02013R0543 — ES — 01.01.2020 — 001.001

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►B REGLAMENTO (UE) No 543/2013 DE LA COMISIÓN de 14 de junio de 2013 sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (Texto pertinente a efectos del EEE) (DO L 163 de 15.6.2013, p. 1)

Modificado por:









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REGLAMENTO (UE) No 543/2013 DE LA COMISIÓN

de 14 de junio de 2013

sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) no 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo

(Texto pertinente a efectos del EEE)







Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece el conjunto común mínimo de datos relativos a la generación, el transporte y el consumo de electricidad que deben ponerse a disposición de los participantes en el mercado. También prevé la recogida y publicación centralizadas de los datos.

Artículo 2

Definiciones

A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones del artículo 2 del Reglamento (CE) no 714/2009. Asimismo, se entenderá por:

1) «reservas de balance»: todos los recursos, ya se hayan obtenido ex ante o en tiempo real, o con arreglo a obligaciones legales, de que disponen los GRT para fines de balance;

2) «unidad de tiempo de balance»: el período de tiempo para el cual se ha establecido el precio de las reservas de balance;

3) «zona de ofertas»: la mayor zona geográfica en la que los participantes en el mercado pueden intercambiar energía sin asignación de capacidad;

4) «asignación de capacidad»: la asignación de la capacidad interzonal;

5) «unidad de consumo»: un recurso que recibe energía eléctrica para su propio uso, excepción hecha de los GRT y de los gestores de las redes de distribución (GRD);

6) «zona de control»: una parte coherente de la red interconectada, gestionada por un solo gestor de redes, y que incluirá las cargas físicas conectadas y/o las unidades de generación, si las hubiera;

7) «capacidad de transporte neta coordinada»: un método de cálculo de la capacidad basado en el principio de evaluación y definición ex ante de un intercambio máximo de energía entre zonas de ofertas adyacentes;

8) «elemento crítico de la red»: un elemento de la red, situado dentro de una zona de ofertas o entre ellas, tenido en cuenta en el proceso de cálculo de la capacidad, que limita la cantidad de energía que puede intercambiarse;

9) «balance entre zonas de control»: un régimen de balance en el que un GRT puede recibir ofertas para activación procedentes de las zonas de otros GRT; no incluye el redespacho ni la entrega de energía con carácter de emergencia;

10) «capacidad interzonal»: la capacidad del sistema interconectado para asimilar la transferencia de energía entre zonas de ofertas;

11) «moneda»: el euro, si al menos una parte de la zona o zonas de ofertas afectadas forma parte de un país cuya moneda de curso legal es el euro; en todos los demás casos, la moneda local;

12) «hora de validación»: el momento en que los GRT deben confirmar todas las nominaciones casadas al mercado. La hora de validación se refiere no solo a los mercados diarios o intradiarios sino también a los distintos mercados que cubren los ajustes de los desequilibrios y la asignación de reservas;

13) «intercambio compensatorio»: un intercambio entre zonas iniciado por los gestores de las redes entre dos zonas de ofertas para aliviar la congestión física;

14) «proveedor de datos»: la entidad que envía los datos a la plataforma de transparencia de información centralizada;

15) «asignación explícita»: la asignación de capacidad interzonal solamente, sin la transferencia de energía;

16) «parámetros basados en los flujos»: los márgenes disponibles sobre los elementos críticos de la red con los correspondientes factores de distribución de la transferencia de energía;

17) «unidad de generación»: un solo generador de electricidad perteneciente a una unidad de producción;

18) «asignación implícita»: un método de gestión de la congestión en el que se obtiene la energía al mismo tiempo que la capacidad interzonal;

19) «unidad de tiempo del mercado»: el período para el cual se ha establecido el precio de mercado, o el más breve período de tiempo común para las dos zonas de ofertas, si sus unidades de tiempo del mercado son diferentes;

20) «capacidad ofertada»: la capacidad interzonal ofrecida por el responsable de asignar la capacidad de transporte al mercado;

21) «programada», una incidencia conocida de antemano por el propietario primario de los datos;

22) «factor de distribución de la transferencia de energía», una representación del flujo físico en un elemento crítico de la red inducido por la variación de la posición neta de una zona de ofertas;

23) «propietario primario de los datos»: la entidad que crea los datos;

24) «unidad de producción»: una instalación para la generación de electricidad compuesta por una sola unidad de generación o por una agrupación de unidades de generación;

25) «perfil»: un límite geográfico entre una zona de ofertas y varias zonas de ofertas vecinas;

26) «redespacho»: una medida activada por uno o varios gestores de redes, que modifica el esquema de generación y/o de carga con el fin de cambiar los flujos físicos en el sistema de transporte y aliviar la congestión física;

27) «carga total»: incluidas las pérdidas y exceptuando la potencia utilizada para el almacenamiento de energía, una carga igual a la generación más las eventuales importaciones, menos las exportaciones y la potencia utilizada para el almacenamiento de energía;

28) «responsable de asignar la capacidad de transporte»: la entidad habilitada por los GRT para gestionar la asignación de las capacidades interzonales;

29) «carga vertical»: la cantidad total de energía eléctrica que sale de la red de transporte hacia las redes de distribución, hacia los clientes finales conectados directamente o hacia la parte de la generación que consume;

30) «margen de las previsiones a un año»: la diferencia entre la previsión anual de la capacidad de generación disponible y las previsiones anuales de carga total máxima, teniendo en cuenta la previsión de la capacidad de generación total, la previsión de disponibilidad de generación y la previsión de las reservas contratadas para los servicios del sistema;

31) «hora»: la hora local de Bruselas.

Artículo 3

Establecimiento de una plataforma de transparencia de la información centralizada

1. Se constituirá una plataforma de transparencia de la información centralizada, que será gestionada de manera eficiente y rentable en el marco de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («la REGRT de Electricidad»). La REGRT de Electricidad publicará en la plataforma de transparencia de información centralizada todos los datos que los GRT tienen obligación presentar a la REGRT de Electricidad de conformidad con el presente Reglamento.

La plataforma de transparencia de la información centralizada deberá estar a disposición del público, de forma gratuita y a través de internet, al menos en lengua inglesa.

Los datos deberán estar actualizados, ser de fácil acceso, y podrán descargarse y consultarse durante al menos cinco años. Las actualizaciones de los datos se datarán, se archivarán y se pondrán a disposición del público.

2. La REGRT de Electricidad presentará una propuesta sobre el funcionamiento de la plataforma de transparencia de la información centralizada y los costes asociados a la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía («la Agencia»), cuatro meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento. La Agencia emitirá su dictamen en un plazo de tres meses a partir de la fecha de presentación de la propuesta.

3. La REGRT de Electricidad se asegurará de que la plataforma de transparencia de la información centralizada esté operativa 18 meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento.

Artículo 4

Presentación y publicación de datos

1. Los propietarios primarios de los datos los presentarán a los GRT de conformidad con los artículos 6 a 17. Velarán por que los datos que proporcionen a los GRT o, cuando se haga de conformidad con el apartado 2, a los proveedores de datos sean completos, de la calidad necesaria, y se faciliten de una manera que permita a los GRT o a los proveedores de datos procesar y entregar los datos a la REGRT de Electricidad con tiempo suficiente para permitir a esta cumplir las obligaciones que le impone el presente Reglamento en relación con los plazos de publicación de la información.

Los GRT y, cuando proceda, los proveedores de datos, procesarán los datos que reciban y los transmitirán a la REGRT de Electricidad con la antelación necesaria para su publicación.

2. Los propietarios primarios de los datos podrán cumplir las obligaciones que les atribuye el apartado 1 presentando los datos directamente a la plataforma de transparencia de la información centralizada, siempre que utilicen a un tercero que actúe como proveedor de datos en su nombre. Esta forma de presentación de datos estará supeditada al acuerdo previo de los GRT en cuya zona de control se encuentre el propietario primario. Cuando dé su conformidad, el GRT deberá evaluar si el proveedor de datos cumple los requisitos a que se refiere el artículo 5, párrafo primero, letras b) y c).

3. Los GRT deberán ser considerados propietarios primarios de los datos a los efectos de los artículos 6 a 17, salvo indicación en contrario.

4. En caso de que una zona de ofertas conste de varias zonas de control en diferentes Estados miembros, la REGRT de Electricidad publicará los datos a que se refiere el apartado 1 por separado para los Estados miembros de que se trate.

5. Sin perjuicio de las obligaciones de los GRT y de la REGRT de Electricidad mencionadas en el apartado 1 y en el artículo 3, los datos también podrán publicarse en los sitios web de los GRT o de otras partes.

6. Las autoridades reguladoras nacionales velarán por que los propietarios primarios de los datos, los GRT y los proveedores de datos cumplan sus obligaciones en virtud del presente Reglamento.

Artículo 5

Manual de procedimiento

1. La REGRT de Electricidad elaborará un manual en el que se especifique lo siguiente:

a) detalles y formato de presentación de los datos establecidos en el artículo 4, apartado 1;

b) maneras y formatos normalizados de comunicación e intercambio de datos entre los propietarios primarios de los datos, los GRT, los proveedores de datos y la REGRT de Electricidad;

c) criterios técnicos y operativos que los proveedores de datos tendrán que cumplir cuando faciliten datos a la plataforma de transparencia de la información centralizada;

d) clasificación adecuada de los tipos de producción a que se refiere el artículo 14, apartado 1, el artículo 15, apartado 1, y el artículo 16, apartado 1.

La REGRT de Electricidad elaborará el manual tras realizar una consulta abierta y transparente con las partes interesadas.

La REGRT de Electricidad pondrá el manual a disposición del público.

La REGRT de Electricidad actualizará el manual cuando sea necesario. Antes de publicar o de actualizar el manual, la REGRT de Electricidad presentará un proyecto a la Agencia para que formule su dictamen, que habrá de ser emitido en un plazo de dos meses. El proyecto de la primera versión se presentará a la Agencia en un plazo de cuatro meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento.

Artículo 6

Información sobre la carga total

1. Para sus zonas de control, los GRT deberán calcular y presentar los siguientes datos a la REGRT de Electricidad para cada zona de ofertas:

a) la carga total por unidad de tiempo del mercado;

b) la previsión a un día de la carga total por unidad de tiempo del mercado;

c) la previsión a una semana de la carga total por cada día de la semana siguiente, que deberá incluir, para cada día, un valor de carga máximo y uno mínimo;

d) la previsión a un mes de la carga total por cada semana del mes siguiente, que deberá incluir, para cada semana determinada, un valor de carga máximo y uno mínimo;

e) la previsión a un año de la carga total por cada semana del año siguiente, que deberá incluir, para cada semana determinada, un valor de carga máximo y uno mínimo.

2. La información a la que se refiere

a) el apartado 1, letra a), se publicará a más tardar una hora después del período de operación;

b) el apartado 1, letra b), se publicará a más tardar dos horas antes del cierre de las transacciones del mercado diario en la zona de ofertas y se actualizará cuando se produzcan cambios importantes;

c) el apartado 1, letra c), se publicará cada viernes a más tardar dos horas antes del cierre de las transacciones del mercado diario en la zona de ofertas y se actualizará cuando se produzcan cambios importantes;

d) el apartado 1, letra d), se publicará a más tardar una semana antes del mes de entrega y se actualizará cuando se produzcan cambios importantes;

e) el apartado 1, letra e), se publicará a más tardar el decimoquinto día natural del mes anterior al año con el que guardan relación los datos.

3. Las unidades de generación situadas en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos a los que se refiere el apartado 1, letra a).

Las unidades de generación se considerarán propietarios primarios de la información pertinente que faciliten.

4. Los gestores de redes de distribución (GRD) situados en la zona de control de un GRT deberán proporcionar a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos contemplados en el apartado 1, letras b) a e).

Los GRD se considerarán propietarios primarios de la información pertinente que faciliten.

Artículo 7

Información relativa a la indisponibilidad de las unidades de consumo

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) la indisponibilidad programada de 100 MW o más de una unidad de consumo, incluidas las variaciones de 100 MW o más en la indisponibilidad programada de las unidades de consumo, durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:

— la zona de ofertas,

— la capacidad disponible por unidad de tiempo del mercado durante la incidencia,

— la razón de la indisponibilidad,

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;

b) los cambios en la disponibilidad real de una unidad de consumo con una potencia nominal de 100 MW o más, especificando:

— la zona de ofertas,

— la capacidad disponible por unidad de tiempo del mercado durante la incidencia,

— la razón de la indisponibilidad,

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad.

2. La información establecida en el apartado 1, letra a), se publicará en forma agregada por zona de ofertas, indicando la suma de la capacidad de consumo indisponible por unidad de tiempo del mercado durante un período determinado, lo antes posible y, a más tardar, una hora después de que se haya tomado la decisión relativa a la indisponibilidad programada.

La información establecida en el apartado 1, letra b), se publicará en forma agregada por zona de ofertas, indicando la suma de la capacidad de consumo indisponible por unidad de tiempo del mercado durante un período determinado, lo antes posible y, a más tardar, una hora después del cambio de la disponibilidad real.

3. Las unidades de consumo situadas en la zona de control de un GRT calcularán y presentarán a dicho GRT los datos establecidos en el apartado 1.

Las unidades de consumo se considerarán propietarias primarias de los datos que presenten.

Artículo 8

Margen de previsiones a un año

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán a la REGRT de Electricidad, para cada zona de ofertas, el margen de las previsiones para el año siguiente, evaluado en la unidad de tiempo del mercado local.

La información se publicará una semana antes de la asignación anual de la capacidad y, a más tardar, el decimoquinto día natural del mes anterior al año con el que guarden relación los datos.

2. Las unidades de generación y los GRD situados en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos a que se refiere el apartado 1.

Las unidades de generación y los GRD se considerarán propietarios primarios de los datos que presenten.

Artículo 9

Infraestructura de transporte

1. Los GRT establecerán y proporcionarán información a la REGRT de Electricidad sobre futuros cambios en los elementos de la red y proyectos de ampliación o desmantelamiento de los interconectores en sus redes de transporte dentro de los tres años siguientes. Esta información solo se facilitará para las medidas que se prevé puedan tener un impacto de al menos 100 MW sobre la capacidad interzonal entre zonas de ofertas o los perfiles al menos durante una unidad de tiempo del mercado. La información incluirá lo siguiente:

a) la identificación de los activos de que se trate;

b) el emplazamiento;

c) el tipo de activo;

d) el impacto sobre la capacidad de interconexión en cada sentido entre las zonas de ofertas;

e) la fecha estimada de finalización.

La información se publicará una semana antes de la asignación anual de capacidad y, a más tardar, el decimoquinto día natural del mes anterior al año al que se refiere la asignación. La información se actualizará con los cambios pertinentes antes de finales de marzo, finales de junio y finales de septiembre del año a que se refiere la asignación.

Artículo 10

Información relativa a la indisponibilidad de la infraestructura de transporte

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT deberán calcular y facilitar a la REGRT de electricidad la siguiente información:

a) la indisponibilidad programada, incluidos los cambios en la indisponibilidad programada de las interconexiones y en la red de transporte que reduzcan las capacidades interzonales entre zonas de ofertas en 100 MW o más durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:

— la identificación de los activos de que se trate,

— el emplazamiento,

— el tipo de activo,

— el impacto estimado sobre la capacidad interzonal en cada sentido entre las zonas de ofertas,

— los motivos de la indisponibilidad,

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;

b) los cambios en la indisponibilidad real de las interconexiones y en la red de transporte que reduzcan las capacidades interzonales entre zonas de ofertas en 100 MW o más durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:

— la identificación de los activos de que se trate,

— el emplazamiento,

— el tipo de activo,

— el impacto estimado sobre la capacidad interzonal en cada sentido entre las zonas de ofertas,

— los motivos de la indisponibilidad,

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;

c) los cambios en la disponibilidad real de la infraestructura de la red marítima que reduzcan la energía eólica inyectada en la red en 100 MW o más durante al menos una unidad de tiempo del mercado, especificando:

— la identificación de los activos de que se trate,

— el emplazamiento,

— el tipo de activo,

— la capacidad de generación de energía eólica instalada (MW) conectada con el activo,

— la energía eólica inyectada (MW) en el momento del cambio de la disponibilidad,

— los motivos de la indisponibilidad,

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad.

2. La información prevista en el apartado 1, letra a), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después de que se haya tomado la decisión relativa a la indisponibilidad programada.

3. La información prevista en el apartado 1, letras b) y c), se publicará tan pronto como sea posible y, a más tardar, una hora después del cambio de disponibilidad real.

4. En relación con la información contemplada en el apartado 1, letras a) y b), los GRT podrán optar por no identificar el activo en cuestión y no precisar su emplazamiento cuando esté clasificado como información sensible sobre protección de infraestructuras críticas en sus Estados miembros, conforme a lo dispuesto en el artículo 2, letra d), de la Directiva 2008/114/CE del Consejo ( 1 ). Esto se entenderá sin perjuicio de las demás obligaciones establecidas en el apartado 1 del presente artículo.

Artículo 11

Información relativa a la estimación y oferta de capacidades interzonales

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, calcularán y facilitarán la información siguiente a la REGRT de Electricidad con la suficiente antelación respecto del proceso de asignación:

a) la capacidad prevista y ofertada (MW) en cada sentido entre zonas de ofertas en caso de asignación de capacidad basada en la capacidad de transporte neta coordinada, o

b) los parámetros pertinentes basados en el flujo en caso de asignación de capacidad basada en los flujos.

Los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, se considerarán los propietarios primarios de la información que calculen y faciliten.

2. La información prevista en el apartado 1, letra a), se publicará conforme se indica en el anexo.

3. En relación con los enlaces de corriente continua, los GRT facilitarán a la REGRT de Electricidad información actualizada sobre cualquier restricción impuesta al uso de la capacidad transfronteriza disponible, incluso mediante la aplicación de restricciones en el aumento o descenso gradual de la energía producida o de límites a la transferencia intradiaria, a más tardar una hora después de conocida la información.

Los operadores de los enlaces de corriente continua se considerarán propietarios primarios de la información actualizada que faciliten.

4. Los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, presentarán un informe anual a la REGRT de Electricidad indicando:

a) los principales elementos críticos de la red que limiten la capacidad ofertada;

b) la zona o zonas de control a las que correspondan los elementos críticos de la red;

c) la medida en que la mitigación de los elementos críticos de la red aumentaría la capacidad ofertada;

d) todas las posibles medidas que podrían aplicarse para aumentar la capacidad ofertada, junto con sus costes estimados.

Al elaborar el informe, los GRT podrán optar por no identificar el activo en cuestión y no precisar su emplazamiento cuando esté clasificado como información sensible sobre protección de infraestructuras críticas en sus Estados miembros, conforme a lo dispuesto en el artículo 2, letra d), de la Directiva 2008/114/CE.

Los GRT o, en su caso, los responsables de asignar la capacidad de transporte, se considerarán los propietarios primarios del informe que faciliten.

Artículo 12

Información relativa al uso de las capacidades interzonales

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) en caso de asignación explícita, por cada unidad de tiempo del mercado, y en cada sentido entre zonas de ofertas:

— la capacidad (MW) solicitada por el mercado,

— la capacidad (MW) asignada al mercado,

— el precio de la capacidad (moneda/MW),

— los ingresos de la subasta (en moneda) por frontera entre zonas de ofertas;

b) para cada unidad de tiempo del mercado y en cada sentido entre zonas de ofertas la capacidad total nominada;

c) antes de cada asignación de capacidad, el total de capacidad ya asignada a través de procedimientos de asignación anteriores por unidad de tiempo del mercado y en cada sentido;

d) para cada unidad de tiempo del mercado, los precios del día siguiente en cada zona de ofertas (moneda/MWh);

e) en caso de asignaciones implícitas, para cada unidad de tiempo del mercado, las posiciones netas de cada zona de ofertas (MW) y los ingresos de congestión (en moneda) por frontera entre zonas de ofertas;

f) los intercambios comerciales programados del día siguiente en forma agregada entre zonas de ofertas en cada sentido y por unidad de tiempo del mercado;

g) los flujos físicos entre zonas de ofertas por unidad de tiempo del mercado;

h) las capacidades interzonales asignadas entre zonas de ofertas de los Estados miembros y de terceros países, en cada sentido, con respecto a cada producto y período asignado.

2. La información que figura

a) en el apartado 1, letras a) y e), se publicará a más tardar una hora después de cada asignación de capacidad;

b) en el apartado 1, letra b), se publicará a más tardar una hora después de cada ronda de nominación;

c) en el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar cuando venza el plazo de la publicación de las cifras de la capacidad ofertada, tal como se establece en el anexo;

d) en el apartado 1, letra d), se publicará a más tardar una hora después del cierre de las transacciones del mercado;

e) en el apartado 1, letra f), se publicará cada día a más tardar una hora después de la última hora de validación y, en su caso, se actualizará, a más tardar, dos horas después de cada proceso de nominación intradiario;

f) en el apartado 1, letra g), se publicará por cada unidad de tiempo del mercado, lo más cerca posible del tiempo real, pero a más tardar una hora después del período de operación;

g) en el apartado 1, letra h), se publicará a más tardar una hora después de la asignación.

3. Los responsables de asignar la capacidad de transporte o, cuando proceda, las bolsas de electricidad, facilitarán a los GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos mencionados en el apartado 1.

Los responsables de asignar la capacidad de transporte se considerarán propietarios primarios de la información que faciliten.

Las bolsas de electricidad se considerarán propietarias primarias de la información que faciliten.

Artículo 13

Información relativa a las medidas para la gestión de la congestión

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) información relativa al redespacho por unidad de tiempo del mercado, especificando:

— las medidas adoptadas (es decir, aumento o disminución de la producción, aumento o disminución de la carga),

— la identificación, el emplazamiento y el tipo de elementos de la red afectados por la acción,

— los motivos de las medidas,

— la capacidad afectada por las medidas adoptadas (MW);

b) información relativa al intercambio compensatorio por unidad de tiempo del mercado, especificando:

— las medidas adoptadas (es decir, el aumento o disminución de los intercambios interzonales),

— las zonas de ofertas afectadas,

— los motivos de las medidas,

— el cambio en el intercambio interzonal (MW);

c) los costes derivados en un mes dado de las medidas a que se refieren las letras a) y b) y cualquier otra medida correctora.

2. La información mencionada en:

a) el apartado 1, letras a) y b), se publicará tan pronto como sea posible y, a más tardar, en el plazo de una hora después del período de operación, excepto por los motivos que deberán publicarse tan pronto como sea posible y, a más tardar, en el plazo de un día después del período de operación;

b) el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar en el plazo de un mes después de finalizado el mes a que se refiere.

Artículo 14

Generación prevista

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) la suma de la capacidad de generación instalada (MW) para todas las unidades de producción existentes de capacidad de generación instalada igual o superior a 1 MW, por tipo de producción;

b) información sobre las unidades de producción (actuales y programadas) con una capacidad de generación instalada igual o superior a 100 MW. Dicha información incluirá:

— el nombre de la unidad,

— la capacidad de generación instalada (MW),

— el emplazamiento,

— el nivel de tensión de conexión,

— la zona de ofertas,

— el tipo de producción;

c) una estimación de la generación total programada (MW) por zona de ofertas, por cada unidad de tiempo del mercado del día siguiente;

d) una previsión de la generación de energía eólica y solar (MW) por zona de ofertas, por cada unidad de tiempo del mercado del día siguiente.

2. La información que figura

a) en el apartado 1, letra a), se publicará anualmente, a más tardar una semana antes de finalizar el año;

b) en el apartado 1, letra b), se publicará anualmente, para los tres años sucesivos, a más tardar una semana antes del inicio del primer año al que se refieren los datos;

c) en el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar a las 18.00 horas, hora de Bruselas, del día anterior al día de la entrega efectiva;

d) en el apartado 1, letra d), se publicará a más tardar a las 18.00 horas, hora de Bruselas, del día anterior al día de la entrega efectiva. La información se actualizará periódicamente y se publicará durante la negociación intradiaria con al menos una actualización que se publicará a las 8.00 horas, hora de Bruselas, del día de la entrega efectiva. La información se facilitará para todas las zonas de ofertas solamente de Estados miembros con más de un 1 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red o para las zonas de ofertas con más de un 5 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red.

3. Las unidades de producción situadas en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente necesaria para calcular los datos recogidos en el apartado 1.

Las unidades de producción se considerarán propietarios primarios de la información pertinente que faciliten.

Artículo 15

Información relativa a la indisponibilidad de las unidades de generación y producción

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) la indisponibilidad programada de 100 MW o más de una unidad de generación, incluidos las variaciones de 100 MW o más en la indisponibilidad programada de dicha unidad de generación, con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, hasta con tres años de antelación, especificando:

— el nombre de la unidad de producción,

— el nombre de la unidad de generación,

— el emplazamiento,

— la zona de ofertas,

— la capacidad de generación instalada (MW),

— el tipo de producción,

— la capacidad disponible durante la incidencia,

— el motivo de la indisponibilidad,

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;

b) los cambios de 100 MW o más en la disponibilidad real de una unidad de generación, con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, especificando:

— el nombre de la unidad de producción,

— el nombre de la unidad de generación,

— el emplazamiento,

— la zona de ofertas,

— la capacidad de generación instalada (MW),

— el tipo de producción,

— la capacidad disponible durante la incidencia,

— el motivo de la indisponibilidad, y

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;

c) la indisponibilidad programada de una unidad de producción de 200 MW o más, incluidas las variaciones de 100 MW o más en la indisponibilidad programada de dicha unidad de producción, pero no publicada de conformidad con la letra a), con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, hasta con tres años de antelación, especificando:

— el nombre de la unidad de producción,

— el emplazamiento,

— la zona de ofertas,

— la capacidad de generación instalada (MW),

— el tipo de producción,

— la capacidad disponible durante la incidencia,

— el motivo de la indisponibilidad, y

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad;

d) los cambios de 100 MW o más en la disponibilidad real de una unidad de producción con una capacidad de generación instalada de 200 MW o más, pero no publicada de conformidad con la letra b), con una duración esperada mínima de una unidad de tiempo del mercado, especificando:

— el nombre de la unidad de producción,

— el emplazamiento,

— la zona de ofertas,

— la capacidad de generación instalada (MW),

— el tipo de producción,

— la capacidad disponible durante la incidencia,

— el motivo de la indisponibilidad, y

— la fecha de inicio y de terminación (día, hora) estimada del cambio en la disponibilidad.

2. La información prevista en el apartado 1, letras a) y c), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después de tomar la decisión relativa a la indisponibilidad programada.

La información prevista en el apartado 1, letras b) y d), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después del cambio de disponibilidad real.

3. Las unidades de generación situadas en la zona de control de un GRT facilitarán a dicho GRT los datos contemplados en el apartado 1.

Las unidades de generación se considerarán propietarias primarias de los datos que faciliten.

Artículo 16

Generación real

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT calcularán y facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) la potencia realmente (MW) generada por unidad de tiempo del mercado y por unidad de generación igual o superior a 100 MW de capacidad de generación instalada;

b) la potencia generada agregada por unidad de tiempo del mercado, y por tipo de producción;

c) la energía solar y eólica (MW) real o estimada generada de cada zona de ofertas por unidad de tiempo del mercado;

d) el índice de llenado medio semanal agregado de todos los depósitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroeléctrico (MWh) por zona de ofertas, incluida la cifra correspondiente a la misma semana del año anterior.

2. La información que figura

a) en el apartado 1, letra a), se publicará cinco días después del período de operación;

b) en el apartado 1, letra b), se publicará a más tardar una hora después del período de operación;

c) en el apartado 1, letra c), se publicará a más tardar una hora después del período de operación y se actualizará sobre la base de valores medidos en cuanto estén disponibles. La información se facilitará para todas las zonas de ofertas solamente de Estados miembros con más de un 1 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red o para las zonas de ofertas con más de un 5 % anual de energía eólica o solar inyectada en la red;

d) en el apartado 1, letra d), se publicará el tercer día hábil siguiente a la semana a la que se refiere la información. La información se facilitará para todas las zonas de ofertas solamente de Estados miembros con más de un 10 % anual de este tipo de generación inyectada en la red o para las zonas de ofertas con más de un 30 % anual de este tipo de generación inyectada en la red.

3. Las unidades de generación y las unidades de producción situadas en la zona de control de un GRT proporcionarán a dicho GRT toda la información pertinente para calcular los datos recogidos en el apartado 1.

Las unidades de generación y las unidades de producción respectivamente se considerarán propietarias primarias de la información pertinente que faciliten.

Artículo 17

Balance

1. Por lo que respecta a sus zonas de control, los GRT o, en su caso, los operadores de los mercados de balance, cuando existan tales mercados, facilitarán la siguiente información a la REGRT de Electricidad:

a) normas sobre balance, que incluyan:

— los procesos para la obtención de diferentes tipos de reservas de balance y de energía de balance,

— la metodología de remuneración tanto por el suministro de las reservas como por la energía activada para el balance,

— la metodología para el cálculo de las tarifas de compensación,

— si procede, una descripción de cómo se lleva a cabo el balance transfronterizo entre dos o más zonas de control y las condiciones para la participación de los generadores y de la carga;

b) la cantidad de las reservas de balance (MW) contratadas por el GRT, especificando:

— la fuente de la reserva (generación o carga),

— el tipo de reserva (por ejemplo, reserva para control de la frecuencia, reserva para mantenimiento de la frecuencia o reserva de sustitución),

— el período de tiempo por el que se contratan las reservas (por ejemplo, hora, día, semana, mes, año, etc.);

c) los precios pagados por los GRT por tipo de reserva de balance contratada y por período de contratación (moneda/MW/período);

d) las ofertas aceptadas agregadas por unidad de tiempo de balance, desglosadas por cada tipo de reserva de balance;

e) la cantidad de energía de balance activada (MW) por unidad de tiempo de balance y por tipo de reserva;

f) los precios pagados por el GRT por la energía de balance activada por unidad de tiempo de balance y por tipo de reserva; la información sobre los precios se facilitará por separado para su regulación ex ante y ex post;

g) los precios de compensación por unidad de tiempo de balance;

h) el volumen total de compensación por unidad de tiempo de balance;

i) el equilibrio financiero mensual de la zona de control, especificando:

— los gastos contraídos por el GRT para la contratación de reservas y la activación de la energía de balance,

— los ingresos netos del GRT después de liquidar las cuentas de compensación con las partes responsables del balance;

j) si procede, información sobre el balance entre zonas de control por unidad de tiempo de balance, especificando:

— los volúmenes de las ofertas y demandas intercambiadas por unidad de tiempo de contratación,

— los precios máximos y mínimos de las ofertas y demandas intercambiadas por unidad de tiempo de contratación,

— el volumen de energía de balance activada en las zonas de control afectadas.

Los operadores de los mercados de balance se considerarán propietarios primarios de la información que faciliten.

2. La información que figura

a) en el apartado 1, letra b), se publicará tan pronto como sea posible y, a más tardar, dos horas antes de que se celebre el siguiente proceso de contratación;

b) en el apartado 1, letra c), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después de que finalice el proceso de contratación;

c) en el apartado 1, letra d), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después del período de operación;

d) en el apartado 1, letra e), se publicará lo antes posible y, a más tardar, 30 minutos después del período de operación; en caso de que los datos sean preliminares, las cifras deberán actualizarse cuando se disponga de nuevos datos;

e) en el apartado 1, letra f), se publicará lo antes posible y, a más tardar, una hora después del período de operación;

f) en el apartado 1, letra g), se publicará lo antes posible;

g) en el apartado 1, letra h), se publicará lo antes posible y, a más tardar, 30 minutos después del período de operación; en caso de que los datos sean preliminares, las cifras deberán actualizarse cuando se disponga de nuevos datos;

h) en el apartado 1, letra i), se publicará a más tardar tres meses después del mes de operación; en caso de que la liquidación sea provisional, las cifras se actualizarán tras la liquidación final;

i) en el apartado 1, letra j), se publicará a más tardar una hora después del período de operación.

Artículo 18

Responsabilidad civil

La responsabilidad civil del propietario primario de los datos, del proveedor de datos y de la REGRT de Electricidad, en virtud del presente Reglamento, se limitará a casos de negligencia grave y/o de conducta dolosa. En cualquier caso, no estarán obligados a indemnizar a la persona que utilice los datos por cualquier pérdida de beneficios, pérdida de actividad económica, o cualquier otro perjuicio indirecto, accesorio, especial o emergente de cualquier tipo derivados del incumplimiento de sus obligaciones en virtud del presente Reglamento.

▼M1 —————

▼B

Artículo 20

El presente Reglamento entrará en vigor el vigésimo día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.

El artículo 4, apartado 1, se aplicará 18 meses después de la entrada en vigor del presente Reglamento.

El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.









ANEXO







Publicación de la información contemplada en el artículo 11, apartado 2 Período de asignación de capacidad La capacidad interzonal prevista debe publicarse La capacidad ofertada debe publicarse Anual Una semana antes del proceso de asignación anual, pero a más tardar el 15 de diciembre, para todos los meses del año siguiente. Una semana antes del proceso de asignación anual y, a más tardar, el 15 de diciembre. Mensual Dos días hábiles antes del proceso de asignación mensual para todos los días del mes siguiente. Dos días hábiles antes del proceso de asignación mensual. Semanal Cada viernes, para todos los días de la semana siguiente. Un día antes del proceso de asignación semanal. Diario Una hora antes del cierre de las transacciones del mercado al contado, para cada unidad de tiempo del mercado. Intradiario Una hora antes de la primera asignación intradiara y a continuación en tiempo real, para cada unidad de tiempo del mercado.