapazität zusammen vergeben werden. Im Falle der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung sollte diese Methode aus einer impliziten Auktion und im Falle der einheitlichen Intraday-Marktkopplung aus der kontinuierlichen impliziten Vergabe bestehen. Voraussetzung für die Methode der impliziten Auktion sollte eine effektive und zeitnahe Koordinierung zwischen den ÜNB, Strombörsen und weiteren Beteiligten sein, damit eine effiziente Kapazitätsvergabe und ein effizientes Engpassmanagement sichergestellt sind.

(14) Aus Effizienzgründen und zur möglichst schnellen Umsetzung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung sollten die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung, soweit angezeigt, auf vorhandene Marktteilnehmer und bereits umgesetzte Lösungen zurückgreifen, ohne den Wettbewerb durch neue Marktteilnehmer auszuschließen.

(15) Die Kommission kann in Zusammenarbeit mit der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (im Folgenden „Agentur“) eine einzige regulierte Funktionseinheit schaffen oder benennen, die gemeinsame MKB-Funktionen im Zusammenhang mit dem Betrieb der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung ausführt.

(16) Die Entwicklung von liquideren Intraday-Märkten, die den Parteien die Möglichkeit bieten, ihre Positionen näher an der Echtzeit auszugleichen, sollte dazu beitragen, die Integration erneuerbarer Energien in den Strommarkt der Union zu erleichtern und dadurch wiederum das Erreichen der Ziele der Erneuerbare-Energien-Politik fördern.

(17) Die zonenübergreifende Day-Ahead-Kapazität und die zonenübergreifende Intraday-Kapazität sollten verbindlich sein, um eine effektive grenzüberschreitende Vergabe zu ermöglichen.

(18) Damit implizite Auktionen unionsweit stattfinden können, muss ein unionsweiter Preiskopplungsprozess gewährleistet sein. Dieser Prozess sollte Beschränkungen der Übertragungskapazität und Vergabebeschränkungen berücksichtigen und so konzipiert sein, dass seine Anwendung oder Ausdehnung in der gesamten Union sowie die Entwicklung künftiger neuer Produktarten möglich sind.

(19) Strombörsen sammeln für unterschiedliche Zeitbereiche Gebote und Angebote, die als Input für die Kapazitätsberechnung im einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplungsprozess notwendig sind. Die Vorschriften dieser Verordnung für den Stromhandel erfordern daher einen institutionellen Rahmen für Strombörsen. Gemeinsame Anforderungen an die Benennung nominierter Strommarktbetreiber (nominated electricity market operators) (im Folgenden „NEMOs“) und an ihre Aufgaben sollten die Erreichung der Ziele der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erleichtern und dafür sorgen, dass die einheitliche Day-Ahead- und die Intraday-Marktkopplung den Binnenmarkt gebührend berücksichtigen.

(20) Die Einführung eines einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplungsprozesses erfordert die Zusammenarbeit potenziell konkurrierender Strombörsen, um gemeinsame Marktkopplungsfunktionen schaffen zu können. Daher sind die Aufsicht und die Einhaltung der Wettbewerbsvorschriften für diese gemeinsamen Funktionen von größter Bedeutung.

(21) Trotz der Entwicklung eines zuverlässigen Algorithmus für die Abgleichung von Geboten und Angeboten und trotz geeigneter Back-up-Verfahren kann es Situationen geben, in denen der Preiskopplungsprozess keine Ergebnisse hervorbringen kann. Daher müssen Ausweichlösungen auf nationaler und regionaler Ebene vorgesehen werden, damit eine Kapazitätsvergabe dennoch möglich ist.

(22) Für den Intraday-Marktzeitbereich sollte eine zuverlässige Bepreisung der Übertragungskapazität eingeführt werden, die Engpässe bei Kapazitätsknappheit widerspiegelt.

(23) Kosten, die auf effiziente Weise angefallen sind, um die Verbindlichkeit von Kapazität sicherzustellen und um Verfahren für die Einhaltung dieser Verordnung einzuführen, sollten über Netzentgelte oder geeignete Mechanismen zeitnah gedeckt werden. NEMOS sollten, auch wenn sie MKB-Funktionen ausführen, Anspruch auf Deckung der ihnen entstandenen Kosten haben, sofern diese auf effiziente Weise angefallen, angemessen und verhältnismäßig sind.

(24) Vor dem Beginn der Umsetzung sollten Regeln für die Aufteilung der gemeinsamen Kosten einer einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und einer einheitlichen Intraday-Marktkopplung zwischen den NEMOs und den ÜNB aus verschiedenen Mitgliedstaaten vereinbart werden, um Verzögerungen oder Streitigkeiten wegen der Kostenteilung zu vermeiden.

(25) Die Zusammenarbeit zwischen den ÜNB, NEMOs und Regulierungsbehörden ist notwendig, um die Vollendung und das effiziente Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts zu fördern und das optimale Management, den koordinierten Betrieb und eine solide technische Entwicklung des Übertragungsnetzes in der Union zu gewährleisten. Die ÜNB, NEMOs und Regulierungsbehörden sollten die Synergien nutzen, die sich aus Projekten für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ergeben und die zur Entwicklung des Elektrizitätsbinnenmarktes beitragen. Sie sollten auf den gewonnenen Erfahrungen aufbauen, die getroffenen Entscheidungen beachten und Lösungen verwenden, die im Rahmen dieser Projekte entwickelt wurden.

(26) Zur Gewährleistung der engen Zusammenarbeit zwischen den ÜNB, NEMOs und Regulierungsbehörden sollte ein stabiler, zuverlässiger und diskriminierungsfreier Governance-Rahmen der Union für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und für die einheitliche Intraday-Marktkopplung geschaffen werden.

(27) Das Ziel dieser Verordnung, nämlich die Einführung einer einheitlichen Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung, kann ohne bestimmte harmonisierte Vorschriften für die Kapazitätsberechnung, das Engpassmanagement und den Stromhandel nicht mit Erfolg erreicht werden.

(28) Die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung sollten jedoch nur schrittweise verwirklicht werden, da der Regulierungsrahmen für den Stromhandel und die physische Struktur des Übertragungsnetzes beträchtliche Unterschiede zwischen den einzelnen Mitgliedstaaten und Regionen aufweisen. Die Einführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung erfordert daher eine allmähliche Angleichung der bestehenden Methoden für die Kapazitätsberechnung, die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement. Die einheitliche Intraday-Marktkopplung und die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung können daher im Bedarfsfall als Zwischenschritt auf regionaler Ebene eingeführt werden.

(29) Die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung setzen die Einführung harmonisierter Höchst- und Mindestclearingpreise voraus, die zur Stärkung der Investitionsbedingungen für sichere Kapazität und für die langfristige Versorgungssicherheit sowohl innerhalb der Mitgliedstaaten als auch zwischen ihnen beitragen.

(30) Angesichts der außergewöhnlich komplexen und detaillierten Modalitäten und Methoden, die für die vollständige Anwendung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung erforderlich sind, sollten bestimmte detaillierte Modalitäten und Methoden von den ÜNB und den NEMOs entwickelt und von den Regulierungsbehörden genehmigt werden. Die Entwicklung bestimmter Modalitäten oder Methoden durch die ÜNB und Strombörsen und ihre spätere Genehmigung durch die Regulierungsbehörden dürfen jedoch die Vollendung des Elektrizitätsbinnenmarktes nicht verzögern. Daher müssen spezielle Bestimmungen über die Zusammenarbeit zwischen den ÜNB, den NEMOs und den Regulierungsbehörden vorgesehen werden.

(31) Gemäß Artikel 8 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (2) sollte die Agentur eine Entscheidung treffen, wenn die zuständigen nationalen Regulierungsbehörden keine Einigung auf gemeinsame Modalitäten oder Methoden erzielen können.

(32) Diese Verordnung wurde in enger Zusammenarbeit mit der ACER, dem ENTSO (Strom) und den Interessenträgern erarbeitet, um wirksame, ausgewogene und angemessene Vorschriften auf transparente und partizipative Weise zu erlassen. Gemäß Artikel 18 Absatz 3 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 wird die Kommission die ACER, den ENTSO (Strom) und andere relevante Interessenträger, insbesondere die NEMOs, konsultieren, bevor sie Änderungen dieser Verordnung vorschlägt.

(33) Diese Verordnung ergänzt Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in Einklang mit den in Artikel 16 der genannten Verordnung festgelegten Grundsätzen.

(34) Aufgrund der großen Herausforderungen, die mit der Einführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung in den derzeitigen Markt Irlands und Nordirlands verbunden sind, wird dieser zurzeit in erheblichem Umfang neu gestaltet. Die Umsetzung von Teilen dieser Verordnung erfordert daher zusätzliche Zeit, wobei eine Reihe von Übergangsregelungen eingeführt wird.

(35) Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des gemäß Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 eingesetzten Ausschusses —

HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:

TITEL I

ALLGEMEINE BESTIMMUNGEN

Artikel 1

Gegenstand und Anwendungsbereich

1. In dieser Verordnung werden detaillierte Leitlinien für die Vergabe grenzüberschreitender Kapazität und für das Engpassmanagement auf dem Day-Ahead-Markt und dem Intraday-Markt festgelegt; dies schließt Anforderungen an die Erarbeitung gemeinsamer Methoden zur Ermittlung der gleichzeitig zwischen Gebotszonen zur Verfügung stehenden Kapazitätsmengen, Kriterien für die Bewertung der Effizienz und ein Überprüfungsverfahren für die Abgrenzung der Gebotszonen ein.

2. Diese Verordnung gilt für alle Übertragungsnetze und Verbindungsleitungen in der Union mit Ausnahme der Übertragungsnetze auf Inseln, die nicht über Verbindungsleitungen mit anderen Übertragungsnetzen verbunden sind.

3. In Mitgliedstaaten mit mehr als einem Übertragungsnetzbetreiber gilt diese Verordnung für alle Übertragungsnetzbetreiber innerhalb dieses Mitgliedstaats. Hat ein Übertragungsnetzbetreiber keine Funktion, die für eine oder mehrere Verpflichtungen aus dieser Verordnung relevant ist, können die Mitgliedstaaten vorsehen, dass die Verantwortung für die Einhaltung dieser Verpflichtungen einem oder mehreren anderen Übertragungsnetzbetreibern zugewiesen wird.

4. Die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung der Union können in der Schweiz tätigen Marktbetreibern und ÜNB offen stehen, sofern die nationalen Rechtsvorschriften dieses Landes die wichtigsten Bestimmungen der Rechtsvorschriften der Union für den Strommarkt umsetzen und ein zwischenstaatliches Abkommen über die Zusammenarbeit zwischen der Union und der Schweiz im Strombereich besteht.

5. Vorbehaltlich der Erfüllung der Bedingungen in vorstehendem Absatz 4 entscheidet die Kommission auf der Grundlage einer Stellungnahme der Agentur über die Beteiligung der Schweiz an der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung. Die Rechte und Pflichten der schweizerischen NEMOs und ÜNB, die sich an der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung beteiligen, entsprechen den Rechten und Pflichten der in der Union tätigen NEMOs und ÜNB, damit ein reibungsloses Funktionieren der auf Unionsebene umgesetzten Systeme der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung sowie gleiche Ausgangsbedingungen für alle Interessenträger ermöglicht werden.

Artikel 2

Begriffsbestimmungen

Für die Zwecke dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen des Artikels 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, des Artikels 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (3) der Kommission und des Artikels 2 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (4).

Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:

1. „Einzelnetzmodell“ bezeichnet einen von den zuständigen ÜNB erstellten Datensatz, der die Merkmale des elektrischen Energiesystems (Erzeugung, Last und Netztopologie) und die dazugehörigen Regeln für die Änderung dieser Merkmale während der Kapazitätsberechnung beschreibt und der zur Bildung des gemeinsamen Netzmodells mit den übrigen Einzelnetzmodellkomponenten zusammengeführt werden muss;

2. „gemeinsames Netzmodell“ bezeichnet einen von verschiedenen ÜNB vereinbarten unionsweiten Datensatz, der die Hauptmerkmale des elektrischen Energiesystems (Erzeugung, Last und Netztopologie) und die Regeln für die Änderung dieser Merkmale während des Kapazitätsberechnungsprozesses beschreibt;

3. „Kapazitätsberechnungsregion“ bezeichnet das geografische Gebiet, in dem die koordinierte Kapazitätsberechnung vorgenommen wird;

4. „Szenario“ bezeichnet den für einen bestimmten Zeitbereich prognostizierten Status des elektrischen Energiesystems;

5. „Nettoposition“ bezeichnet den Saldo der Stromexporte und -importe einer Gebotszone pro Marktzeiteinheit;

6. „Vergabebeschränkungen“ bezeichnet die Beschränkungen, die bei der Kapazitätsvergabe einzuhalten sind, um das Übertragungsnetz innerhalb der Betriebssicherheitsgrenzwerte zu halten, und die nicht durch zonenübergreifende Kapazität abgebildet wurden oder die zur Verbesserung der Effizienz der Kapazitätsvergabe erforderlich sind;

7. „Betriebssicherheitsgrenzwerte“ bezeichnet die für den sicheren Netzbetrieb zulässigen Betriebsgrenzwerte wie thermische Grenzwerte, Spannungsgrenzwerte, Kurzschlussstromgrenzwerte, Frequenzgrenzwerte und Grenzwerte für die dynamische Stabilität;

8. „Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität (NTC)“ bezeichnet die Kapazitätsberechnungsmethode, die auf dem Grundsatz beruht, dass ein maximaler Austausch von Energie zwischen angrenzenden Gebotszonen ex-ante geprüft und festgelegt wird;

9. „lastflussbasierter Ansatz“ bezeichnet eine Methode der Kapazitätsberechnung, bei der die Energieaustausche zwischen Gebotszonen durch die Energieflussverteilungsfaktoren und die auf den kritischen Netzelementen verfügbaren Margen begrenzt werden;

10. „Ausfall“ bezeichnet die ermittelte und mögliche oder die bereits eingetretene Störung eines Elements und schließt nicht nur die Elemente des Übertragungsnetzes ein, sondern auch wichtige Netznutzer und Elemente des Verteilernetzes, sofern diese für die Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes relevant sind;

11. „koordinierter Kapazitätsberechner“ bezeichnet die Funktionseinheit oder Funktionseinheiten, die die Aufgabe hat/haben, die Übertragungskapazität auf regionaler Ebene oder darüber zu berechnen;

12. „Erzeugungsverlagerungsschlüssel“ bezeichnet eine Methode, mit der die Änderung einer Nettoposition einer bestimmten Gebotszone in Schätzwerte für eine Zunahme oder Senkung der Einspeisung im gemeinsamen Netzmodell umgerechnet wird;

13. „Entlastungsmaßnahme“ bezeichnet jede Maßnahme, die von einem oder mehreren ÜNB manuell oder automatisch zur Wahrung der Betriebssicherheit angewendet wird;

14. „Zuverlässigkeitsmarge“ bezeichnet die Verringerung der zonenübergreifenden Kapazität, um Unsicherheiten bei der Kapazitätsberechnung abzudecken;

15. „Marktzeit“ bedeutet mitteleuropäische Sommerzeit oder mitteleuropäische Zeit, je nachdem, welche gerade gilt;

16. „Engpasserlöse“ bezeichnet die aus der Kapazitätsvergabe resultierenden Einnahmen;

17. „Marktengpass“ bezeichnet eine Situation, in der die ökonomische Wohlfahrt der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung durch Beschränkungen der zonenübergreifenden Kapazität oder durch Vergabebeschränkungen begrenzt wurde;

18. „physikalischer Engpass“ bezeichnet eine netztechnische Situation, in der vorhergesagte oder aufgetretene Lastflüsse nicht mit den thermischen Grenzwerten der Netzelemente und den Spannungsgrenzwerten oder den Winkelstabilitätsgrenzwerten des elektrischen Energiesystems übereinstimmen;

19. „struktureller Engpass“ bezeichnet einen Engpass im Übertragungsnetz, der eindeutig festgestellt werden kann, vorhersehbar ist, geografisch über längere Zeit stabil bleibt und unter normalen Bedingungen des elektrischen Energiesystems häufig wiederholt auftritt;

20. „Abgleichung (Matching)“ bezeichnet den Handelsmodus, bei dem Verkaufsaufträge passenden Kaufaufträgen zugeordnet werden, um die ökonomische Wohlfahrt der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung zu maximieren;

21. „Auftrag“ bezeichnet die von einem Marktteilnehmer geäußerte Absicht, Energie oder Kapazität vorbehaltlich bestimmter Ausführungsbedingungen zu kaufen oder zu verkaufen;

22. „abgeglichene Aufträge“ bezeichnet alle Kauf- und Verkaufsaufträge, die durch den Preiskopplungsalgorithmus oder den Abgleichungsalgorithmus für den kontinuierlichen Handel abgeglichen wurden;

23. „nominierter Strommarktbetreiber“ („NEMO“, von: nominated electricity market operator) bezeichnet eine Funktionseinheit, die von der zuständigen Behörde für die Ausübung von Aufgaben im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt wurde;

24. „gemeinsames Auftragsbuch“ bezeichnet ein Modul im System der kontinuierlichen Intraday-Marktkopplung, das alle abzugleichenden Aufträge der an der einheitlichen Intraday-Marktkopplung teilnehmenden NEMOs erfasst und diese Aufträge fortlaufend abgleicht;

25. „Handelstransaktion“ bezeichnet einen oder mehrere abgeglichene Aufträge;

26. „einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung“ bezeichnet das Auktionsverfahren, bei dem Aufträge, die gesammelt werden, miteinander abgeglichen werden und gleichzeitig zonenübergreifende Kapazität für verschiedene Gebotszonen auf dem Day-Ahead-Markt vergeben wird;

27. „einheitliche Intraday-Marktkopplung“ bezeichnet das kontinuierliche Verfahren, bei dem Aufträge, die gesammelt werden, miteinander abgeglichen werden und gleichzeitig zonenübergreifende Kapazität für verschiedene Gebotszonen auf dem Intraday-Markt vergeben wird;

28. „Preiskopplungsalgorithmus“ bezeichnet den Algorithmus, der bei der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung für die gleichzeitige Abgleichung von Aufträgen und Vergabe zonenübergreifender Kapazitäten verwendet wird;

29. „Abgleichungsalgorithmus für den kontinuierlichen Handel“ bezeichnet den Algorithmus, der bei der einheitlichen Intraday-Marktkopplung für die fortlaufende Abgleichung von Aufträgen und Vergabe zonenübergreifender Kapazitäten verwendet wird;

30. „Marktkopplungsbetreiberfunktion (MKB-Funktion)“ bezeichnet die Aufgabe, Aufträge von den Day-Ahead- und den Intraday-Märkten für verschiedene Gebotszonen abzugleichen und gleichzeitig zonenübergreifende Kapazitäten zu vergeben;

31. „Clearingpreis“ bezeichnet den Preis, der am Strommarkt durch die Abgleichung des höchsten angenommenen Verkaufsauftrags mit dem niedrigsten angenommenen Kaufauftrag ermittelt wird;

32. „fahrplanbezogener Austausch“ bezeichnet die für jede Marktzeiteinheit und für eine bestimmte Richtung fahrplanmäßig geplante Stromübertragung zwischen geografischen Gebieten;

33. „Berechner des fahrplanbezogenen Austauschs“ bezeichnet die Funktionseinheit oder Funktionseinheiten, die die Aufgabe hat/haben, fahrplanbezogene Austausche zu berechnen;

34. „Day-Ahead-Marktzeitbereich“ bezeichnet den Zeitbereich des Strommarkts bis zum Day-Ahead-Marktschlusszeitpunkt, innerhalb dessen für jede Marktzeiteinheit Produkte am Tag vor der Lieferung gehandelt werden;

35. „Day-Ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt“ bezeichnet den Zeitpunkt, nach dem zonenübergreifende Kapazität verbindlich wird;

36. „Day-Ahead-Marktschlusszeitpunkt“ bezeichnet den Zeitpunkt, bis zu dem Aufträge am Day-Ahead-Markt angenommen werden;

37. „Intraday-Marktzeitbereich“ bezeichnet den Zeitbereich des Strommarktes nach dem Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und vor dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes, innerhalb dessen für jede Marktzeiteinheit Produkte gehandelt werden, bevor die gehandelten Produkte geliefert werden;

38. „Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes“ bezeichnet den Zeitpunkt, ab dem zonenübergreifende Kapazität zwischen Gebotszonen für eine bestimmte Marktzeiteinheit und für eine bestimmte Gebotszonengrenze freigegeben wird;

39. „Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes“ bezeichnet den Zeitpunkt, ab dem die Vergabe zonenübergreifender Kapazität für eine bestimmte Marktzeiteinheit nicht mehr zulässig ist;

40. „Kapazitätsmanagementmodul“ bezeichnet ein System, das aktuelle Informationen über die verfügbare zonenübergreifende Kapazität für die Vergabe zonenübergreifender Intraday-Kapazität enthält;

41. „nicht standardmäßiges Intraday-Produkt“ bezeichnet ein Produkt für die kontinuierliche Intraday-Marktkopplung für eine nicht konstante Lieferung von Energie oder für einen Zeitraum von mehr als einer Marktzeiteinheit, das besondere Merkmale aufweist und dafür konzipiert wurde, Netzbetriebspraktiken oder Markterfordernissen gerecht zu werden; Beispiele hierfür sind unter anderem Aufträge, die mehrere Marktzeiteinheiten abdecken, oder Produkte, die die Anlaufkosten von Erzeugungseinheiten widerspiegeln;

42. „zentrale Gegenpartei“ bezeichnet die Funktionseinheit oder Funktionseinheiten, die die Aufgabe hat/haben, Verträge mit Marktteilnehmern durch Novation der aus dem Abgleichungsprozess resultierenden Verträge zu schließen und die Übertragung der aus der Kapazitätsvergabe resultierenden Nettopositionen zusammen mit anderen zentralen Gegenparteien oder Transportagenten zu organisieren;

43. „Transportagent“ bezeichnet die Funktionseinheit oder Funktionseinheiten, die die Aufgabe hat/haben, Nettopositionen zwischen verschiedenen zentralen Gegenparteien zu übertragen;

44. „Verbindlichkeit“ bezeichnet eine Garantie dafür, dass Rechte an zonenübergreifender Kapazität unverändert bleiben und dass eine Entschädigung gezahlt wird, falls sie dennoch geändert werden;

45. „höhere Gewalt“ bezeichnet alle unvorhersehbaren oder ungewöhnlichen Ereignisse oder Situationen, die sich der zumutbaren Kontrolle eines ÜNB entziehen und nicht auf ein Verschulden des ÜNB zurückgehen, die nicht durch angemessene Vorsorge- oder Sorgfaltsmaßnahmen vermieden oder überwunden werden können, die nicht durch dem ÜNB technisch, finanziell oder wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen behoben werden können, die tatsächlich eingetreten und objektiv verifizierbar sind und die es dem ÜNB vorübergehend oder dauerhaft unmöglich machen, seinen Verpflichtungen gemäß dieser Verordnung nachzukommen;

46. „ökonomische Wohlfahrt der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung“ bezeichnet die Summe i) der Produzentenrente der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung für den relevanten Zeitraum, ii) der Konsumentenrente der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung, iii) der Engpasserlöse und iv) sonstiger damit verbundener Kosten und Nutzeffekte, sofern diese die wirtschaftliche Effizienz im relevanten Zeitraum erhöhen, wobei die Produzentenrente und die Konsumentenrente die Differenz sind zwischen den angenommenen Aufträgen und dem Clearingpreis pro Energieeinheit, multipliziert mit dem Energievolumen der Aufträge.

Artikel 3

Ziele der Zusammenarbeit bei der Kapazitätsvergabe und dem Engpassmanagement

Mit dieser Verordnung werden die folgenden Ziele verfolgt:

a) Förderung eines wirksamen Wettbewerbs in den Bereichen Stromerzeugung, -handel und -versorgung;

b) Gewährleistung einer optimalen Nutzung der Übertragungsinfrastruktur;

c) Gewährleistung der Betriebssicherheit;

d) Optimierung der Berechnung und der Vergabe zonenübergreifender Kapazität;

e) Gewährleistung einer fairen und nicht diskriminierenden Behandlung der ÜNB, der NEMOs, der Agentur, der Regulierungsbehörden und der Marktteilnehmer;

f) Gewährleistung und Verbesserung der Transparenz und der Zuverlässigkeit von Informationen;

g) Beitrag zum effizienten langfristigen Betrieb und Ausbau des Übertragungsnetzes und Stromsektors in der Union;

h) Berücksichtigung der Notwendigkeit eines fairen und geordneten Marktes sowie einer fairen und geordneten Preisbildung;

i) Schaffung gleicher Ausgangsbedingungen für die NEMOs;

j) Bereitstellung eines nicht diskriminierenden Zugangs zu zonenübergreifender Kapazität.

Artikel 4

Benennung der NEMOs und Aufhebung der Benennung

1. Jeder Mitgliedstaat, der elektrisch mit einer Gebotszone in einem anderen Mitgliedstaat verbunden ist, trägt dafür Sorge, dass spätestens vier Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung ein oder mehrere NEMOs für die Durchführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und/oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt werden. Zu diesem Zweck können inländische und ausländische Marktbetreiber aufgefordert werden, sich um die Benennung als NEMO zu bewerben.

2. Jeder betroffene Mitgliedstaat stellt sicher, dass in jeder Gebotszone in seinem Hoheitsgebiet mindestens ein NEMO benannt wird. NEMOs werden zunächst für vier Jahre benannt. Außer in Fällen, in denen Artikel 5 Absatz 1 gilt, lassen die Mitgliedstaaten Bewerbungen um eine Benennung auf mindestens jährlicher Basis zu.

3. Sofern die Mitgliedstaaten nichts anderes bestimmt haben, sind die Regulierungsbehörden die benennende Behörde, die für die NEMO-Benennung, die Überwachung der Einhaltung der Benennungskriterien und im Fall von gesetzlichen nationalen Monopolen für die Genehmigung der NEMO-Gebühren oder der Methode für die Berechnung der NEMO-Gebühren verantwortlich sind. Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass andere Behörden als die Regulierungsbehörden die benennende Behörde sind. In diesen Fällen sorgen die Mitgliedstaaten dafür, dass die benennende Behörde dieselben Rechte und Pflichten wie die Regulierungsbehörden hat, um ihre Aufgaben wirksam durchführen zu können.

4. Die benennende Behörde prüft, ob die NEMO-Bewerber die Kriterien des Artikels 6 erfüllen. Diese Kriterien gelten unabhängig davon, ob ein oder mehrere NEMOs benannt werden. Bei der Entscheidung über die Benennung von NEMOs ist jede Diskriminierung zwischen den Bewerbern, insbesondere zwischen inländischen und ausländischen Bewerbern, zu vermeiden. Ist die benennende Behörde nicht die Regulierungsbehörde, muss die Regulierungsbehörde eine Stellungnahme dazu abgeben, inwieweit der Bewerber die in Artikel 6 festgelegten Benennungskriterien erfüllt. NEMO-Benennungen dürfen nur gemäß Artikel 5 Absatz 1 abgelehnt werden oder wenn die Benennungskriterien des Artikels 6 nicht erfüllt werden.

5. Ein in einem Mitgliedstaat benannter NEMO ist berechtigt, Day-Ahead- und Intraday-Handelsdienstleistungen mit Lieferung in einem anderen Mitgliedstaat anzubieten. Es gelten die Handelsregeln in letzterem Mitgliedstaat, ohne dass ein NEMO in diesem Mitgliedstaat benannt werden muss. Die benennenden Behörden überwachen alle NEMOs, die die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und/oder die einheitliche Intraday-Marktkopplung in ihrem jeweiligen Mitgliedstaat vornehmen. Gemäß Artikel 19 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sorgen die benennenden Behörden für die Einhaltung dieser Verordnung durch alle NEMOs, die die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und/oder die einheitliche Intraday-Marktkopplung in ihrem jeweiligen Mitgliedstaat vornehmen, unabhängig davon, wo die NEMOs benannt wurden. Die für die NEMO-Benennung, die Überwachung und Durchsetzung zuständigen Behörden tauschen alle für eine effiziente Aufsicht über die NEMO-Aktivitäten notwendigen Informationen untereinander aus.

Ein benannter NEMO muss die benennende Behörde eines anderen Mitgliedstaats, in dem er eine einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung oder eine einheitliche Intraday-Marktkopplung vornehmen will, zwei Monate vor der Betriebsaufnahme von seiner Absicht in Kenntnis setzen.

6. Als Ausnahme von Absatz 5 kann ein Mitgliedstaat Handelsdienstleistungen eines in einem anderen Mitgliedstaat benannten NEMO ablehnen, wenn

a) in dem Mitgliedstaat oder in der Gebotszone des Mitgliedstaats, in dem bzw. in der die Lieferung erfolgt, ein gesetzliches nationales Monopol für Day-Ahead- und Intraday-Handelsdienstleistungen gemäß Artikel 5 Absatz 1 besteht oder

b) der Mitgliedstaat, in dem die Lieferung erfolgt, darlegen kann, dass für die unter Inanspruchnahme eines in einem anderen Mitgliedstaat benannten NEMOS erfolgende Belieferung dieses Mitgliedstaats mit Strom, der auf den Day-Ahead- und Intraday-Märkten gekauft wurde, technische Hindernisse bestehen, die mit der Notwendigkeit zusammenhängen, die Einhaltung der Ziele dieser Verordnung bei gleichzeitiger Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit zu gewährleisten, oder

c) die Handelsvorschriften in dem belieferten Mitgliedstaat nicht vereinbar sind mit der Belieferung dieses Mitgliedstaats mit Strom, der auf der Basis von Day-Ahead- und Intraday-Handelsdienstleistungen gekauft wurde, die von einem in einem anderen Mitgliedstaat benannten NEMO erbracht werden, oder

d) der NEMO in dem Mitgliedstaat, in dem er benannt wurde, ein gesetzliches nationales Monopol gemäß Artikel 5 ist.

7. Im Fall einer Entscheidung zur Ablehnung von Day-Ahead- und/oder Intraday-Handelsdienstleistungen mit Lieferung in einem anderen Mitgliedstaat teilt der zu beliefernde Mitgliedstaat dem NEMO und der benennenden Behörde des Mitgliedstaats, in dem der NEMO benannt wurde, der Agentur und der Kommission seine Entscheidung mit. Die Ablehnung ist ordnungsgemäß zu begründen. In den in Absatz 6 Buchstaben b und c beschriebenen Fällen ist in der Entscheidung zur Ablehnung von Handelsdienstleistungen mit Lieferung in einem anderen Mitgliedstaat auch darzulegen, wie und bis wann die technischen Handelshindernisse überwunden oder die inländischen Handelsvorschriften mit den Handelsdienstleistungen mit Lieferung in einem anderen Mitgliedstaat kompatibel gemacht werden können. Die benennende Behörde des Mitgliedstaats, der die Handelsdienstleistungen ablehnt, prüft die Entscheidung und veröffentlicht eine Stellungnahme zu der Frage, wie die Hindernisse für Handelsdienstleistungen beseitigt werden können bzw. wie die Vereinbarkeit der Handelsdienstleistungen mit den Handelsvorschriften hergestellt werden kann.

8. Der Mitgliedstaat, in dem der NEMO benannt wurde, sorgt dafür, dass die Benennung aufgehoben wird, wenn der NEMO die Kriterien des Artikels 6 nicht mehr erfüllt und es ihm innerhalb von sechs Monaten nach der entsprechenden Unterrichtung durch die benennende Behörde nicht gelingt, die Einhaltung der Kriterien wiederherzustellen. Falls die Regulierungsbehörde für die Benennung und die Überwachung nicht zuständig ist, wird sie zur Aufhebung der Benennung konsultiert. Die benennende Behörde teilt der benennenden Behörde der anderen Mitgliedstaaten, in denen der NEMO tätig ist, mit, dass dieser die Kriterien nicht mehr erfüllt, und benachrichtigt gleichzeitig den NEMO.

9. Ist eine benennende Behörde eines Mitgliedstaats der Ansicht, dass ein NEMO, der in seinem Land tätig ist, jedoch dort nicht benannt wurde, die Kriterien des Artikels 6 hinsichtlich seiner Tätigkeiten in diesem Land nicht mehr erfüllt, muss sie den NEMO über die Nichterfüllung unterrichten. Stellt der NEMO innerhalb von drei Monaten nach dieser Unterrichtung die Einhaltung der Kriterien nicht wieder her, kann die benennende Behörde das Recht, Intraday- und Day-Ahead-Handelsdienstleistungen in diesem Mitgliedstaat anzubieten, solange aussetzen, bis der NEMO die Einhaltung wiederhergestellt hat. Die benennende Behörde unterrichtet die benennende Behörde des Mitgliedstaats, in dem der NEMO benannt ist, die Agentur und die Kommission.

10. Die benennende Behörde unterrichtet die Agentur über die Benennung und die Aufhebung der Benennung von NEMOs. Die Agentur führt auf ihrer Website eine Liste der benannten NEMOs mit Angaben zu ihrem Status und dazu, wo sie tätig sind.

Artikel 5

Benennung von NEMOs im Fall eines gesetzlichen nationalen Monopols für Handelsdienstleistungen

1. Falls in einem Mitgliedstaat oder in einer Gebotszone eines Mitgliedstaats zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Verordnung bereits ein gesetzliches nationales Monopol für Day-Ahead- und für Intraday-Handelsdienstleistungen besteht, das die Benennung von mehr als einem NEMO ausschließt, muss der betreffende Mitgliedstaat dies der Kommission innerhalb von zwei Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung mitteilen und kann er die Benennung von mehr als einem NEMO pro Gebotszone ablehnen.

Falls es mehrere Bewerber für die Benennung als einzigen NEMO gibt, benennt der betreffende Mitgliedstaat den Bewerber, der die in Artikel 6 aufgeführten Kriterien am besten erfüllt. Lehnt ein Mitgliedstaat die Benennung von mehr als einem NEMO pro Gebotszone ab, werden die NEMO-Gebühren für den Handel auf den Day-Ahead- und Intraday-Märkten rechtzeitig vor deren Inkrafttreten von der zuständigen nationalen Behörde festgelegt oder genehmigt oder es werden die für ihre Berechnung verwendeten Methoden von ihr vorgegeben.

Der betreffende Mitgliedstaat kann gemäß Artikel 4 Absatz 6 auch grenzübergreifende Handelsdienstleistungen ablehnen, die von einem in einem anderen Mitgliedstaat benannten NEMO angeboten werden; der Schutz von in diesem Mitgliedstaat bestehenden Strombörsen vor wettbewerbsbedingten wirtschaftlichen Nachteilen ist jedoch kein gültiger Ablehnungsgrund.

2. Für die Zwecke dieser Verordnung wird angenommen, dass ein gesetzliches nationales Monopol besteht, wenn im nationalen Recht ausdrücklich festgelegt ist, dass in einem Mitgliedstaat oder in einer Gebotszone eines Mitgliedstaats nicht mehr als eine Funktionseinheit Day-Ahead- und Intraday-Handelsdienstleistungen durchführen darf.

3. Zwei Jahre nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung übermittelt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat gemäß Artikel 24 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 einen Bericht über die Entwicklung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung in den Mitgliedstaaten mit besonderem Schwerpunkt auf der Entwicklung des Wettbewerbs zwischen NEMOs. Auf der Grundlage dieses Berichts kann die Kommission, falls ihrer Ansicht nach die Aufrechterhaltung gesetzlicher nationaler Monopole oder die anhaltende Ablehnung eines Mitgliedstaats, den grenzüberschreitenden Handel durch einen in einem anderen Mitgliedstaat benannten NEMO zuzulassen, nicht gerechtfertigt ist, geeignete legislative oder sonstige Maßnahmen für einen weiteren Ausbau des Wettbewerbs und des Handels zwischen den Mitgliedstaaten und innerhalb der Mitgliedstaaten in Betracht ziehen. Die Kommission nimmt in den Bericht auch eine Bewertung der Zuständigkeiten für die durch diese Verordnung festgelegte einheitliche Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung auf, wobei der Schwerpunkt insbesondere auf der Transparenz der von den NEMOs gemeinsam ausgeführten MKB-Funktionen liegt. Auf der Grundlage dieses Berichts kann die Kommission, falls ihrer Ansicht nach bei der Ausführung der monopolistischen MKB-Funktionen und anderer NEMO-Aufgaben Unklarheit besteht, geeignete legislative oder sonstige Maßnahmen für eine weitere Verbesserung der Transparenz und des effizienten Funktionierens der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung in Betracht ziehen.

Artikel 6

Kriterien für die Benennung von NEMOs

1. Ein Bewerber wird nur als NEMO benannt, wenn er sämtliche folgenden Bedingungen erfüllt:

a) Er verfügt über oder beschafft angemessene Ressourcen für den gemeinsamen, koordinierten und regelkonformen Betrieb der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und/oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung, einschließlich der für die Wahrnehmung der Aufgaben eines NEMO notwendigen Ressourcen, der finanziellen Ressourcen, der erforderlichen Informationstechnologie, der technischen Infrastruktur und der betrieblichen Verfahren, oder er weist nach, dass er in der Lage ist, diese Ressourcen innerhalb einer angemessenen Vorbereitungszeit vor der Übernahme seiner Aufgaben gemäß Artikel 7 zur Verfügung zu stellen.

b) Er kann sicherstellen, dass Informationen über die Aufgaben des NEMO gemäß Artikel 7 für die Marktteilnehmer offen zugänglich sind.

c) Er ist im Hinblick auf die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung kosteneffizient und führt in seiner internen Buchführung getrennte Konten für die MKB-Funktionen und die übrigen Tätigkeiten, um eine Quersubventionierung zu verhindern.

d) Seine Geschäfte sind in angemessener Weise von denen anderer Marktteilnehmer getrennt.

e) Falls er als gesetzliches nationales Monopol für Day-Ahead- und Intraday-Handelsdienstleistungen in einem Mitgliedstaat benannt wurde, darf er die in Artikel 5 Absatz 1 genannten Gebühren nicht dafür verwenden, seine Day-Ahead- oder Intraday-Aktivitäten in einem anderen Mitgliedstaat als in jenem, in dem diese Gebühren erhoben werden, zu finanzieren.

f) Er ist in der Lage, alle Marktteilnehmer in nicht diskriminierender Weise zu behandeln.

g) Er hat geeignete Marktaufsichtsregelungen eingeführt.

h) Er hat geeignete Transparenz- und Vertraulichkeitsvereinbarungen mit den Marktteilnehmern und den ÜNB geschlossen.

i) Er ist in der Lage, die notwendigen Clearing- und Abrechnungsdienste zu erbringen.

j) Er ist in der Lage, die notwendigen Kommunikationssysteme und -routinen für die Koordinierung mit den ÜNB des Mitgliedstaats einzuführen.

2. Die in Absatz 1 festgelegten Benennungskriterien sind so anzuwenden, dass der Wettbewerb zwischen NEMOs auf gerechte und nicht diskriminierende Weise organisiert wird.

Artikel 7

Aufgaben der NEMOs

1. NEMOs fungieren als Marktbetreiber in nationalen oder regionalen Märkten, um in Zusammenarbeit mit den ÜNB die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung vorzunehmen. Ihre Aufgaben umfassen die Entgegennahme von Aufträgen von Marktteilnehmern, die Gesamtverantwortung für die Abgleichung und die Zuordnung von Aufträgen entsprechend den Ergebnissen der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung, die Veröffentlichung der Preise sowie die Abrechnung und das Clearing der aus den Handelstransaktionen resultierenden Verträge gemäß den einschlägigen Vereinbarungen und Rechtsvorschriften.

Hinsichtlich der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung sind die NEMOs insbesondere für die folgenden Aufgaben zuständig:

a) Ausführung der in Absatz 2 beschriebenen MKB-Funktionen in Abstimmung mit anderen NEMOs;

b) gemeinsame Festlegung der Anforderungen an die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung, der Anforderungen an die MKB-Funktionen und den Preiskopplungsalgorithmus für alle Angelegenheiten, die mit dem Funktionieren des Strommarktes zusammenhängen, gemäß Absatz 2 sowie gemäß den Artikeln 36 und 37;

c) Festlegung von Höchst- und Mindestpreisen gemäß den Artikeln 41 und 54;

d) Anonymisierung und Weitergabe der erhaltenen Auftragsinformationen, die für die Ausführung der in Absatz 2 und in den Artikeln 40 und 53 festgelegten MKB-Funktionen erforderlich sind;

e) Prüfung der Ergebnisse, die mithilfe der in Absatz 2 beschriebenen MKB-Funktionen berechnet wurden, Zuteilung der Aufträge auf der Grundlage dieser Ergebnisse, Validierung der Ergebnisse als endgültig, wenn diese als korrekt betrachtet werden, und Übernahme der Verantwortung für sie gemäß den Artikeln 48 und 60;

f) Unterrichtung der Marktteilnehmer über die Ergebnisse ihrer Aufträge gemäß den Artikeln 48 und 60;

g) Auftreten als zentrale Gegenparteien für das Clearing und die Abrechnung des Energieaustauschs, der aus der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung resultiert, gemäß Artikel 68 Absatz 3;

h) Schaffung von Back-up-Verfahren gemeinsam mit den relevanten NEMOs und ÜNB gemäß Artikel 36 Absatz 3 für den nationalen oder regionalen Marktbetrieb, wenn die MKB-Funktionen keine Ergebnisse gemäß Artikel 39 Absatz 2 hervorbringen, wobei die in Artikel 44 vorgesehenen Ausweichverfahren berücksichtigt werden;

i) gemeinsame Übermittlung von Prognosen und von Informationen zu den Kosten der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung an die zuständigen Regulierungsbehörden und ÜNB in den Fällen, in denen die Kosten eines NEMO für die Einführung, die Änderung und den Betrieb der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung durch den Beitrag der betroffenen ÜNB gemäß den Artikeln 75 bis 77 und Artikel 80 gedeckt werden sollen;

j) gegebenenfalls Abstimmung mit den ÜNB gemäß den Artikeln 45 und 57, um Regelungen zu schaffen, die mehr als einen NEMO innerhalb einer Gebotszone betreffen, und Vornahme der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und/oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung entsprechend den vereinbarten Regelungen.

2. NEMOs führen MKB-Funktionen zusammen mit anderen NEMOs aus. Diese Funktionen umfassen Folgendes:

a) Entwicklung und Pflege der Algorithmen, Systeme und Verfahren für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung gemäß den Artikeln 36 und 51;

b) Verarbeitung von Input-Daten zu Beschränkungen der zonenübergreifenden Kapazität und zu Vergabebeschränkungen, die von den koordinierten Kapazitätsberechnern gemäß den Artikeln 46 und 58 bereitgestellt werden;

c) Verwendung des Algorithmus für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und für die einheitliche Intraday-Marktkopplung gemäß den Artikeln 48 und 60;

d) Validierung und Übermittlung der Ergebnisse für die einheitliche Day-Ahead-Marktkopplung und die einheitliche Intraday-Marktkopplung an die NEMOs gemäß den Artikeln 48 und 60.

3. Spätestens acht Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung übermitteln alle NEMOs allen Regulierungsbehörden und der Agentur einen Plan mit einer Beschreibung, wie die in Absatz 2 festgelegten MKB-Funktionen gemeinsam eingerichtet und ausgeführt werden sollen, einschließlich erforderlicher Entwürfe von Vereinbarungen zwischen NEMOs und Dritten. Der Plan enthält eine detaillierte Beschreibung der Umsetzung, den für die Umsetzung vorgeschlagenen Zeitplan von maximal 12 Monaten und eine Beschreibung der voraussichtlichen Auswirkungen der Modalitäten oder Methoden auf die Einführung und Ausführung der in Absatz 2 aufgeführten MKB-Funktionen.

4. Die Zusammenarbeit zwischen den NEMOs ist streng auf das Maß beschränkt, das für die effiziente und sichere Auslegung und Umsetzung und für den effizienten und sicheren Betrieb der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung notwendig ist. Die gemeinsame Ausführung von MKB-Funktionen beruht auf dem Grundsatz der Nichtdiskriminierung und stellt sicher, dass kein NEMO durch die Beteiligung an MKB-Funktionen von ungerechtfertigten wirtschaftlichen Vorteilen profitieren kann.

5. Die Agentur überwacht die Fortschritte der NEMOs bei der Einrichtung und Ausführung der MKB-Funktionen, insbesondere hinsichtlich der vertraglichen und rechtlichen Rahmenbedingungen sowie der technischen Bereitschaft, die MKB-Funktionen auszuführen. Spätestens 12 Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung berichtet die Agentur der Kommission, ob die Fortschritte bei der Einführung und Vornahme der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung bzw. der einheitlichen Intraday-Marktkopplung zufriedenstellend sind.

Die Agentur kann die Wirksamkeit und Effizienz der Einrichtung und der Ausführung der MKB-Funktionen jederzeit prüfen. Falls diese Prüfung ergibt, dass die Anforderungen nicht erfüllt werden, kann die Agentur der Kommission weitere Maßnahmen empfehlen, die für eine zeitnahe, wirksame und effiziente Realisierung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung erforderlich sind.

6. Falls die NEMOs keinen Plan gemäß Artikel 7 Absatz 3 für die Einrichtung der in Absatz 2 genannten MKB-Funktionen für den Intraday- oder den Day-Ahead-Marktzeitbereich vorlegen, kann die Kommission gemäß Artikel 9 Absatz 4 eine Änderung dieser Verordnung vorschlagen und dabei insbesondere in Erwägung ziehen, den ENTSO (Strom) oder eine andere Funktionseinheit anstelle der NEMOs mit der Ausführung der MKB-Funktionen für die einheitliche Day-ahead-Marktkopplung oder für die einheitliche Intraday-Marktkopplung zu betrauen.

Artikel 8

Aufgaben der ÜNB im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung

1. In den Mitgliedstaaten, die elektrisch mit einem anderen Mitgliedstaat verbunden sind, nehmen alle ÜNB an der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und an der einheitlichen Intraday-Marktkopplung teil.

2. Die ÜNB

a) legen gemeinsam für alle mit der Kapazitätsvergabe zusammenhängenden Aspekte gemäß Artikel 37 Absatz 1 Buchstabe a Anforderungen an die ÜNB hinsichtlich des Preiskopplungsalgorithmus und des Abgleichungsalgorithmus für den kontinuierlichen Handel fest;

b) validieren gemeinsam gemäß Artikel 37 Absatz 4 die Algorithmen anhand der Anforderungen gemäß Buchstabe a;

c) führen die Kapazitätsberechnung ein und nehmen sie gemäß den Artikeln 14 bis 30 vor;

d) legen gegebenenfalls Regelungen für die Vergabe zonenübergreifender Kapazität und sonstige Regelungen gemäß den Artikeln 45 und 57 fest;

e) berechnen die Beschränkungen der zonenübergreifenden Kapazität und die Vergabebeschränkungen und übermitteln sie gemäß den Artikeln 46 und 58;

f) überprüfen gemäß Artikel 48 Absatz 2 und Artikel 52 die Ergebnisse der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung hinsichtlich der Beschränkungen der validierten zonenübergreifenden Kapazität und der Vergabebeschränkungen;

g) führen im Bedarfsfall für die gemäß den Artikeln 49 und 56 erfolgende Berechnung und Veröffentlichung fahrplanbezogener Austausche an den Grenzen zwischen den Gebotszonen die Funktion des Berechners des fahrplanbezogenen Austauschs ein;

h) übernehmen die gemäß den Artikeln 39 und 52 berechneten Ergebnisse der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung;

i) führen, soweit zweckmäßig, Ausweichverfahren für die Kapazitätsvergabe gemäß Artikel 44 ein und wenden diese an;

j) schlagen gemäß Artikel 59 den Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und den Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes vor;

k) teilen die Engpasserlöse nach der gemäß Artikel 73 gemeinsam entwickelten Methode;

l) fungieren, falls dies vereinbart wurde, gemäß Artikel 68 Absatz 6 als Transportagenten, die die Nettopositionen übertragen.

Artikel 9

Annahme der Geschäftsbedingungen und Methoden

1. Die ÜNB und NEMOs entwickeln die aufgrund dieser Verordnung erforderlichen Geschäftsbedingungen oder Methoden und legen sie den zuständigen Regulierungsbehörden innerhalb der in dieser Verordnung festgelegten Fristen vor. Muss ein Vorschlag für Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß dieser Verordnung von mehr als einem ÜNB oder NEMO entwickelt und gebilligt werden, arbeiten die beteiligten ÜNB und NEMOs eng zusammen. Die ÜNB — mit Hilfe des ENTSO (Strom) — sowie alle NEMOs informieren die zuständigen Regulierungsbehörden und die Agentur regelmäßig über die bei der Entwicklung dieser Geschäftsbedingungen oder Methoden erzielten Fortschritte.

2. Für die Entscheidungen der ÜNB oder NEMOs über Vorschläge für Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß Artikel 9 Absatz 6 gilt die qualifizierte Mehrheit, falls zwischen ihnen kein Konsens erzielt werden konnte. Die qualifizierte Mehrheit ist innerhalb der einzelnen Stimmgruppen der ÜNB und NEMOs zu erreichen. Eine qualifizierte Mehrheit für Vorschläge gemäß Artikel 9 Absatz 6 erfordert eine Mehrheit

a) der ÜNB oder NEMOs, die mindestens 55 % der Mitgliedstaaten vertreten, und

b) der ÜNB oder NEMOS, die Mitgliedstaaten vertreten, die mindestens 65 % der Bevölkerung der Union umfassen.

Eine Sperrminderheit für Entscheidungen gemäß Artikel 9 Absatz 6 muss ÜNB oder NEMOS umfassen, die mindestens vier Mitgliedstaaten vertreten, ansonsten gilt die qualifizierte Mehrheit als erreicht.

Für Entscheidungen der ÜNB gemäß Artikel 9 Absatz 6 erhält jeder Mitgliedstaat eine Stimme. Gibt es im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats mehr als einen ÜNB, teilt der Mitgliedstaat die Stimmbefugnisse unter den ÜNB auf.

Für Entscheidungen der NEMOs gemäß Artikel 9 Absatz 6 erhält jeder Mitgliedstaat eine Stimme. Jeder NEMO verfügt über die Anzahl von Stimmen, die der Anzahl der Mitgliedstaaten, in denen er benannt wurde, entspricht. Wird im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats mehr als ein NEMO benannt, teilt der Mitgliedstaat die Stimmbefugnisse unter den NEMOs unter Berücksichtigung ihrer in dem jeweiligen Mitgliedstaat im vorangegangenen Finanzjahr gehandelten Strommengen auf.

3. Mit Ausnahme von Artikel 43 Absatz 1, Artikel 44, Artikel 56 Absatz 1, Artikel 63 und Artikel 74 Absatz 1 gilt für Entscheidungen der ÜNB über Vorschläge für Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß Artikel 9 Absatz 7 die qualifizierte Mehrheit, falls zwischen ihnen kein Konsens erzielt werden konnte und falls die betroffenen Regionen aus mehr als fünf Mitgliedstaaten bestehen. Die qualifizierte Mehrheit ist innerhalb der einzelnen Stimmgruppen der ÜNB und NEMOs zu erreichen. Eine qualifizierte Mehrheit für Vorschläge gemäß Artikel 9 Absatz 7 erfordert eine Mehrheit

a) der ÜNB, die mindestens 72 % der betroffenen Mitgliedstaaten vertreten, und

b) der ÜNB, die Mitgliedstaaten vertreten, die mindestens 65 % der Bevölkerung der betroffenen Region umfassen.

Eine Sperrminderheit für Entscheidungen gemäß Artikel 9 Absatz 7 muss mindestens die Mindestanzahl der ÜNB, die mehr 35 % der Bevölkerung der teilnehmenden Mitgliedstaaten vertreten, umfassen, zuzüglich der ÜNB, die mindestens einen weiteren betroffenen Mitgliedstaat vertreten, ansonsten gilt die qualifizierte Mehrheit als erreicht.

ÜNB, die über Vorschläge für Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß Artikel 9 Absatz 7 hinsichtlich Regionen entscheiden, die aus fünf oder weniger Mitgliedstaaten bestehen, treffen ihre Entscheidungen einvernehmlich.

Für Entscheidungen der ÜNB gemäß Artikel 9 Absatz 7 erhält jeder Mitgliedstaat eine Stimme. Gibt es im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats mehr als einen ÜNB, teilt der Mitgliedstaat die Stimmbefugnisse unter den ÜNB auf.

NEMOs, die über Vorschläge für Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 9 Absatz 7 entscheiden, treffen ihre Entscheidungen einvernehmlich.

4. Falls die ÜNB oder NEMOs nicht innerhalb der in dieser Verordnung festgelegten Fristen den nationalen Regulierungsbehörden einen Vorschlag für die Geschäftsbedingungen oder Methoden vorlegen, übermitteln sie den zuständigen Regulierungsbehörden und der Agentur die einschlägigen Entwürfe der Geschäftsbedingungen und Methoden und erläutern, was eine Einigung verhindert hat. Die Agentur setzt die Kommission hiervon in Kenntnis und geht, auf Ersuchen der Kommission, in Zusammenarbeit mit den zuständigen Regulierungsbehörden den Gründen für das Scheitern nach und unterrichtet die Kommission hiervon. Die Kommission ergreift geeignete Maßnahmen, um die Annahme der notwendigen Geschäftsbedingungen oder Methoden innerhalb von vier Monaten nach Eingang der Mitteilung der Agentur zu ermöglichen.

5. Jede Regulierungsbehörde genehmigt die Geschäftsbedingungen oder Methoden, die von den ÜNB und NEMOs für die Berechnung oder die Einführung der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung entwickelt wurden. Sie sind für die Genehmigung der Geschäftsbedingungen und Methoden verantwortlich, auf die in den Absätzen 6, 7 und 8 Bezug genommen wird.

6. Die Vorschläge für die folgenden Geschäftsbedingungen oder Methoden unterliegen der Genehmigung durch alle Regulierungsbehörden:

a) der Plan für die gemeinsame Ausführung der MKB-Funktionen gemäß Artikel 7 Absatz 3.

b) die Kapazitätsberechnungsregionen gemäß Artikel 15 Absatz 1;

c) die Methode für die Bereitstellung von Erzeugungs- und Lastdaten gemäß Artikel 16 Absatz 1;

d) die Methode für das gemeinsame Netzmodell gemäß Artikel 17 Absatz 1;

e) der Vorschlag für eine harmonisierte Kapazitätsberechnungsmethode gemäß Artikel 21 Absatz 4;

f) die Back-up-Methode gemäß Artikel 36 Absatz 3;

g) der von den NEMOs gemäß Artikel 37 Absatz 5 vorgelegte Algorithmus, einschließlich der Anforderungen der ÜNB und der NEMOs an die Algorithmen-Entwicklung gemäß Artikel 37 Absatz 1;

h) Produkte, die von NEMOs im einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplungsprozess und im einheitlichen Intraday-Marktkopplungsprozess gemäß den Artikeln 40 und 53 berücksichtigt werden können;

i) die Höchst- und Mindestpreise gemäß den Artikeln 41 Absatz 1 und 54 Absatz 2;

j) die gemäß Artikel 55 Absatz 1 zu entwickelnde Methode für die Bepreisung von Intraday-Kapazität;

k) der Zeitpunkt der Öffnung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes und der Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes gemäß Artikel 59 Absatz 1;

l) der Day-ahead-Verbindlichkeitszeitpunkt gemäß Artikel 69;

m) die Methode für die Verteilung der Engpasserlöse gemäß Artikel 73 Absatz 1;

7. Die Vorschläge für die folgenden Geschäftsbedingungen oder Methoden unterliegen der Genehmigung durch alle Regulierungsbehörden der betroffenen Region:

a) die gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode gemäß Artikel 20 Absatz 2;

b) Entscheidungen über die Einführung und die Verschiebung der lastflussgestützten Berechnung gemäß Artikel 20 Absätze 2 bis 6 und über Ausnahmen gemäß Artikel 20 Absatz 7;

c) die Methode für das koordinierte Redispatching und Countertrading gemäß Artikel 35 Absatz 1;

d) die gemeinsamen Methoden für die Berechnung der fahrplanbezogenen Austausche gemäß Artikel 43 Absatz 1 und Artikel 56 Absatz 1;

e) die Ausweichverfahren gemäß Artikel 44;

f) ergänzende regionale Auktionen gemäß Artikel 63 Absatz 1;

g) die Bedingungen für die Bereitstellung einer expliziten Vergabe gemäß Artikel 64 Absatz 2;

h) die Kostenteilungsmethode für das Redispatching oder Countertrading gemäß Artikel 74 Absatz 1.

8. Die folgenden Geschäftsbedingungen oder Methoden unterliegen der Einzelgenehmigung jeder Regulierungsbehörde oder sonstigen zuständigen Behörde der jeweils betroffenen Mitgliedstaaten:

a) gegebenenfalls die Benennung und die Aufhebung oder Aussetzung der Benennung gemäß Artikel 4 Absätze 2, 8 und 9;

b) gegebenenfalls die Gebühren oder die Methoden, die zur Berechnung der Gebühren der NEMOs für den Handel an den Day-Ahead- und Intraday-Märkten verwendet werden, gemäß Artikel 5 Absatz 1;

c) Vorschläge einzelner ÜNB für eine Überprüfung der Gebotszonenkonfiguration gemäß Artikel 32 Absatz 1 Buchstabe d;

d) gegebenenfalls der Vorschlag für die Vergabe zonenübergreifender Kapazität und sonstige Regelungen gemäß den Artikeln 45 und 57;

e) die Kosten für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement gemäß den Artikeln 75 bis 79;

f) gegebenenfalls das Teilen der regionalen Kosten der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung gemäß Artikel 80 Absatz 4.

9. Der Vorschlag für Geschäftsbedingungen oder Methoden enthält einen Vorschlag für den Zeitplan ihrer Umsetzung und eine Beschreibung ihrer voraussichtlichen Auswirkungen auf die Ziele dieser Verordnung. Vorschläge für Geschäftsbedingungen oder Methoden, für die die Genehmigung mehrerer oder aller Regulierungsbehörden erforderlich ist, werden der Agentur und den Regulierungsbehörden zur gleichen Zeit übermittelt. Auf Anfrage der zuständigen Regulierungsbehörden gibt die Agentur innerhalb von drei Monaten eine Stellungnahme zu den Vorschlägen für die Geschäftsbedingungen oder Methoden ab.

10. Erfordert die Genehmigung der Geschäftsbedingungen oder Methoden eine Entscheidung von mehr als einer Regulierungsbehörde, konsultieren die zuständigen Regulierungsbehörden einander und pflegen eine enge Zusammenarbeit und Abstimmung untereinander, um zu einer Einigung zu gelangen. Die zuständigen Regulierungsbehörden berücksichtigen gegebenenfalls die Stellungnahme der Agentur. Die Regulierungsbehörden entscheiden über die Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß den Absätzen 6, 7 und 8 innerhalb von sechs Monaten nach dem Eingang der Geschäftsbedingungen oder Methoden bei der Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls bei der letzten betroffenen Regulierungsbehörde.

11. Falls es den Regulierungsbehörden nicht gelingt, innerhalb der in Absatz 10 genannten Frist eine Einigung zu erzielen, oder falls sie ein entsprechendes gemeinsames Ersuchen stellen, erlässt die Agentur innerhalb von sechs Monaten nach dem Verfahren des Artikels 8 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 einen Beschluss über die vorgelegten Vorschläge für Geschäftsbedingungen oder Methoden.

12. Falls eine oder mehrere Regulierungsbehörden für die Genehmigung der gemäß den Absätzen 6, 7 und 8 vorgelegten Geschäftsbedingungen oder Methoden eine Änderung verlangen, legen die jeweiligen ÜNB oder NEMOs innerhalb von zwei Monaten nach der Aufforderung durch die Regulierungsbehörden einen Vorschlag für geänderte Geschäftsbedingungen oder Methoden zur Genehmigung vor. Die zuständigen Regulierungsbehörden entscheiden über die geänderten Geschäftsbedingungen oder Methoden innerhalb von zwei Monaten nach deren Vorlage. Falls es den Regulierungsbehörden nicht gelingt, innerhalb der Zweimonatsfrist eine Einigung hinsichtlich der Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß den Absätzen 6 und 7 zu erzielen, oder falls sie ein entsprechendes gemeinsames Ersuchen stellen, erlässt die Agentur innerhalb von sechs Monaten nach dem Verfahren des Artikels 8 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 713/2009 einen Beschluss über die geänderten Geschäftsbedingungen oder Methoden. Falls die jeweiligen ÜNB oder NEMOs keinen Vorschlag für geänderte Geschäftsbedingungen oder Methoden vorlegen, kommt das in Absatz 4 vorgesehene Verfahren zur Anwendung.

13. Die ÜNB oder NEMOs, die für die Ausarbeitung eines Vorschlags für Geschäftsbedingungen oder Methoden zuständig sind, oder die Regulierungsbehörden, die für ihre Annahme gemäß den Absätzen 6, 7 und 8 zuständig sind, können Änderungen dieser Geschäftsbedingungen oder Methoden vorschlagen.

Vorschläge für Änderungen der Geschäftsbedingungen oder Methoden sind gemäß dem in Artikel 12 beschriebenen Verfahren Gegenstand einer Konsultation und werden gemäß dem in diesem Artikel beschriebenen Verfahren genehmigt.

14. Die für die Ausarbeitung der Geschäftsbedingungen oder Methoden gemäß dieser Verordnung zuständigen ÜNB oder NEMOs veröffentlichen sie nach der Genehmigung durch die zuständigen Regulierungsbehörden im Internet oder, falls keine solche Genehmigung erforderlich ist, nach ihrer Ausarbeitung, es sei denn, die Informationen werden gemäß Artikel 13 als vertraulich betrachtet:

Artikel 10

Laufender Betrieb der einheitlichen Day-Ahead- und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung

Die ÜNB und NEMOs organisieren gemeinsam den laufenden Betrieb der einheitlichen Day-Ahead- und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung. Sie veranstalten regelmäßig Sitzungen, um operative Fragen zu erörtern und zu entscheiden. Die ÜNB und NEMOs laden die Agentur und die Kommission als Beobachter zu diesen Sitzungen ein und veröffentlichen Kurzprotokolle der Sitzungen.

Artikel 11

Beteiligung der Interessenträger

Die Agentur organisiert die Beteiligung der Interessenträger hinsichtlich der einheitlichen Day-Ahead- und der einheitlichen Intraday-Marktkopplung und anderer Aspekte der Umsetzung dieser Verordnung in enger Zusammenarbeit mit dem ENTSO (Strom). Dies beinhaltet regelmäßige Sitzungen mit den Interessenträgern, um Probleme aufzuzeigen und Verbesserungen vorzuschlagen, die insbesondere die einheitliche Day-Ahead- und die einheitliche Intraday-Marktkopplung betreffen. Die Konsultationen der Interessenträger gemäß Artikel 12 werden dadurch nicht ersetzt.

Artikel 12

Konsultationen

1. Die ÜNB und NEMOs, die gemäß dieser Verordnung für die Einreichung von Vorschlägen für Modalitäten oder Methoden oder Änderungen daran zuständig sind, konsultieren die Interessenträger, einschließlich der relevanten Behörden der einzelnen Mitgliedstaaten, zu den Vorschlagsentwürfen für Modalitäten oder Methoden in den in dieser Verordnung explizit festgelegten Fällen. Die Konsultation dauert mindestens einen Monat.

2. Die von den ÜNB und NEMOs auf Unionsebene vorgelegten Vorschläge für Modalitäten oder Methoden werden auf Unionsebene veröffentlicht und sind auf Unionsebene Gegenstand einer Konsultation. Zu den von den ÜNB und NEMOs auf regionaler Ebene vorgelegten Vorschlägen wird eine Konsultation auf mindestens regionaler Ebene durchgeführt. Parteien, die Vorschläge auf bilateraler oder auf multilateraler Ebene vorlegen, konsultieren zumindest die betroffenen Mitgliedstaaten.

3. Die für den Vorschlag für Modalitäten oder Methoden zuständigen Funktionseinheiten tragen den aus den Konsultationen gemäß Absatz 1 hervorgegangenen Stellungnahmen der Interessenträger zu dem Vorschlag vor seiner Vorlage zur Genehmigung durch die Regulierungsbehörde, sofern eine solche gemäß Artikel 9 erforderlich ist, oder in allen anderen Fällen vor seiner Veröffentlichung gebührend Rechnung. In allen Fällen muss im vorgelegten Vorschlag klar und fundiert begründet werden, weshalb die aus der Konsultation hervorgegangenen Stellungnahmen berücksichtigt bzw. nicht berücksichtigt wurden, und muss diese Begründung rechtzeitig vor oder gleichzeitig mit der Veröffentlichung des Vorschlags für Modalitäten oder Methoden veröffentlicht werden.

Artikel 13

Vertraulichkeitsverpflichtungen

1. Vertrauliche Informationen, die gemäß dieser Verordnung empfangen, ausgetauscht oder übermittelt werden, unterliegen den Vorschriften der Absätze 2, 3 und 4 über das Berufsgeheimnis.

2. Die Verpflichtung zur Wahrung des Berufsgeheimnisses gilt für alle Personen, die den Bestimmungen dieser Verordnung unterliegen.

3. Vertrauliche Informationen, die die in Absatz 2 genannten Personen im Rahmen der Erfüllung ihrer Pflichten erhalten, dürfen an keine andere Person oder Behörde weitergegeben werden; davon unberührt bleiben Fälle, die unter das nationale Recht, andere Bestimmungen dieser Verordnung oder andere einschlägige Unionsvorschriften fallen.

4. Unbeschadet der Fälle, die unter nationales Recht fallen, dürfen Regulierungsbehörden, Einrichtungen oder Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten, diese nur für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Rahmen dieser Verordnung verwenden.

TITEL II

ANFORDERUNGEN AN DIE MODALITÄTEN UND METHODEN FÜR DIE KAPAZITÄTSVERGABE UND DAS ENGPASSMANAGEMENT

KAPITEL 1

Kapazitätsberechnung

Abschnitt 1

Allgemeine Anforderungen

Artikel 14

Zeitbereiche für die Kapazitätsberechnung

1. Alle ÜNB berechnen die zonenübergreifende Kapazität für mindestens die folgenden Zeitbereiche:

a) Day-Ahead (vortägig) für den Day-Ahead-Markt;

b) Intraday (untertägig) für den Intraday-Markt.

2. Für den Day-Ahead-Marktzeitbereich wird die zonenübergreifende Kapazität je Day-Ahead-Marktzeiteinheit einzeln berechnet. Für den Intraday-Marktzeitbereich wird die zonenübergreifende Kapazität je verbleibende Intraday-Marktzeiteinheit einzeln berechnet.

3. Für den Day-Ahead-Marktzeitbereich beruht die Kapazitätsberechnung auf den neuesten verfügbaren Informationen. Die Aktualisierung der Informationen für den Day-Ahead-Marktzeitbereich beginnt nicht vor 15.00 Uhr Marktzeit zwei Tage vor dem Tag der Lieferung.

4. In jeder Kapazitätsberechnungsregion sorgen alle ÜNB dafür, dass die zonenübergreifende Kapazität innerhalb des Intraday-Marktzeitbereichs auf der Grundlage der neuesten verfügbaren Informationen neu berechnet wird. Bei der Häufigkeit dieser Neuberechnung werden die Effizienz und Betriebssicherheit berücksichtigt.

Artikel 15

Kapazitätsberechnungsregionen

1. Spätestens drei Monate nach Inkrafttreten dieser Verordnung erstellen alle ÜNB zusammen einen gemeinsamen Vorschlag zur Bestimmung der Kapazitätsberechnungsregionen. Der Vorschlag ist Gegenstand einer Konsultation gemäß Artikel 12.

2. In dem Vorschlag gemäß Absatz 1 werden die Gebotszonengrenzen festgelegt, die den ÜNB zugeordnet sind, die Mitglieder jeder Kapazitätsberechnungsregion sind. Dabei müssen die folgenden Anforderungen erfüllt werden:

a) In ihm werden die in Anhang I Nummer 3.2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 genannten Regionen berücksichtigt.

b) Jede Gebotszonengrenze oder, sofern vorhanden, zwei getrennte Gebotszonengrenzen, durch die eine Verbindungsleitung zwischen zwei Gebotszonen führt, wird bzw. werden einer Kapazitätsberechnungsregion zugeordnet.

c) Die ÜNB werden zumindest all denjenigen Kapazitätsberechnungsregionen, in denen sie Gebotszonengrenzen haben, zugeordnet.

3. Kapazitätsberechnungsregionen, die einen lastflussgestützten Ansatz anwenden, werden zu einer Kapazitätsberechnungsregion zusammengelegt, sofern die folgenden kumulativen Bedingungen erfüllt sind:

a) Ihre Übertragungsnetze sind direkt miteinander verbunden.

b) Sie sind an demselben Gebiet der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder an demselben Gebiet der einheitlichen Intraday-Marktkopplung beteiligt.

c) Ihre Zusammenlegung ist effizienter als ihre getrennte Beibehaltung. Die zuständigen nationalen Regulierungsbehörden können von den betroffenen ÜNB eine gemeinsame Kosten-Nutzen-Analyse zur Bewertung der Effizienz der Zusammenlegung verlangen.

Abschnitt 2

Das gemeinsame Netzmodell

Artikel 16

Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten

1. Spätestens zehn Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung erarbeiten alle ÜNB gemeinsam einen Vorschlag für eine einheitliche Methode für die Bereitstellung der für die Bildung des gemeinsamen Netzmodells erforderlichen Erzeugungs- und Lastdaten, der Gegenstand einer Konsultation gemäß Artikel 12 ist. Der Vorschlag enthält eine auf die Ziele dieser Verordnung gestützte Begründung dafür, weshalb diese Informationen benötigt werden.

2. In dem Vorschlag für die Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und der Lastdaten wird angegeben, welche Erzeugungseinheiten und welche Lasteinheiten ihren jeweiligen ÜNB Informationen für die Kapazitätsberechnung zur Verfügung stellen müssen.

3. In dem Vorschlag für eine Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten werden die Informationen angegeben, die den ÜNB von den Erzeugungs- und Lasteinheiten bereitgestellt werden müssen. Diese Informationen umfassen mindestens Folgendes:

a) Informationen zu ihren technischen Merkmalen;

b) Informationen über die Verfügbarkeit der Erzeugungseinheiten und der Lasteinheiten;

c) Informationen, die den Fahrplan der Erzeugungseinheiten betreffen;

d) relevante verfügbare Informationen darüber, wie die Erzeugungseinheiten eingesetzt werden.

4. In der Methode werden die Fristen genannt, die für die Bereitstellung der in Absatz 3 genannten Informationen durch die Erzeugungseinheiten und Lasteinheiten gelten.

5. Jeder ÜNB nutzt die in Absatz 3 genannten Informationen und teilt sie mit anderen ÜNB. Die Informationen gemäß Absatz 3 Buchstabe d werden nur für die Kapazitätsberechnung verwendet.

6. Spätestens zwei Monate nach der Genehmigung der Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten durch alle Regulierungsbehörden veröffentlicht der ENTSO (Strom):

a) eine Liste der Funktionseinheiten, die den ÜNB Informationen bereitstellen müssen;

b) eine Liste der nach Absatz 3 bereitzustellenden Informationen;

c) Fristen für die Bereitstellung der Informationen.

Artikel 17

Methode für das gemeinsame Netzmodell

1. Spätestens zehn Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung erarbeiten alle ÜNB zusammen einen Vorschlag für eine Methode für ein gemeinsames Netzmodell. Der Vorschlag ist Gegenstand einer Konsultation gemäß Artikel 12.

2. Die Methode für ein gemeinsames Netzmodell ermöglicht die Erstellung eines gemeinsamen Netzmodells. Sie enthält mindestens Folgendes:

a) eine Definition von Szenarios gemäß Artikel 18;

b) eine Definition der Einzelnetzmodelle gemäß Artikel 19;

c) eine Beschreibung des Prozesses für die Zusammenführung der Einzelnetzmodelle zum gemeinsamen Netzmodell.

Artikel 18

Szenarios

1. Für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich des Artikels 14 Absatz 1 Buchstaben a und b erarbeiten alle ÜNB zusammen gemeinsame Szenarios. Die gemeinsamen Szenarios werden verwendet, um für das Verbundnetz im gemeinsamen Netzmodell eine bestimmte prognostizierte Situation in Bezug auf Erzeugung, Last und Netztopologie zu beschreiben.

2. Für den Day-Ahead- und für den Intraday-Kapazitätsberechnungszeitbereich wird jeweils ein Szenario pro Marktzeiteinheit entwickelt.

3. Für jedes Szenario legen alle ÜNB zusammen gemeinsame Regeln fest, um die Nettoposition in jeder Gebotszone und den Lastfluss für jede Gleichstromleitung zu bestimmen. Diese gemeinsamen Regeln beruhen für jedes Szenario auf der besten verfügbaren Prognose der Nettoposition für jede Gebotszone und auf der besten Prognose der Lastflüsse auf jeder Gleichstromleitung und sehen vor, dass die Bilanz zwischen Erzeugung und Last im Übertragungsnetz der Union insgesamt ausgeglichen ist. Bei der Entwicklung der Szenarios darf es gemäß Anhang I Nummer 1.7 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 keine unzulässige Diskriminierung zwischen internen und zonenübergreifenden Austauschen geben.

Artikel 19

Einzelnetzmodell

1. Für jede Gebotszone und für jedes Szenario gilt:

a) Alle ÜNB der Gebotszone stellen gemeinsam ein einheitliches Einzelnetzmodell bereit, das die Anforderungen des Artikels 18 Absatz 3 erfüllt, oder

b) jeder ÜNB der Gebotszone stellt ein Einzelnetzmodell für seine Regelzone, einschließlich Verbindungsleitungen, bereit, sofern die Summe der Nettopositionen in den Regelzonen, einschließlich Verbindungsleitungen, die die Gebotszone abdecken, die Vorgaben des Artikels 18 Absatz 3 erfüllt.

2. Jedes Einzelnetzmodell stellt für jedes von dem (den) ÜNB festgelegte Szenario die zum Zeitpunkt der Erstellung des Einzelnetzmodells bestmögliche Prognose der Übertragungsnetzbedingungen dar.

3. Die Einzelnetzmodelle umfassen alle Netzelemente des Übertragungsnetzes, die in der regionalen Betriebssicherheitsanalyse für den betreffenden Zeitbereich verwendet werden.

4. Die Art und Weise, in der die Einzelnetzmodelle erstellt werden, wird von allen ÜNB soweit wie möglich harmonisiert.

5. Jeder ÜNB stellt im Einzelnetzmodell alle Daten bereit, die für Wirk- und Blindleistungsflussanalysen und Spannungsanalysen im stationären Zustand erforderlich sind.

6. Gegebenenfalls tauschen die einzelnen ÜNB einer Kapazitätsberechnungsregion nach einer entsprechenden Vereinbarung aller ÜNB dieser Kapazitätsberechnungsregion untereinander Daten aus, um Spannungs- und dynamische Stabilitätsanalysen zu ermöglichen.

Abschnitt 3

Kapazitätsberechnungsmethoden

Artikel 20

Einführung der lastflussgestützten Kapazitätsberechnungsmethode

1. Als Ansatz für die gemeinsamen Kapazitätsberechnungsmethoden für den Day-Ahead-Marktzeitbereich und für den Intraday-Marktzeitbereich wird ein lastflussgestützter Ansatz verwendet, außer wenn die Bedingung des Absatzes 7 erfüllt ist.

2. Spätestens zehn Monate nach der Genehmigung des Vorschlags für eine Kapazitätsberechnungsregion gemäß Artikel 15 Absatz 1 übermitteln alle ÜNB jeder Kapazitätsberechnungsregion einen Vorschlag für eine gemeinsame Methode für die koordinierte Kapazitätsberechnung innerhalb der jeweiligen Region. Der Vorschlag ist Gegenstand einer Konsultation gemäß Artikel 12. Der Vorschlag für die Kapazitätsberechnungsmethode innerhalb von Regionen gemäß diesem Absatz in Kapazitätsberechnungsregionen, die auf Nordwesteuropa (NWE) und Mittelosteuropa (MOE) im Sinne der Definition in Anhang I Nummer 3.2 Buchstaben b und d der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 beruhen, sowie in Regionen gemäß den Absätzen 3 und 4 wird durch einen gemeinsamen Rahmen für die Koordinierung und Kompatibilität der lastflussgestützten Methoden zwischen den Regionen ergänzt, der in Einklang mit Absatz 5 zu entwickeln ist.

3. Die ÜNB der Kapazitätsberechnungsregion, zu der Italien im Sinne der Definition in Anhang I Nummer 3.2 Buchstabe c der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 gehört, dürfen unbeschadet der Verpflichtung gemäß Absatz 1 die Frist zur Vorlage des Vorschlags für eine gemeinsame Methode für die koordinierte Kapazitätsberechnung unter Verwendung des lastflussgestützten Ansatzes für die jeweilige Region gemäß Absatz 2 um bis zu sechs Monate nach dem Beitritt der Schweiz zur einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung verlängern. In dem Vorschlag brauchen Gebotszonengrenzen mit Italien sowie zwischen Italien und Griechenland nicht enthalten zu sein.

4. Spätestens sechs Monate nachdem zumindest alle südosteuropäischen Vertragsparteien der Energiegemeinschaft an der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung teilnehmen, legen die ÜNB von zumindest Kroatien, Rumänien, Bulgarien und Griechenland gemeinsam einen Vorschlag zur Einführung einer gemeinsamen Kapazitätsberechnungsmethode vor, die den lastflussgestützten Ansatz für den Day-Ahead- und für den Intraday-Marktzeitbereich verwendet. Für die Umsetzung der gemeinsamen Kapazitätsberechnungsmethode, die den lastflussgestützten Ansatz verwendet, muss der Vorschlag eine Frist von maximal zwei Jahren nach der Beteiligung aller südosteuropäischen Vertragsparteien der Energiegemeinschaft an der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung enthalten. Die ÜNB von Mitgliedstaaten mit Grenzen zu anderen Regionen werden aufgefordert, sich an den Initiativen zur Umsetzung einer gemeinsamen lastflussgestützten Kapazitätsberechnungsmethode mit diesen Regionen zu beteiligen.

5. Wenn zwei oder mehr angrenzende Kapazitätsberechnungsregionen in demselben Synchrongebiet eine Kapazitätsberechnungsmethode auf Basis des lastflussgestützten Ansatzes für den Day-Ahead- oder für den Intraday-Marktzeitbereich anwenden, gelten sie für diesen Zweck als eine Region, und die ÜNB dieser Region übermitteln innerhalb von sechs Monaten einen Vorschlag für die Anwendung einer gemeinsamen Kapazitätsberechnungsmethode auf Basis des lastflussgestützten Ansatzes für den Day-Ahead- oder für den Intraday-Marktzeitbereich. Für die Umsetzung der gemeinsamen regionenübergreifenden Kapazitätsberechnungsmethode muss der Vorschlag eine Frist von maximal 12 Monaten nach der Umsetzung des lastflussgestützten Ansatzes in diesen Regionen im Fall der Methode für den Day-Ahead-Marktzeitbereich und von 18 Monaten im Fall der Methode für den Intraday-Marktzeitbereich enthalten. Die hier angegebenen Fristen können in Einklang mit Absatz 6 angepasst werden.

Die Methode in den beiden Kapazitätsberechnungsregionen, die mit der Entwicklung einer gemeinsamen Kapazitätsberechnungsmethode begonnen haben, kann zuerst angewandt werden, bevor eine gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode mit einer weiteren Kapazitätsberechnungsregion entwickelt wird.

6. Falls die betroffenen ÜNB nachweisen können, dass mit der Anwendung gemeinsamer lastflussgestützter Methoden gemäß den Absätzen 4 und 5 unter Annahme desselben Niveaus der Betriebssicherheit noch keine Verbesserung der Effizienz verbunden wäre, können sie bei den zuständigen Regulierungsbehörden gemeinsam eine Verlängerung der Fristen beantragen.

7. Die ÜNB können die zuständigen Regulierungsbehörden gemeinsam ersuchen, den Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität in anderen Regionen und an anderen Gebotszonengrenzen als den in den Absätzen 2 bis 4 genannten anzuwenden, wenn die betroffenen ÜNB nachweisen können, dass mit der Anwendung der Kapazitätsberechnungsmethode auf Basis des lastflussgestützten Ansatzes gegenüber dem Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität und unter der Annahme desselben Betriebssicherheitsniveaus in der betroffenen Region noch keine Verbesserung der Effizienz verbunden wäre.

8. Damit die Marktteilnehmer sich auf Änderungen der Kapazitätsberechnungsmethode einstellen können, testen die betroffenen ÜNB den neuen Ansatz parallel zu dem aktuell verwendeten Ansatz und beziehen sie die Marktteilnehmer über einen Zeitraum von mindestens sechs Monaten vor der Umsetzung eines Vorschlags zur Änderung ihres Kapazitätsberechnungsansatzes ein.

9. Die ÜNB jeder Kapazitätsberechnungsregion, in der der lastflussgestützte Ansatz verwendet wird, entwickeln ein Tool und stellen dieses zur Verfügung; mithilfe des Tools können die Marktteilnehmer die Wechselwirkungen zwischen den zonenübergreifenden Kapazitäten und zonenübergreifenden Austauschen zwischen Gebotszonen einschätzen.

Artikel 21

Kapazitätsberechnungsmethode

1. Der Vorschlag für eine gemäß Artikel 20 Absatz 2 entwickelte gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode für eine Kapazitätsberechnungsregion enthält für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich mindestens Folgendes:

a) Methoden für die Berechnung der Input-Daten für die Kapazitätsberechnung, die die folgenden Parameter umfassen: i) eine Methode zur Festlegung der Zuverlässigkeitsmarge gemäß Artikel 22; ii) die Methoden zur Festlegung der Betriebssicherheitsgrenzwerte, der für die Kapazitätsberechnung relevanten Ausfälle und der Vergabebeschränkungen, die gemäß Artikel 23 angewandt werden können; iii) die Methode zur Festlegung der Erzeugungsverlagerungsschlüssel gemäß Artikel 24; iv) die Methode zur Festlegung der bei der Kapazitätsberechnung zu berücksichtigenden Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 25;

b) eine ausführliche Beschreibung des Kapazitätsberechnungsansatzes, die Folgendes enthält: i) eine mathematische Beschreibung des angewandten Kapazitätsberechnungsansatzes mit verschiedenen Input-Daten für die Kapazitätsberechnung; ii) Regeln zur Vermeidung unzulässiger Diskriminierung zwischen internen und zonenübergreifenden Austauschen, damit die Einhaltung von Anhang I Nummer 1.7 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sichergestellt ist; iii) Vorschriften zur Berücksichtigung gegebenenfalls zuvor vergebener zonenübergreifender Kapazität; iv) Regeln für die Anpassung der Lastflüsse auf kritischen Netzelementen oder der zonenübergreifenden Kapazität aufgrund von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 25; v) für den lastflussgestützten Ansatz eine mathematische Beschreibung der Berechnung der Energieflussverteilungsfaktoren und der Berechnung der auf kritischen Netzelementen verfügbaren Margen; vi) für den Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität die Regeln für die Berechnung der zonenübergreifenden Kapazität, einschließlich der Regeln für die effiziente Aufteilung der Lastflusskapazitäten kritischer Netzelemente auf verschiedene Gebotszonengrenzen; vii) in Fällen, in denen die Lastflüsse auf kritischen Netzelementen durch zonenübergreifende Stromaustausche in verschiedenen Kapazitätsberechnungsregionen beeinflusst werden, die Regeln für die Aufteilung der Lastflusskapazitäten kritischer Netzelemente auf verschiedene Kapazitätsberechnungsregionen, um diese Lastflüsse berücksichtigen zu können;

c) eine Methode für die Validierung der zonenübergreifenden Kapazität gemäß Artikel 26.

2. Für den Intraday-Kapazitätsberechnungszeitbereich wird in der Kapazitätsberechnungsmethode auch angegeben, wie häufig die Kapazität gemäß Artikel 14 Absatz 4 neu berechnet wird, wobei die Gründe für die gewählte Häufigkeit angeführt werden.

3. Die Kapazitätsberechnungsmethode umfasst ein Ausweichverfahren für den Fall, dass die ursprüngliche Kapazitätsberechnung zu keinen Ergebnissen führt.

4. Alle ÜNB in jeder Kapazitätsberechnungsregion verwenden, soweit möglich, harmonisierte Input-Daten für die Kapazitätsberechnung. Spätestens bis zum 31. Dezember 2020 verwenden alle Regionen eine harmonisierte Kapazitätsberechnungsmethode, die insbesondere eine harmonisierte Kapazitätsberechnungsmethode für den lastflussgestützten Ansatz und für den Ansatz der koordinierten Nettokapazität vorsieht. Die Harmonisierung der Kapazitätsberechnungsmethode wird einer Effizienzbewertung unterzogen, die die Harmonisierung der lastflussgestützten Methoden und der Methoden der koordinierten Nettoübertragungskapazität, die das gleiche Betriebssicherheitsniveau bewirken, betrifft. Alle ÜNB übermitteln allen Regulierungsbehörden innerhalb von 12 Monaten, nachdem mindestens zwei Kapazitätsberechnungsregionen eine gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode gemäß Artikel 20 Absatz 5 umgesetzt haben, die Bewertung mit einem Vorschlag für den Übergang zu einer harmonisierten Kapazitätsberechnungsmethode.

Artikel 22

Methode für die Zuverlässigkeitsmarge

1. Der Vorschlag für eine gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode umfasst eine Methode zur Bestimmung der Zuverlässigkeitsmarge. Die Methode zur Bestimmung der Zuverlässigkeitsmarge umfasst zwei Schritte. Im ersten Schritt schätzen die betroffenen ÜNB die Wahrscheinlichkeitsverteilung der Abweichungen zwischen den zum Zeitpunkt der Kapazitätsberechnung erwarteten Lastflüssen und den in Echtzeit erfolgten Lastflüssen. Im zweiten Schritt wird die Zuverlässigkeitsmarge durch die Ableitung eines Wertes von der Wahrscheinlichkeitsverteilung berechnet.

2. In der Methode zur Ermittlung der Zuverlässigkeitsmarge werden die Grundsätze der Berechnung der Wahrscheinlichkeitsverteilung der Abweichungen zwischen den zum Zeitpunkt der Kapazitätsberechnung erwarteten Lastflüssen und den in Echtzeit erfolgten Lastflüssen dargelegt und die bei der Berechnung zu berücksichtigenden Unsicherheiten angegeben. Zur Bestimmung dieser Unsicherheiten wird in der Methode insbesondere Folgendes berücksichtigt:

a) unbeabsichtigte Abweichungen der physikalischen Lastflüsse innerhalb einer Marktzeiteinheit, die durch die Anpassung der Lastflüsse innerhalb der Regelzonen und zwischen diesen zur Aufrechterhaltung einer konstanten Netzfrequenz entstehen;

b) Unsicherheiten, die für die jeweils betrachtete Marktzeiteinheit die Kapazitätsberechnung beeinträchtigen und zwischen dem Kapazitätsberechnungszeitbereich und der Echtzeit eintreten könnten.

3. In der Methode zur Bestimmung der Zuverlässigkeitsmarge beschreiben die ÜNB auch gemeinsame harmonisierte Grundsätze für die Ableitung der Zuverlässigkeitsmarge von der Wahrscheinlichkeitsverteilung.

4. Auf der Grundlage der gemäß Absatz 1 festgelegten Methode bestimmen die ÜNB die Zuverlässigkeitsmarge unter Einhaltung der Betriebssicherheitsgrenzwerte und unter Berücksichtigung der Unsicherheiten zwischen dem Zeitpunkt der Kapazitätsberechnung und der Echtzeit sowie der nach der Kapazitätsberechnung zur Verfügung stehenden Entlastungsmaßnahmen.

5. Für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich bestimmen die betroffenen ÜNB bei Anwendung des lastflussgestützten Ansatzes die Zuverlässigkeitsmarge für kritische Netzelemente und bei Anwendung des Ansatzes der koordinierten Nettoübertragungskapazität die Zuverlässigkeitsmarge für die zonenübergreifende Kapazität.

Artikel 23

Methoden für Betriebssicherheitsgrenzwerte, Ausfälle und Vergabebeschränkungen

1. Jeder ÜNB hält die für die Betriebssicherheitsanalyse zugrunde gelegten Betriebssicherheitsgrenzwerte und Ausfälle ein.

2. Wenn die für die Kapazitätsberechnung zugrunde gelegten Betriebssicherheitsgrenzwerte und Ausfälle nicht mit den für die Betriebssicherheitsanalyse verwendeten identisch sind, beschreiben die ÜNB in dem Vorschlag für die gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode die spezielle Methode und die Kriterien, die sie für die Festlegung der für die Kapazitätsberechnung zugrunde gelegten Betriebssicherheitsgrenzwerte und Ausfälle verwendet haben.

3. Falls die ÜNB Vergabebeschränkungen anwenden, so können diese nur festgelegt anhand von

a) Beschränkungen, die erforderlich sind, um das Übertragungsnetz innerhalb der Betriebssicherheitsgrenzwerte zu halten, und die nicht auf effiziente Weise durch maximale Lastflüsse auf kritischen Netzelementen abgebildet werden können, oder

b) Beschränkungen, die die ökonomische Wohlfahrt der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung steigern sollen.

Artikel 24

Methode für die Erzeugungsverlagerungsschlüssel

1. Der Vorschlag für eine gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode umfasst einen Vorschlag für eine Methode zur Festlegung eines gemeinsamen Erzeugungsverlagerungsschlüssels für jede Gebotszone und für jedes gemäß Artikel 18 entwickelte Szenario.

2. Die Erzeugungsverlagerungsschlüssel stellen die bestmögliche Prognose für das Verhältnis einer Veränderung der Nettoposition einer Gebotszone zu einer bestimmten Veränderung der Erzeugung oder Last im gemeinsamen Netzmodell dar. Bei dieser Prognose werden insbesondere die Informationen aus der Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten verwendet.

Artikel 25

Methode für Entlastungsmaßnahmen im Rahmen der Kapazitätsberechnung

1. Jeder ÜNB einer Kapazitätsberechnungsregion legt individuell fest, welche verfügbaren Entlastungsmaßnahmen bei der Kapazitätsberechnung zu berücksichtigen sind, damit die Ziele dieser Verordnung erreicht werden.

2. Jeder ÜNB einer Kapazitätsberechnungsregion stimmt den Einsatz von bei der Kapazitätsberechnung zu berücksichtigenden Entlastungsmaßnahmen und ihre konkrete Anwendung im Echtzeitbetrieb mit den übrigen ÜNB derselben Region ab.

3. Um die Berücksichtigung von Entlastungsmaßnahmen bei der Kapazitätsberechnung zu ermöglichen, verständigen sich in jeder Kapazitätsberechnungsregion alle ÜNB auf die Anwendung von Entlastungsmaßnahmen, die das Tätigwerden von mehr als einem ÜNB erforderlich machen.

4. Jeder ÜNB stellt sicher, dass Entlastungsmaßnahmen bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt werden, wobei die Voraussetzung gilt, dass die nach der Berechnung verbleibenden verfügbaren Entlastungsmaßnahmen zusammen mit der Zuverlässigkeitsmarge gemäß Artikel 22 ausreichen, um die Betriebssicherheit zu gewährleisten.

5. Jeder ÜNB berücksichtigt kostenneutrale Entlastungsmaßnahmen bei der Kapazitätsberechnung.

6. Jeder ÜNB stellt sicher, dass die bei der Kapazitätsberechnung zu berücksichtigenden Entlastungsmaßnahmen für alle Kapazitätsberechnungszeitbereiche dieselben sind, wobei ihre technische Verfügbarkeit für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich berücksichtigt wird.

Artikel 26

Methode für die Validierung zonenübergreifender Kapazität

1. Jeder ÜNB validiert die für seine Gebotszonengrenzen oder kritischen Netzelemente relevante zonenübergreifende Kapazität, die von den koordinierten Kapazitätsberechnern gemäß den Artikeln 27 bis 31 bereitgestellt wird, und hat das Recht, sie zu korrigieren.

2. In Fällen, in denen der Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität angewendet wird, nehmen alle ÜNB der Kapazitätsberechnungsregion eine Regel zur Aufteilung der Korrektur der zonenübergreifenden Kapazität auf die verschiedenen Gebotszonengrenzen in die Kapazitätsberechnungsmethode gemäß Artikel 21 auf.

3. Jeder ÜNB kann die zonenübergreifende Kapazität während der Validierung der zonenübergreifenden Kapazität gemäß Absatz 1 aus Gründen der Betriebssicherheit verringern.

4. Während der Berechnung und Validierung der Kapazität stimmt sich jeder koordinierte Kapazitätsberechner mit den benachbarten koordinierten Kapazitätsberechnern ab.

5. Jeder koordinierte Kapazitätsberechner erstattet allen Regulierungsbehörden der Kapazitätsberechnungsregion alle drei Monate Bericht über alle während der Validierung der zonenübergreifenden Kapazität gemäß Absatz 3 vorgenommenen Verringerungen. In diesem Bericht wird auch angegeben, wo, in welchem Umfang und weshalb es eine Verringerung der zonenübergreifenden Kapazität gab.

6. Alle Regulierungsbehörden der Kapazitätsberechnungsregion entscheiden, ob der Bericht gemäß Absatz 5 ganz oder teilweise veröffentlicht wird.

Abschnitt 4

Der Kapazitätsberechnungsprozess

Artikel 27

Allgemeine Bestimmungen

1. Spätestens sechs Monate nach der Entscheidung über die Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten gemäß Artikel 16 und über das gemeinsame Netzmodell gemäß Artikel 17 organisieren alle ÜNB den Prozess der Zusammenführung der Einzelnetzmodelle.

2. Spätestens vier Monate nach den Entscheidungen über die Kapazitätsberechnungsmethoden gemäß den Artikeln 20 und 21 richten alle ÜNB in den einzelnen Kapazitätsberechnungsregionen gemeinsam die koordinierten Kapazitätsberechner ein und legen die Vorschriften für ihre Arbeitsweise fest.

3. In jeder Kapazitätsberechnungsregion überprüfen alle ÜNB alle zwei Jahre im Rahmen des gemäß Artikel 31 erstellten Zweijahresberichts über die Kapazitätsberechnung und -vergabe die Qualität der im Zuge der Kapazitätsberechnung übermittelten Daten.

4. Alle ÜNB überprüfen und aktualisieren regelmäßig und mindestens einmal jährlich unter Verwendung der neuesten verfügbaren Informationen:

a) die der Kapazitätsberechnung zugrunde gelegten Betriebssicherheitsgrenzwerte, Ausfälle und Vergabebeschränkungen;

b) die Wahrscheinlichkeitsverteilung der für die Berechnung der Zuverlässigkeitsmargen verwendeten Abweichungen zwischen den zum Zeitpunkt der Kapazitätsberechnung erwarteten Lastflüssen und den in Echtzeit erfolgten Lastflüssen;

c) die bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigten Entlastungsmaßnahmen;

d) die Anwendung der Methoden zur Ermittlung der Erzeugungsverlagerungsschlüssel, kritischen Netzelemente und Ausfälle gemäß den Artikeln 22 bis 24.

Artikel 28

Erstellung eines gemeinsamen Netzmodells

1. Für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich gemäß Artikel 14 Absatz 1 übermittelt jede Erzeugungseinheit und jede Lasteinheit, die Artikel 16 unterliegt, dem für die jeweilige Regelzone verantwortlichen ÜNB innerhalb der festgelegten Fristen die in der Methode für die Bereitstellung der Erzeugungs- und Lastdaten genannten Daten.

2. Jede Erzeugungseinheit und jede Lasteinheit, die Informationen gemäß Artikel 16 Absatz 3 bereitstellt, liefert die zuverlässigsten praktikablen Schätzungen.

3. Für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich erstellt jeder ÜNB für jedes Szenario ein Einzelnetzmodell gemäß Artikel 19 im Hinblick auf die Zusammenführung der Einzelnetzmodelle in ein gemeinsames Netzmodell.

4. Jeder ÜNB übermittelt den für die Zusammenführung der Einzelnetzmodelle in ein gemeinsames Netzmodell verantwortlichen ÜNB für jedes Einzelnetzmodell die zuverlässigsten praktikablen Schätzungen.

5. Für jeden Kapazitätsberechnungszeitbereich wird ein einheitliches, unionsweites gemeinsames Netzmodell für jedes Szenario gemäß Artikel 18 erstellt, indem die Input-Daten aller ÜNB, die den Kapazitätsberechnungsprozess gemäß Absatz 3 durchführen, zusammengeführt werden.

Artikel 29

Regionale Be