FR Journal officiel de l'Union européenne L 197/24

RÈGLEMENT (UE) 2015/1222 DE LA COMMISSION

du 24 juillet 2015

établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

vu le règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (1), et notamment son article 18, paragraphe 3, point b), et paragraphe 5,

considérant ce qui suit:

(1) L'achèvement rapide d'un marché intérieur de l'énergie pleinement fonctionnel et interconnecté est crucial pour réaliser les objectifs de maintien de la sécurité d'approvisionnement énergétique, de renforcement de la concurrence et de garantie de prix abordables pour le consommateur. Un marché intérieur de l'électricité qui fonctionne bien devrait offrir aux producteurs les incitations appropriées à l'investissement dans les nouvelles capacités de production d'électricité, y compris celles produites à partir de sources renouvelables, en accordant une attention particulière aux États membres et régions les plus isolés sur le marché énergétique de l'Union. Un marché qui fonctionne bien devrait également offrir aux consommateurs des mesures adéquates pour promouvoir une utilisation plus efficace de l'énergie, ce qui présuppose un approvisionnement énergétique sûr.

(2) La sécurité de l'approvisionnement énergétique est un élément essentiel de la sécurité publique, et est, de ce fait, intrinsèquement liée au fonctionnement efficace du marché intérieur de l'électricité et à l'intégration des marchés de l'électricité isolés des États membres. L'électricité ne peut être fournie aux citoyens de l'Union qu'au moyen du réseau. Des marchés de l'électricité qui fonctionnent, et en particulier les réseaux et les autres actifs associés à la fourniture d'électricité, sont indispensables à la sécurité publique, la compétitivité, et le bien-être des citoyens de l'Union.

(3) Le règlement (CE) no 714/2009 fixe des conditions non discriminatoires d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité, et notamment des règles concernant l'allocation de la capacité et la gestion de la congestion pour les interconnexions et les réseaux de transport ayant une incidence sur les flux transfrontaliers d'électricité. Afin d'avancer sur la voie d'un marché de l'électricité véritablement intégré, il convient de poursuivre l'harmonisation des règles actuelles relatives à l'allocation de la capacité, à la gestion de la congestion et aux échanges d'électricité. C'est pourquoi le présent règlement fixe des règles minimales harmonisées en vue, à terme, du couplage unique journalier et infrajournalier, afin d'établir un cadre juridique clair pour la mise en place d'un système efficace et moderne d'allocation de la capacité et de gestion de la congestion facilitant les échanges d'électricité dans toute l'Union, permettant une utilisation plus efficace du réseau et renforçant la concurrence, au bénéfice des consommateurs.

(4) Afin de mettre en œuvre le couplage unique journalier et infrajournalier, la capacité transfrontalière disponible devrait être calculée de manière coordonnée par les gestionnaires de réseau de transport (ci-après les «GRT»). À cette fin, ceux-ci devraient établir un modèle de réseau commun comprenant des estimations de l'état de la production, de la consommation et du réseau pour chaque heure. La capacité disponible devrait, en principe, être calculée selon la méthode de calcul dite «fondée sur les flux» (flow-based), qui tient compte du fait que l'électricité peut emprunter différents itinéraires et qui optimise la capacité disponible sur des réseaux fortement interdépendants. La capacité transfrontalière disponible devrait constituer une des données essentielles dans la suite du processus de calcul, au cours duquel toutes les offres d'achat et de vente dans l'Union recueillies par les bourses de l'électricité sont appariées, compte tenu de la capacité transfrontalière disponible, d'une façon économiquement optimale. Le couplage unique journalier et infrajournalier garantit que le flux d'électricité est généralement orienté des zones à prix bas vers les zones à prix élevés.

(5) L'opérateur de couplage du marché (ci-après l'«OCM») utilise un algorithme spécifique pour apparier les offres d'achat et de vente de manière optimale. Les résultats du calcul devraient être mis à la disposition de toutes les bourses d'électricité sur une base non discriminatoire. Sur la base des résultats du calcul effectué par l'OCM, les bourses d'électricité devraient informer leurs clients des offres d'achat et de vente ayant trouvé preneur. L'énergie devrait ensuite être transférée via le réseau en fonction des résultats du calcul effectué par l'OCM. Les processus de couplage unique journalier et infrajournalier sont similaires, hormis le fait que, dans le cas du couplage infrajournalier, l'on recourt à un processus continu, et non à un calcul unique comme dans le cas du couplage du marché journalier.

(6) Le calcul de la capacité pour les échéances journalières et infrajournalières devrait être coordonné a minima au niveau régional, afin de garantir la fiabilité du calcul et la mise à la disposition du marché de la capacité optimale. Des méthodologies communes de calcul de la capacité devraient être établies au niveau régional afin de définir les modalités pour les données d'entrée, la méthode de calcul et la validation. Les informations sur la capacité disponible devraient être actualisées en temps utile sur la base des informations les plus récentes au moyen d'un processus efficace de calcul de la capacité.

(7) Il existe deux approches admissibles pour calculer les capacités d'échange entre zones: l'approche fondée sur les flux ou l'approche NTC (fondée sur la capacité de transport nette) coordonnée. L'approche fondée sur les flux devrait être la méthode majoritairement utilisée pour le calcul de la capacité journalière et infrajournalière lorsque la capacité d'échange entre zones de dépôt des offres est fortement interdépendante. Cette approche ne devrait être instaurée qu'après consultation des acteurs du marché et à l'issue d'un temps de préparation suffisamment long pour permettre une transition sans heurt. L'approche NTC coordonnée ne devrait être appliquée que dans les régions où la capacité d'échange entre zones est moins interdépendante et pour lesquelles il peut être démontré que l'approche fondée sur les flux n'apporterait pas de valeur ajoutée.

(8) Un modèle de réseau commun aux fins du couplage unique journalier et infrajournalier représentant le système européen interconnecté devrait être établi afin de calculer la capacité d'échange entre zones de manière coordonnée. Le modèle de réseau commun devrait comprendre un modèle du réseau de transport précisant l'emplacement des unités de production et de consommation pertinentes pour le calcul de la capacité d'échange entre zones. La communication par chaque GRT d'informations exactes et à jour est essentielle pour la création d'un modèle de réseau commun.

(9) Chaque GRT devrait être tenu d'élaborer un modèle individuel de son réseau et de le transmettre aux GRT chargés de fusionner les modèles de réseau individuels en un modèle de réseau commun. Les modèles de réseau individuels devraient intégrer des informations provenant des unités de production et de consommation.

(10) Les GRT devraient recourir à un ensemble commun d'actions correctives, telles que les échanges de contrepartie (countertrading) et le redispatching, pour pallier les congestions internes et entre zones. Afin de faciliter une allocation plus efficace de la capacité et d'éviter ainsi des réductions inutiles des capacités transfrontalières, il convient que les GRT coordonnent l'utilisation des actions correctives dans leur calcul de la capacité.

(11) Des zones de dépôt des offres reflétant la répartition de l'offre et de la demande constituent un maillon essentiel des échanges d'électricité fondés sur le marché et une condition préalable pour réaliser tout le potentiel des méthodes d'allocation de la capacité, notamment la méthode fondée sur les flux. Ces zones devraient donc être définies de façon à garantir une gestion efficace de la congestion et une efficacité globale du marché. Elles peuvent par la suite être modifiées par scission, par fusion ou par adaptation des frontières, et devraient être identiques pour toutes les échéances de marché. Le processus de révision des configurations des zones de dépôt des offres prévu dans le présent règlement jouera un rôle important dans le recensement des goulets d'étranglement structurels et permettra une délimitation plus efficiente de ces zones.

(12) Les GRT devraient mettre en œuvre, de façon coordonnée, un redispatching au niveau transfrontalier ou des échanges de contrepartie au niveau régional ou à plus grande échelle. Le redispatching au niveau transfrontalier ou les échanges de contrepartie devraient être coordonnés avec le redispatching ou les échanges de contrepartie à l'intérieur de la zone de contrôle.

(13) La capacité devrait être allouée à échéance du lendemain (journalier) ou du jour même (infrajournalier) selon des méthodes d'allocation implicite, en particulier les méthodes qui prévoient l'allocation conjointe de l'électricité et de la capacité. Dans le cas du couplage unique journalier, il convient de recourir à la méthode de l'enchère implicite et, dans le cas du couplage unique infrajournalier, à celle de l'allocation implicite en continu. La méthode de l'enchère implicite devrait s'appuyer sur des interfaces efficaces et actualisées entre GRT, bourses d'électricité et une série d'autres parties, afin de garantir que la capacité est allouée et que la congestion est gérée de manière efficace.

(14) Pour des raisons d'efficacité et afin de mettre en œuvre dès que possible le couplage unique journalier et infrajournalier, il convient, le cas échéant, de recourir, aux fins de ce couplage, aux opérateurs du marché en place et aux solutions déjà appliquées, sans pour autant exclure la concurrence de nouveaux opérateurs.

(15) La Commission européenne, en coopération avec l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ci-après l'«Agence»), peut créer ou désigner une entité unique réglementée pour assumer des fonctions communes d'OCM liées au fonctionnement du marché relatif au couplage journalier et infrajournalier.

(16) Le développement de marchés infrajournaliers plus liquides offrant aux acteurs les moyens d'ajuster leurs positions de façon plus proche du temps réel facilitera l'intégration des sources d'énergie renouvelables sur le marché européen de l'électricité et, partant, facilitera la réalisation des objectifs politiques en matière d'énergie renouvelable.

(17) La capacité d'échange entre zones journalière et infrajournalière devrait être ferme afin de permettre une allocation transfrontalière efficace.

(18) Afin que les enchères implicites puissent avoir lieu à l'échelle de l'Union, il est nécessaire de garantir un processus de couplage par les prix également à l'échelle de l'Union. Ce processus devrait tenir compte de la capacité de transport et respecter les contraintes d'allocation dans l'ensemble de l'Union et être conçu de façon à permettre son application ou son extension à l'ensemble de l'Union ainsi que la mise au point de nouveaux types de produits.

(19) Les bourses de l'électricité recueillent, pour différentes échéances, des offres d'achat et de vente qui servent nécessairement de données d'entrée pour le calcul de la capacité dans le cadre du processus de couplage unique journalier et infrajournalier. De ce fait, les règles régissant les échanges d'électricité prévues dans le présent règlement nécessitent l'établissement d'un cadre institutionnel applicable aux bourses d'électricité. Des exigences communes relatives à la désignation des opérateurs du marché de l'électricité (ci-après les «NEMO») et leurs missions devraient faciliter la réalisation des objectifs du règlement (CE) no 714/2009 et permettre de tenir dûment compte du marché intérieur aux fins du couplage unique journalier et infrajournalier.

(20) La mise en place d'un processus de couplage unique journalier et infrajournalier requiert la coopération de bourses d'électricité potentiellement en concurrence, afin d'établir des fonctions communes de couplage de marché. C'est pourquoi la supervision et le respect des règles de concurrence sont de la plus haute importance en ce qui concerne ces fonctions communes.

(21) Malgré la création d'un algorithme fiable pour apparier les offres d'achat et de vente et de processus en mode dégradé appropriés, il pourrait arriver que le processus de couplage par les prix ne produise pas de résultats. Il faut donc prévoir des solutions de repli au niveau national et régional afin de garantir que la capacité peut continuer à être allouée.

(22) Il convient d'instaurer une valorisation fiable de la capacité de transport pour l'échéance infrajournalière, qui tienne compte de la congestion lorsqu'il y a rareté de la capacité.

(23) Tous les coûts efficacement encourus afin de garantir la fermeté de la capacité et d'engager des processus permettant le respect du présent règlement devraient être couverts en temps voulu par les tarifs de réseau ou d'autres mécanismes appropriés. Les NEMO, y compris lorsqu'ils exercent des fonctions d'OCM, devraient avoir droit au remboursement de leurs coûts si ceux-ci ont été efficacement encourus et sont raisonnables et proportionnés.

(24) Les règles régissant la répartition, entre les NEMO et les GRT des différents États membres, des coûts communs liés au couplage unique journalier et au couplage unique infrajournalier devraient être convenues avant le lancement du processus de mise en œuvre, et ce afin d'éviter les retards et les litiges portant sur le partage des coûts.

(25) La coopération entre les GRT, les NEMO et les autorités de régulation est nécessaire afin de promouvoir l'achèvement et le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité et de garantir la gestion optimale, l'exploitation coordonnée et le développement technique approprié du réseau de transport de l'électricité dans l'Union. Les GRT, les NEMO et les autorités de régulation devraient tirer parti des synergies résultant de l'allocation de la capacité et des projets de gestion de la congestion contribuant au développement du marché intérieur de l'électricité. Ils devraient mettre à profit l'expérience acquise, respecter les décisions prises et recourir aux solutions élaborées dans le cadre de ces projets.

(26) Afin de garantir une coopération étroite entre les GRT, les NEMO et les autorités de régulation, il convient d'établir à l'échelon de l'Union un cadre de gouvernance robuste, fiable et non discriminatoire pour le couplage unique journalier et infrajournalier.

(27) L'objectif du présent règlement, à savoir la mise en place du couplage unique journalier et infrajournalier, ne peut être atteint en l'absence d'un ensemble de règles harmonisées applicables au calcul de la capacité, à la gestion de la congestion et aux échanges d'électricité.

(28) Toutefois, le couplage unique journalier et infrajournalier ne devrait être réalisé que par étapes, car des disparités importantes existent d'un État membre à l'autre et d'une région à l'autre s'agissant du cadre réglementaire applicable aux échanges d'électricité et de la structure physique du réseau de transport. L'instauration du couplage unique journalier et infrajournalier passe donc par l'alignement successif des méthodologies existantes pour le calcul et l'allocation de la capacité ainsi que la gestion de la congestion. Le couplage unique journalier et infrajournalier peut donc, le cas échéant, être mis en place au niveau régional à titre d'étape intermédiaire.

(29) Le couplage unique journalier et infrajournalier nécessite l'instauration de prix d'équilibre maximaux et minimaux harmonisés qui contribuent au renforcement des conditions d'investissement pour une capacité sûre et une sécurité d'approvisionnement à long terme tant à l'intérieur de chaque État membre qu'entre les États membres.

(30) Étant donné le degré de détail et de complexité exceptionnellement élevé des modalités et conditions ou des méthodologies nécessaires pour l'application complète du couplage unique journalier et infrajournalier, certaines modalités et conditions ou méthodologies devraient être définies par les GRT et les NEMO et approuvées par les autorités de régulation. Toutefois, l'élaboration de certaines modalités et conditions ou méthodologies par les GRT et les NEMO et leur approbation ultérieure par les autorités de régulation ne doivent pas retarder l'achèvement du marché intérieur de l'électricité. Il est donc nécessaire d'inclure des dispositions spécifiques relatives à la coopération entre GRT, NEMO et autorités de régulation.

(31) En conformité avec l'article 8 du règlement (CE) no 713/2009 du Parlement européen et du Conseil (2), l'Agence devrait statuer lorsque les autorités de régulation nationales compétentes ne parviennent pas à un accord sur les modalités et conditions ou sur les méthodologies communes.

(32) Le présent règlement a été élaboré en étroite coopération avec l'Agence, l'ENTSO pour l'électricité et les parties intéressées, afin d'adopter des règles efficaces, équilibrées et proportionnées de manière transparente et participative. Conformément à l'article 18, paragraphe 3, du règlement (CE) no 714/2009, la Commission consultera l'Agence, l'ENTSO pour l'électricité et les autres parties intéressées, notamment les NEMO, avant toute proposition de modification du présent règlement.

(33) Le présent règlement complète l'annexe I du règlement (CE) no 714/2009 conformément aux principes énoncés à l'article 16 de ce dernier.

(34) Du fait des défis importants posés par l'instauration du couplage unique journalier et infrajournalier sur le marché actuel d'Irlande et d'Irlande du Nord, celui-ci fait l'objet d'un processus de restructuration profonde. Un délai supplémentaire est donc nécessaire pour la mise en œuvre de certaines parties du présent règlement, ce qui implique la mise en place de plusieurs dispositions transitoires.

(35) Les mesures prévues par le présent règlement sont conformes à l'avis du comité visé à l'article 23, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009,

A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

TITRE I

DISPOSITIONS GÉNÉRALES

Article premier

Objet et champ d'application

1. Le présent règlement fixe des lignes directrices détaillées relatives à l'allocation de la capacité d'échange entre zones et à la gestion de la congestion sur les marchés journalier et infrajournalier, y compris les exigences concernant l'établissement de méthodologies communes pour déterminer les volumes de capacité simultanément disponibles entre les zones de dépôts des offres, les critères d'évaluation en termes d'efficacité et un processus de révision de la configuration des zones de dépôt des offres.

2. Le présent règlement s'applique à tous les réseaux de transport et interconnexions dans l'Union, à l'exception des réseaux de transport insulaires non reliés à d'autres réseaux de transport par des interconnexions.

3. Dans les États membres comptant plusieurs gestionnaires de réseau de transport (ci-après les «GRT»), le présent règlement s'applique à tous ceux qui exercent au sein de l'État membre. Lorsqu'un GRT n'exerce pas de fonction correspondant à une ou plusieurs obligations découlant du présent règlement, l'État membre concerné peut prévoir que la responsabilité du respect de ces obligations incombe à un ou plusieurs GRT spécifiquement désignés.

4. Le couplage unique journalier et infrajournalier dans l'Union peut être ouvert aux opérateurs de marché et aux GRT actifs en Suisse, à la condition que le droit national suisse se conforme aux principales dispositions de la législation de l'Union relative au marché de l'électricité et qu'il existe un accord intergouvernemental sur la coopération dans le domaine de l'électricité entre l'Union et la Suisse.

5. Sous réserve que les conditions prévues au paragraphe 4 ci-dessus soient remplies, la participation de la Suisse au couplage unique journalier et infrajournalier est décidée par la Commission sur la base d'un avis rendu par l'Agence. Les droits et les responsabilités des NEMO et des GRT de la Suisse qui participent au couplage unique journalier sont en cohérence avec les droits et responsabilités des NEMO et des GRT opérant dans l'Union, afin de permettre le fonctionnement sans heurt des systèmes de couplage unique à jour et infrajournalier mis en œuvre au niveau de l'Union, et de garantir que des règles équitables s'appliquent pour toutes les parties intéressées.

Article 2

Définitions

Les définitions de l'article 2 du règlement (CE) no 714/2009, de l'article 2 du règlement (UE) no 543/2013 (3) et de l'article 2 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (4) s'appliquent aux fins du présent règlement.

En outre, on entend par:

1. «modèle de réseau individuel», un ensemble de données décrivant les caractéristiques du système électrique (production, consommation et topologie du réseau) et les règles applicables pour modifier ces caractéristiques lors du calcul de la capacité, qui est préparé par les GRT responsables et ayant vocation à être fusionné avec les autres modèles de réseau individuels en vue de créer le modèle de réseau commun;

2. «modèle de réseau commun», une série de données à l'échelle de l'Union convenue entre divers GRT, décrivant les caractéristiques principales du système électrique (production, consommation et topologie du réseau) et les règles régissant la modification de ces caractéristiques au cours du processus de calcul de la capacité;

3. «région de calcul de la capacité», la zone géographique dans laquelle un calcul coordonné de la capacité est effectué;

4. «scénario», l'état prévisionnel du réseau électrique pour une échéance donnée;

5. «position nette», le solde des exportations et des importations d'électricité pour chaque unité de temps du marché et pour une zone de dépôt des offres;

6. «contraintes d'allocation», les contraintes à respecter lors de l'allocation de capacité pour maintenir le réseau de transport dans les limites de sécurité d'exploitation et qui n'ont pas été traduites en capacité d'échange entre zones, ou les contraintes nécessaires pour accroître l'efficacité de l'allocation de capacité.

7. «limites de sécurité d'exploitation», les limites opérationnelles maximales acceptables pour un fonctionnement sûr du réseau, telles que les limites thermiques, les limites de tension, les limites de courant de court-circuit, et les limites de fréquence et de stabilité dynamique;

8. «approche NTC coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe de l'évaluation et de la définition ex ante d'un échange d'énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes («NTC» signifiant capacité de transport nette);

9. «approche fondée sur les flux», dite «flow-based», une méthode de calcul de la capacité dans laquelle les échanges d'énergie entre zones de dépôt des offres sont limités par des coefficients d'influencement et les marges disponibles sur les éléments critiques de réseau;

10. «aléa», la défaillance identifiée et possible ou déjà survenue d'un élément, concernant non seulement les éléments du réseau de transport, mais aussi les éléments importants des utilisateurs du réseau et du réseau de distribution s'ils ont une incidence sur la sécurité d'exploitation du réseau de transport;

11. «opérateur du calcul de capacité», l'entité ou les entités responsables du calcul de la capacité de transport, au niveau régional ou à plus grande échelle;

12. «clé de répartition de la variation de la production», une méthode utilisée pour traduire dans le modèle de réseau commun une modification de la position nette d'une zone de dépôt des offres donnée, en augmentations ou diminutions estimées des injections;

13. «action corrective», toute mesure appliquée par un ou plusieurs GRT, manuellement ou automatiquement, afin de préserver la sécurité d'exploitation;

14. «marge de fiabilité», la réduction de la capacité d'échange entre zones afin de tenir compte des incertitudes dans le calcul de la capacité;

15. «heure du marché», l'heure d'été d'Europe centrale ou l'heure d'Europe centrale, selon celle en vigueur;

16. «revenu de congestion», les recettes perçues en résultat de l'allocation de la capacité;

17. «congestion de marché», une situation dans laquelle l'excédent économique pour le couplage unique journalier ou infrajournalier se trouve limité par la capacité d'échange entre zones ou par des contraintes d'allocation;

18. «congestion physique», toute situation sur le réseau dans laquelle des flux d'électricité prévus ou réalisés dépassent les limites thermiques des éléments de réseau et les limites de stabilité en tension ou de stabilité angulaire du réseau électrique;

19. «congestion structurelle», la congestion dans le système de transport qui peut être définie sans ambiguïté, qui est prévisible, géographiquement stable dans le temps et récurrente dans les conditions normales du réseau électrique;

20. «appariement», le mode de transaction selon lequel des ordres de vente sont assignés aux ordres d'achat appropriés afin d'assurer la maximisation de l'excédent économique pour le couplage unique journalier ou le couplage unique infrajournalier;

21. «ordre», une intention d'achat ou de vente d'énergie ou d'une capacité exprimée par un acteur du marché sous réserve de conditions d'exécution spécifiées;

22. «ordres appariés», tous les ordres d'achat et de vente appariés par l'algorithme de couplage par les prix ou l'algorithme d'appariement continu des transactions;

23. «opérateur désigné du marché de l'électricité (NEMO)», une entité désignée par l'autorité compétente pour s'acquitter de missions liées au couplage unique journalier ou infrajournalier;

24. «carnet d'ordres partagé», un module du système de couplage continu infrajournalier qui recueille tous les ordres pouvant être appariés auprès des NEMO participant au couplage unique infrajournalier, et qui assure l'appariement continu de ces ordres;

25. «transaction», un ou plusieurs ordres appariés;

26. «couplage unique journalier», le processus d'enchères dans lequel, simultanément, les ordres recueillis sont appariés et la capacité d'échange entre zones est allouée pour différentes zones de dépôt des offres sur le marché journalier;

27. «couplage unique infrajournalier», le processus continu dans lequel, simultanément, les ordres recueillis sont appariés et la capacité d'échange entre zones est allouée pour différentes zones de dépôt des offres sur le marché infrajournalier;

28. «algorithme de couplage par les prix», l'algorithme utilisé dans le couplage unique journalier pour réaliser simultanément l'appariement des ordres et l'allocation de la capacité d'échange entre zones;

29. «algorithme d'appariement continu des transactions», l'algorithme utilisé dans le couplage unique infrajournalier pour l'appariement des ordres et l'allocation de la capacité d'échange entre zones en continu;

30. «fonction d'opérateur de couplage du marché (OCM)», la tâche consistant à apparier les ordres émis sur les marchés journalier et infrajournalier pour différentes zones de dépôt des offres et, simultanément, à allouer la capacité d'échange entre zones;

31. «prix d'équilibre», le prix déterminé par l'appariement de l'ordre de vente le plus élevé accepté et de l'ordre d'achat le plus bas accepté sur le marché de l'électricité;

32. «échange programmé», un transfert d'électricité programmé entre zones géographiques, pour chaque unité de temps du marché et pour une direction donnée;

33. «opérateur du calcul des échanges programmés», l'entité ou les entités chargées du calcul des échanges programmés;

34. «échéance du marché journalier», l'échéance du marché de l'électricité qui prend fin à la fermeture du guichet du marché journalier, et dans les limites duquel, pour chaque unité de temps du marché, des produits sont échangés le jour précédant la livraison;

35. «heure limite de fermeté journalière», l'heure après laquelle après lequel la capacité d'échange entre zones devient ferme;

36. «heure de fermeture du guichet du marché journalier», le point dans le temps jusqu'auquel les ordres sont acceptés sur le marché journalier;

37. «échéance du marché infrajournalier», l'échéance du marché de l'électricité situé après l'heure d'ouverture du guichet infrajournalier entre zones et avant l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones, où, pour chaque unité de temps du marché, des produits sont échangés avant d'être livrés;

38. «heure d'ouverture du guichet infrajournalier entre zones», l'heure après laquelle où la capacité d'échange entre zones de dépôt des offres est libérée pour une unité de temps du marché donné et une frontière donnée de zone de dépôt des offres;

39. «heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones», l'heure après laquelle où l'allocation de la capacité d'échange entre zones n'est plus autorisée pour une unité de temps du marché donnée;

40. «module de gestion de la capacité», un système contenant des informations actualisées sur la capacité d'échange entre zones disponible aux fins de l'allocation de la capacité d'échange entre zones infrajournalière;

41. «produit non standard infrajournalier», un produit admis au couplage infrajournalier continu qui n'est pas destiné à assurer une livraison constante d'énergie, ou qui couvre une période dépassant une unité de temps du marché, et dont les caractéristiques spécifiques sont définies de façon à tenir compte des pratiques d'exploitation du réseau ou des besoins du marché, par exemple des ordres couvrant plusieurs unités de temps du marché ou des produits intégrant les coûts de démarrage d'unités de production;

42. «contrepartie centrale», l'entité ou les entités chargées de passer contrat avec les acteurs du marché, par la novation des contrats résultant du processus d'appariement, et d'organiser le transfert de positions nettes résultant de l'allocation de la capacité avec d'autres contreparties centrales ou agents de transfert;

43. «agent de transfert», l'entité ou les entités chargées de transférer les positions nettes entre les différentes contreparties centrales;

44. «fermeté», une garantie que les droits sur la capacité d'échange entre zones resteront inchangés et qu'une compensation sera versée en cas de changement;

45. «force majeure», tout événement ou toute situation imprévisibles ou inhabituels qui échappe à toute possibilité raisonnable de contrôle par le GRT, et qui ne sont pas imputables à une faute de sa part, qui ne peuvent être évités ou surmontés malgré toutes les mesures préventives et la diligence raisonnables déployées, qui ne peuvent être corrigés par des mesures raisonnablement envisageables sur le plan technique, financier ou économique pour le GRT, qui sont réellement survenus et sont objectivement vérifiables, et qui mettent le GRT dans l'impossibilité temporaire ou permanente de s'acquitter de ses obligations en application du présent règlement;

46. «excédent économique pour le couplage unique journalier ou infrajournalier», la somme i) du surplus du fournisseur pour le couplage unique journalier ou infrajournalier durant la période considérée, ii) du surplus du consommateur pour le couplage unique journalier ou infrajournalier, iii) du revenu de congestion et iv) des autres coûts et bénéfices lorsqu'ils augmentent l'efficacité économique durant la période considérée, les surplus du fournisseur et du consommateur correspondant à la différence entre les ordres acceptés et le prix d'équilibre par unité d'énergie multipliée par le volume d'énergie des ordres.

Article 3

Objectifs de la coopération en matière d'allocation de la capacité et de gestion de la congestion

Le présent règlement vise à:

a) promouvoir une concurrence effective dans la production, les marchés de gros et la fourniture d'électricité;

b) assurer l'utilisation optimale des infrastructures de transport;

c) garantir la sécurité d'exploitation;

d) optimiser le calcul et l'allocation de la capacité d'échange entre zones;

e) assurer un traitement équitable et non discriminatoire des GRT, des NEMO, de l'Agence, des autorités de régulation et des acteurs du marché;

f) garantir et renforcer la transparence et la fiabilité de l'information;

g) contribuer à la gestion et au développement efficaces à long terme du réseau de transport de l'électricité et du secteur électrique dans l'Union;

h) respecter la nécessité d'un fonctionnement équitable et ordonné du marché et d'un processus équitable et ordonné de formation des prix;

i) établir des règles du jeu équitables pour les NEMO;

j) fournir un accès non discriminatoire à la capacité d'échange entre zones.

Article 4

Désignation des NEMO et révocation de la désignation

1. Chaque État membre relié électriquement à une zone de dépôt des offres dans un autre État membre veille à ce qu'un ou plusieurs NEMO soient désignés dans un délai de quatre mois à compter de l'entrée en vigueur du présent règlement afin d'assurer le couplage unique journalier et/ou infrajournalier. À cet effet, les opérateurs du marché nationaux et non-nationaux peuvent être invités à demander leur désignation en qualité de NEMO.

2. Chaque État membre concerné veille à ce qu'au moins un NEMO soit désigné dans chaque zone de dépôt des offres sur son territoire. Les NEMO sont désignés pour un mandat initial de quatre ans. Sauf dans les cas où l'article 5, paragraphe 1, s'applique, les États membres autorisent au moins une fois par an des candidatures à la désignation.

3. Sauf disposition contraire prise par les États membres, les autorités de régulation sont l'autorité investie du pouvoir de désignation, chargée de la désignation des NEMO, du contrôle de la conformité aux critères de désignation et, en cas de monopoles nationaux légaux, de l'approbation des commissions des NEMO ou de la méthodologie de calcul de ces commissions. Les États membres peuvent investir du pouvoir de désignation d'autres autorités que les autorités de régulation. En pareil cas, les États membres veillent à ce que l'autorité investie du pouvoir de désignation ait les mêmes droits et obligations que les autorités de régulation, afin de pouvoir s'acquitter efficacement de ses missions.

4. L'autorité investie du pouvoir de désignation examine si les candidats à la désignation en qualité de NEMO satisfont aux critères énoncés à l'article 6. Ces critères s'appliquent quel que soit le nombre de NEMO sélectionnés. Lors du choix de désignation des NEMO, toute discrimination entre candidats, en particulier entre les candidats nationaux et non-nationaux, est évitée. Si l'autorité investie du pouvoir de désignation n'est pas l'autorité de régulation, celle-ci émet un avis indiquant dans quelle mesure le candidat répond aux critères de désignation énoncés à l'article 6. Les désignations de NEMO ne peuvent être refusées que lorsque les critères de désignation prévus à l'article 6 ne sont pas remplis, ou conformément à l'article 5, paragraphe 1.

5. Un NEMO désigné dans un État membre a le droit d'offrir des services d'échanges journaliers et infrajournaliers avec livraison dans un autre État membre. Les règles régissant les échanges dans cet autre État membre s'appliquent sans que le dit NEMO doive être désigné en qualité de NEMO dans cet autre État membre. Les autorités investies du pouvoir de désignation surveillent tous les NEMO assurant le journalier et/ou infrajournalier dans leur État membre respectif. Conformément à l'article 19 du règlement (CE) no 714/2009, les autorités investies du pouvoir de désignation veillent, dans leur État membre, au respect du présent règlement par tous les NEMO assurant le couplage unique journalier et/ou infrajournalier, quel que soit le lieu de désignation des NEMO. Les autorités chargées de la désignation des NEMO, de leur surveillance et de l'application des règles, échangent toutes les informations nécessaires pour une surveillance efficace des activités des NEMO.

Un NEMO désigné doit notifier à l'autorité investie du pouvoir de désignation d'un autre État membre son intention d'assurer le couplage unique journalier ou infrajournalier dans cet État membre deux mois avant de débuter ses opérations.

6. Par dérogation au paragraphe 5 du présent article, un État membre peut refuser les services d'échange par un NEMO désigné dans un autre État membre si:

a) un monopole national légal existe pour les services d'échange journaliers et infrajournaliers dans l'État membre ou la zone de dépôt des offres de l'État membre dans lequel la livraison a lieu, conformément à l'article 5, paragraphe 1; ou

b) l'État membre dans lequel la livraison a lieu peut établir qu'il existe, pour la livraison sur son territoire de l'électricité achetée sur les marchés journaliers et infrajournaliers en faisant appel à des NEMO désignés dans un autre État membre, des obstacles techniques liés à la nécessité de veiller à ce que les objectifs du présent règlement soient atteints tout en maintenant la sécurité d'exploitation; ou

c) les règles régissant les échanges dans l'État membre de livraison ne sont pas compatibles avec la livraison, dans cet État membre, de l'électricité achetée sur la base de services d'échange journaliers et infrajournaliers fournis par un NEMO désigné dans un autre État membre; ou

d) le NEMO détient un monopole national légal au sens de l'article 5 dans l'État membre où il est désigné.

7. En cas de décision refusant les services d'échanges journaliers et/ou infrajournaliers avec livraison dans un autre État membre, l'État membre de livraison notifie sa décision au NEMO et à l'autorité investie du pouvoir de désignation de l'État membre où le NEMO est désigné, ainsi qu'à l'Agence et à la Commission. Le refus est dûment justifié. Dans les cas énoncés au paragraphe 6, points b) et c), la décision refusant les services d'échange avec livraison dans un autre État membre indique également par quels moyens et dans quel délai les obstacles techniques aux échanges peuvent être éliminés ou les règles nationales d'échange peuvent être rendues compatibles avec les services d'échange avec livraison dans un autre État membre. L'autorité investie du pouvoir de désignation dans l'État membre qui refuse les services d'échange examine la décision et publie un avis sur les moyens d'éliminer les obstacles aux services d'échange ou de les rendre compatibles avec les règles d'échange.

8. L'État membre dans lequel le NEMO a été désigné veille à ce que la désignation soit révoquée si un NEMO n'est plus conforme aux critères de l'article 6 et n'est pas en mesure de restaurer cette conformité dans les six mois à compter de la notification de la non-conformité par l'autorité de régulation. Si l'autorité de régulation n'est pas responsable de la désignation ni de la surveillance, elle est consultée sur la révocation. L'autorité investie du pouvoir de désignation notifie à ses homologues dans les autres États membres où le NEMO est actif que celui-ci n'est pas plus conforme, en même temps qu'elle le notifie au NEMO.

9. Si une autorité investie du pouvoir de désignation dans un État membre constate qu'un NEMO actif dans cet État membre sans y être désigné n'est plus conforme aux critères de l'article 6 en ce qui concerne ses activités dans cet État membre, elle doit notifier à ce NEMO sa non-conformité. Si le NEMO ne restaure pas la conformité dans un délai de trois mois à compter de la notification, l'autorité investie du pouvoir de désignation peut suspendre le droit d'offrir des services d'échange journaliers et infrajournaliers dans cet État membre jusqu'à ce que le NEMO restaure la conformité. L'autorité investie du pouvoir de désignation informe son homologue dans l'État membre où le NEMO est désigné, l'Agence et la Commission.

10. L'autorité investie du pouvoir de désignation informe l'Agence de la désignation et de la révocation des NEMO. L'Agence tient à jour sur son site internet une liste des NEMO désignés, avec indication de leur statut et de leurs lieux d'activité.

Article 5

Désignation des NEMO en cas de monopole national légal pour les services commerciaux

1. Si un monopole national légal pour les services d'échange journaliers et infrajournaliers qui exclut la désignation de plusieurs NEMO existe déjà dans un État membre ou dans une zone de dépôt des offres d'un État membre au moment de l'entrée en vigueur du présent règlement, l'État membre concerné doit en informer la Commission dans un délai de deux mois à compter de l'entrée en vigueur du présent règlement et peut refuser la désignation de plus d'un NEMO par zone de dépôt des offres.

S'il y a plusieurs candidats en vue de la désignation d'un seul NEMO, l'État membre concerné désigne le candidat satisfait le mieux aux critères énoncés à l'article 6. Si un État membre refuse la désignation de plusieurs NEMO par zone de dépôt des offres, l'autorité nationale compétente fixe ou approuve les commissions du NEMO applicables aux échanges sur les marchés journalier et infrajournalier, suffisamment longtemps avant leur entrée en vigueur, ou spécifie les méthodologies utilisées pour les calculer.

Conformément à l'article 4, paragraphe 6, l'État membre concerné peut également refuser les services d'échange transfrontaliers offerts par un NEMO désigné dans un autre État membre. Toutefois, la protection des bourses de l'électricité existantes sur le territoire national contre des désavantages économiques liés à la concurrence ne constitue pas un motif valable de refus.

2. Aux fins du présent règlement, un monopole national légal est réputé exister lorsque la législation nationale prévoit expressément qu'une seule entité dans l'État membre ou dans une zone de dépôt des offres de l'État membre peut assurer des services d'échange journaliers et infrajournaliers.

3. Deux ans après l'entrée en vigueur du présent règlement, la Commission remet un rapport au Parlement européen et au Conseil, conformément à l'article 24 du règlement (CE) no 714/2009, sur la mise en place du couplage unique journalier et infrajournalier dans les États membres, mettant l'accent en particulier sur l'évolution de la concurrence entre les NEMO. Sur la base de ce rapport, et si la Commission juge que rien ne justifie le maintien des monopoles nationaux légaux ou le refus constant d'un État membre d'autoriser des échanges transfrontaliers par un NEMO désigné dans un autre État membre, elle peut envisager des mesures législatives ou appropriées pour renforcer la concurrence et les échanges à l'intérieur des États membres et entre eux. La Commission inclut également dans ce rapport une évaluation de la gouvernance du couplage unique journalier et infrajournalier mise en place par le présent règlement, en mettant particulièrement l'accent sur la transparence des fonctions OCM assurées conjointement par les NEMO. Sur la base de ce rapport, et si la Commission juge qu'il y a ambiguïté à exercer les fonctions monopolistiques d'OCM et d'autres missions des NEMO, elle peut envisager des mesures législatives ou appropriées pour renforcer la transparence et l'efficacité du fonctionnement du couplage unique journalier et infrajournalier.

Article 6

Critères de désignation des NEMO

1. Un candidat n'est désigné en qualité de NEMO que s'il satisfait à toutes les exigences suivantes:

a) il a acquis ou acquiert contractuellement les ressources adéquates pour la gestion commune, coordonnée et conforme du couplage unique journalier et/ou infrajournalier, y compris les ressources nécessaires pour exercer les fonctions de NEMO, des ressources financières, les technologies de l'information, les infrastructures techniques et les procédures opérationnelles nécessaires, ou il apporte la preuve qu'il est en mesure de disposer de ces ressources dans un délai de préparation raisonnable avant de prendre ses fonctions en application de l'article 7;

b) il est en mesure d'assurer l'accès des acteurs du marché à l'information concernant les missions du NEMO visées à l'article 7;

c) il assure un bon rapport coût-efficacité en ce qui concerne le couplage unique journalier et infrajournalier et tient, dans sa comptabilité interne, des comptes séparés pour les fonctions d'OCM et les autres activités, afin d'empêcher les subventions croisées;

d) il présente un niveau adéquat de séparation de ses activités avec celles des autres acteurs du marché;

e) s'il est désigné en qualité de monopole national légal pour les services d'échanges journaliers et infrajournaliers dans un État membre, il n'utilise pas les redevances prévues à l'article 5, paragraphe 1, pour financer ses activités journalières ou infrajournalières dans un État membre autre que celui où ces redevances sont perçues;

f) il est en mesure de traiter tous les acteurs du marché d'une manière non discriminatoire;

g) il met en place des modalités appropriées de surveillance du marché;

h) il met en place des accords appropriés de transparence et de confidentialité avec les acteurs du marché et les GRT;

i) il est en mesure de fournir les services nécessaires de compensation et de règlement;

j) il est en mesure de mettre en place les systèmes de communication et les procédures automatiques nécessaires pour la coordination avec les GRT de l'État membre.

2. Les critères de désignation énoncés au paragraphe 1 sont appliqués de telle manière que la concurrence entre les NEMO s'exerce de façon équitable et non discriminatoire.

Article 7

Missions des NEMO

1. Les NEMO agissent en qualité d'opérateurs de marchés nationaux ou régionaux afin d'assurer, en coopération avec les GRT, le couplage unique journalier et infrajournalier. Leurs missions consistent notamment à réceptionner les ordres émis par les acteurs du marché, à assumer la responsabilité globale de l'appariement et de l'allocation des ordres conformément aux résultats du couplage unique journalier et infrajournalier, à publier les prix et à assurer le règlement et la compensation des contrats résultant des transactions conformément aux accords pertinents entre les acteurs et aux règles applicables.

En ce qui concerne le couplage unique journalier et infrajournalier, les NEMO sont chargés en particulier des missions suivantes:

a) exercer les fonctions d'OCM énoncées au paragraphe 2 en coordination avec les autres NEMO;

b) établir collectivement les exigences applicables au couplage unique journalier et infrajournalier, ainsi que les exigences applicables aux fonctions d'OCM et à l'algorithme de couplage par les prix pour toutes les questions liées au fonctionnement du marché de l'électricité, conformément au paragraphe 2 du présent article et aux articles 36 et 37;

c) déterminer les prix maximaux et minimaux, conformément aux articles 41 et 54;

d) anonymiser et communiquer les informations reçues sur les ordres nécessaires pour exercer les fonctions d'OCM prévues au paragraphe 2 du présent article et aux articles 40 et 53:

e) évaluer les résultats obtenus par calcul dans le cadre des fonctions d'OCM énoncées au paragraphe 2 du présent article, allouer les ordres sur la base de ces résultats, valider définitivement les résultats s'ils sont jugés corrects et en assumer la responsabilité, conformément aux articles 48 et 60;

f) informer les acteurs du marché des résultats de leurs ordres, conformément aux articles 48 et 60;

g) faire office de contreparties centrales pour le règlement et la compensation des échanges d'énergie résultant du couplage unique journalier et infrajournalier conformément à l'article 68, paragraphe 3;

h) établir conjointement avec les NEMO et les GRT concernés, conformément à l'article 36, paragraphe 3, des procédures en mode dégradé pour le fonctionnement des marchés nationaux et régionaux, pour le cas où aucun des résultats visés à l'article 39, paragraphe 2, n'est produit par les fonctions d'OCM, en tenant compte des procédures de repli prévues à l'article 44;

i) fournir conjointement aux autorités de régulation compétentes et aux GRT des prévisions de coûts pour le couplage unique journalier et infrajournalier, ainsi que des informations sur les coûts, lorsqu'il est prévu que les coûts des NEMO relatifs à la mise en place, la modification et l'exécution du couplage unique journalier et infrajournalier doivent être couverts par la contribution des GRT concernés, conformément aux articles 75 à 77 et à l'article 80;

j) le cas échéant, conformément aux articles 45 et 57, se coordonner avec les GRT afin de mettre en place des modalités relatives à la présence de plusieurs NEMO dans une zone de dépôt des offres, et assurer le couplage unique à jour et/ou infrajournalier selon les modalités approuvées.

2. Les NEMO exercent les fonctions d'OCM conjointement avec les autres NEMO. Ces fonctions sont notamment les suivantes:

a) mettre au point et tenir à jour les algorithmes, systèmes et procédures nécessaires pour le couplage unique journalier et infrajournalier, conformément aux articles 36 et 51;

b) traiter les données relatives à la capacité d'échange entre zones et aux contraintes d'allocation fournies par les responsables du calcul coordonné de la capacité conformément aux articles 46 et 58;

c) opérer les algorithmes de couplage par les prix et d'appariement continu des transactions conformément aux articles 48 et 60;

d) valider les résultats du couplage unique journalier et infrajournalier et les communiquer aux NEMO, conformément aux articles 48 et 60.

3. Huit mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les NEMO soumettent à toutes les autorités de régulation et à l'Agence un plan indiquant les modalités de mise en place et d'exercice conjoints des fonctions d'OCM énoncées au paragraphe 2, y compris les projets d'accord nécessaires entre les NEMO et avec des tiers. Ce plan comporte une description détaillée de mise en œuvre, assortie d'une proposition de calendrier sur douze mois maximum, ainsi qu'une description de l'incidence attendue des modalités et conditions, ou des méthodologies, sur la mise en place et l'exercice des fonctions d'OCM énoncées au paragraphe 2.

4. La coopération entre les NEMO est strictement limitée à ce qui est nécessaire pour l'efficacité et la sûreté de la conception, de la mise en place et de l'exécution du couplage unique journalier et infrajournalier. L'exercice conjoint des fonctions d'OCM se fonde sur le principe de non-discrimination et garantit qu'aucun NEMO ne peut bénéficier d'avantages économiques injustifiés liés à sa participation aux fonctions d'OCM.

5. L'Agence suit les progrès des NEMO dans la mise en place et l'exercice des fonctions d'OCM, en particulier en ce qui concerne le cadre contractuel et réglementaire ainsi que la préparation technique à l'exercice des fonctions d'OCM. Douze mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, l'Agence indique dans un rapport adressé à la Commission si les progrès dans la mise en place et l'exécution du couplage unique journalier et infrajournalier sont satisfaisants.

L'Agence peut évaluer l'efficacité et l'efficience de l'établissement et de l'exercice de la fonction d'OCM à tout moment. Si cette évaluation démontre que les exigences ne sont pas satisfaites, l'Agence peut recommander à la Commission toute mesure supplémentaire nécessaire pour instaurer en temps voulu et avec efficience et efficacité le couplage unique journalier et infrajournalier.

6. Si les NEMO ne soumettent pas de plan conformément à l'article 7, paragraphe 3, pour la mise en place des fonctions d'OCM visées au paragraphe 2 du présent article pour les échéances du marché journalier ou du marché infrajournalier, la Commission peut, conformément à l'article 9, paragraphe 4, proposer une modification du présent règlement, prévoyant en particulier de charger l'ENTSO-E ou une autre entité de l'exercice des fonctions d'OCM pour le couplage unique journalier ou pour le couplage unique infrajournalier, à la place des NEMO.

Article 8

Missions des GRT liées au couplage unique journalier et infrajournalier

1. Dans les États membres électriquement reliés à un autre État membre, tous les GRT participent au couplage unique journalier et infrajournalier.

2. Les GRT sont chargés des missions suivantes:

a) établir conjointement les exigences applicables aux algorithmes de couplage par les prix et d'appariement continu des transactions pour tous les aspects liés à l'allocation de la capacité, conformément à l'article 37, paragraphe 1, point a);

b) valider conjointement les algorithmes d'appariement sur la base des exigences visées au point a) du présent paragraphe, conformément à l'article 37, paragraphe 4;

c) établir et exécuter le calcul de la capacité, conformément aux articles 14 à 30;

d) si nécessaire, établir les modalités d'allocation de la capacité d'échange entre zones et d'autres modalités conformément aux articles 45 et 57;

e) calculer et communiquer la capacité d'échange entre zones et les contraintes d'allocation, conformément aux articles 46 et 58;

f) vérifier les résultats du couplage unique journalier en termes de capacité d'échange entre zones validée et de contraintes d'allocation, conformément à l'article 48, paragraphe 2, et à l'article 52;

g) mettre en place, au besoin, des responsables du calcul des échanges programmés chargés de calculer et publier les échanges programmés aux frontières entre zones de dépôt des offres, conformément aux articles 49 et 56;

h) respecter les résultats du couplage unique journalier et infrajournalier calculés conformément aux articles 39 et 52;

i) établir et appliquer les procédures en mode dégradé en tant que de besoin pour l'allocation de la capacité, conformément à l'article 44;

j) proposer les heures d'ouverture et de fermeture du guichet infrajournalier entre zones, conformément à l'article 59;

k) répartir les revenus de congestion conformément à la méthodologie conjointement définie en application de l'article 73;

l) en cas d'accord en ce sens, faire office d'agents de transfert pour assurer le transfert des positions nettes, conformément à l'article 68, paragraphe 6.

Article 9

Adoption des modalités et conditions ou des méthodologies

1. Les GRT et les NEMO définissent les modalités et les conditions ou les méthodologies requises par le présent règlement et les soumettent pour approbation aux autorités de régulation compétentes dans les délais respectifs fixés par le présent règlement. Lorsqu'une proposition concernant les modalités et conditions ou les méthodologies en application du présent règlement doit être préparée et faire l'objet d'un accord par plusieurs GRT ou NEMO, les GRT et NEMO participants coopèrent étroitement. Les GRT, assistés de l'ENTSO pour l'électricité, et tous les NEMO informent régulièrement les autorités de régulation compétentes et l'Agence des progrès accomplis dans la définition de ces modalités et conditions ou de ces méthodologies.

2. Les GRT ou les NEMO statuant sur les propositions concernant les modalités et conditions ou les méthodologies conformément à l'article 9, paragraphe 6, statuent à la majorité qualifiée s'ils ne parviennent pas à un consensus. La majorité qualifiée doit être atteinte dans chaque classe de votants des GRT et des NEMO le cas échéant. Une majorité qualifiée pour les propositions en conformité avec l'article 9, paragraphe 6, correspond à une majorité:

a) des GRT ou des NEMO représentant au moins 55 % des États membres et

b) des GRT ou des NEMO représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de l'Union.

Une minorité de blocage pour les décisions en conformité avec l'article 9, paragraphe 6, doit inclure des GRT ou des NEMO représentant au moins quatre États membres, faute de quoi la majorité qualifiée est réputée atteinte.

Pour les décisions des GRT sur la base de l'article 9, paragraphe 6, une voix est attribuée par État membre. S'il existe plusieurs GRT sur le territoire d'un État membre, cet État membre répartit les droits de vote entre les GRT.

Pour les décisions des NEMO sur la base de l'article 9, paragraphe 6, une voix est attribuée par État membre. Chaque NEMO dispose d'un nombre de voix égal au nombre d'États membres dans lequel il est désigné. Si plusieurs NEMO sont désignés sur le territoire d'un État membre, cet État membre répartit les droits de vote parmi les NEMO en tenant compte de leur volume respectif d'électricité commercialisé dans cet État membre au cours du dernier exercice financier.

3. Sauf dans le cas de l'article 43, paragraphe 1, de l'article 44, de l'article 56, paragraphe 1, de l'article 63 et de l'article 74, paragraphe 1, les GRT statuant sur des propositions de modalités et conditions ou de méthodologies en conformité avec l'article 9, paragraphe 7, statuent à la majorité qualifiée s'ils ne parviennent pas à un consensus et que les régions concernées sont composées de plus de cinq États membres. La majorité qualifiée doit être atteinte dans chacune des classes de votants des GRT et des NEMO. Une majorité qualifiée pour les propositions en conformité avec l'article 9, paragraphe 7 correspond à une majorité:

a) des GRT représentant au moins 72 % des États membres concernés; et

b) des GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de la région concernée.

Une minorité de blocage pour les décisions en conformité avec l'article 9, paragraphe 7, doit inclure au moins le plus petit nombre de GRT représentant plus de 35 % de la population des États membres participants, plus les GRT représentant au moins un État membre supplémentaire concerné, faute de quoi la majorité qualifiée est réputée atteinte.

Les GRT statuant sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies en conformité avec l'article 9, paragraphe 7, en relation avec des régions composées de cinq États membres ou moins statuent sur la base du consensus.

Pour les décisions des GRT sur la base de l'article 9, paragraphe 7, une voix est attribuée par État membre. S'il existe plusieurs GRT sur le territoire d'un État membre, cet État membre répartit les droits de vote entre les GRT.

Les NEMO statuant sur des propositions de modalités et conditions ou de méthodologies en conformité avec l'article 9, paragraphe 7, statuent sur la base du consensus.

4. Si les GRT ou les NEMO ne soumettent pas aux autorités de régulation nationales de proposition concernant des modalités et des conditions ou des méthodologies dans les délais fixés par le présent règlement, ils communiquent aux autorités de régulation compétentes et à l'Agence, les projets correspondants de modalités et conditions ou de méthodologies, en précisant les raisons qui ont empêché la conclusion d'un accord. L'Agence informe la Commission et, si celle-ci en fait la demande, analyse, en coopération avec les autorités de régulation compétentes, les raisons de cet échec, qu'elle communique à la Commission. La Commission prend les mesures appropriées pour permettre l'adoption, dans un délai de quatre mois à compter de la réception des informations communiquées par l'Agence, des modalités et conditions ou des méthodologies requises.

5. Chaque autorité de régulation approuve les modalités et conditions ou les méthodologies élaborées par les GRT et les NEMO aux fins du calcul ou de la mise en place du couplage unique journalier et du couplage unique infrajournalier. Les autorités de régulation sont responsables de l'approbation des modalités et conditions ou des méthodologies visées aux paragraphes 6, 7 et 8.

6. Les propositions concernant les modalités et conditions ou méthodologies suivantes font l'objet d'une approbation par toutes les autorités de régulation:

a) le plan d'exercice conjoint des fonctions d'OCM, conformément à l'article 7, paragraphe 3;

b) les régions pour le calcul de la capacité, conformément à l'article 15, paragraphe 1;

c) la méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation, conformément à l'article 16, paragraphe 1;

d) la méthodologie pour le modèle de réseau commun, conformément à l'article 17, paragraphe 1;

e) la proposition concernant une méthodologie harmonisée pour le calcul de la capacité, conformément à l'article 21, paragraphe 4;

f) la méthodologie en mode dégradé, conformément à l'article 36, paragraphe 3;

g) l'algorithme soumis par les NEMO en application de l'article 37, paragraphe 5, y compris les ensembles d'exigences des GRT et des NEMO applicables à la mise au point des algorithmes, conformément à l'article 37, paragraphe 1;

h) les produits qui peuvent être pris en compte par les NEMO dans les processus de couplage unique journalier et infrajournalier, conformément aux articles 40 et 53;

i) les prix maximaux et minimaux, conformément à l'article 41, paragraphe 1, et à l'article 54, paragraphe 2;

j) la méthodologie de tarification de la capacité infrajournalière, à élaborer conformément à l'article 55, paragraphe 1;

k) les heures d'ouverture et de fermeture du guichet infrajournalier entre zones, conformément à l'article 59, paragraphe 1;

l) l'heure limite de fermeté journalière, conformément à l'article 69;

m) la méthodologie pour la répartition du revenu de congestion, conformément à l'article 73, paragraphe 1.

7. Les modalités et conditions ou méthodologies suivantes font l'objet d'une approbation par toutes les autorités de régulation de la région concernée:

a) la méthodologie commune pour le calcul de la capacité, conformément à l'article 20, paragraphe 2;

b) les décisions relatives à l'introduction et au report du calcul de la capacité fondée sur les flux, conformément à l'article 20, paragraphes 2 à 6, et les décisions relatives aux dérogations, conformément à l'article 20, paragraphe 7;

c) la méthodologie pour le redispatching et les échanges de contrepartie coordonnés, conformément à l'article 35, paragraphe 1;

d) les méthodologies communes pour le calcul des échanges programmés, conformément à l'article 43, paragraphe 1, et à l'article 56, paragraphe 1;

e) les procédures en mode dégradé, conformément à l'article 44;

f) les enchères régionales complémentaires, conformément à l'article 63, paragraphe 1;

g) les conditions pour la mise en œuvre de l'allocation explicite, conformément à l'article 64, paragraphe 2;

h) la méthodologie pour la répartition des coûts du redispatching et des échanges de contrepartie, conformément à l'article 74, paragraphe 1.

8. Les modalités et conditions ou les méthodologies suivantes sont soumises à l'approbation individuelle de chaque autorité de régulation ou autre autorité compétente des États membres concernés:

a) le cas échéant, la désignation, la révocation et la suspension de la désignation des NEMO conformément à l'article 4, paragraphes 2, 8 et 9;

b) le cas échéant, les redevances ou les méthodologies de calcul des redevances à verser aux NEMO en lien avec les échanges sur les marchés journalier et infrajournalier, conformément à l'article 5, paragraphe 1;

c) les propositions de chaque GRT aux fins de la révision de la configuration des zones de dépôt des offres, conformément à l'article 32, paragraphe 1, point d);

d) le cas échéant, la proposition d'allocation de la capacité d'échange entre zones et les autres modalités conformément aux articles 45 et 57;

e) les coûts de l'allocation de la capacité et de la gestion de la congestion, conformément aux articles 75 à 79;

f) le cas échéant, le partage des coûts régionaux du couplage unique journalier et infrajournalier, conformément à l'article 80, paragraphe 4.

9. Les propositions concernant les modalités et conditions ou les méthodologies comprennent un calendrier de mise en œuvre et une description de leur incidence attendue au regard des objectifs du présent règlement. Celles qui sont soumises à l'approbation de plusieurs ou de toutes les autorités de régulation sont également soumises, au même moment, à l'Agence. À la demande des autorités de régulation compétentes, l'Agence émet un avis dans les trois mois sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies.

10. Lorsque l'approbation des modalités et conditions ou des méthodologies nécessite une décision de plusieurs autorités de régulation, les autorités de régulation compétentes se consultent, coopèrent et se coordonnent étroitement afin de parvenir à un accord. Le cas échéant, les autorités de régulation compétentes tiennent compte de l'avis de l'Agence. Les autorités de régulation statuent sur les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application des paragraphes 6, 7 et 8 dans un délai de six mois à compter de la réception des modalités et conditions ou des méthodologies par l'autorité de régulation ou, le cas échéant, par la dernière autorité de régulation concernée.

11. Lorsque les autorités de régulation ne sont pas parvenues à un accord dans le délai visé au paragraphe 10, ou à leur demande conjointe, l'Agence statue sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises dans un délai de six mois, conformément à l'article 8, paragraphe 1, du règlement (CE) no 713/2009.

12. Dans le cas où une ou plusieurs autorités de régulation demandent une modification avant d'approuver les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application des paragraphes 6, 7 et 8, les GRT ou les NEMO concernés leur soumettent pour approbation, dans un délai de deux mois à compter de la demande, une proposition de version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies. Les autorités de régulation compétentes statuent sur la version modifiée dans un délai de deux mois à compter de sa soumission. Lorsque les autorités de régulation compétentes ne sont pas parvenues à un accord sur les modalités et conditions ou les méthodologies en application des paragraphes 6 et 7 dans le délai de deux mois, ou à leur demande conjointe, l'Agence statue sur la version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies dans un délai de six mois, conformément à l'article 8, paragraphe 1, du règlement (CE) no 713/2009. Si les GRT ou les NEMO concernés ne soumettent pas de proposition modifiée de modalités et conditions ou de méthodologies, la procédure prévue au paragraphe 4 du présent article s'applique.

13. Les GRT ou les NEMO responsables de l'élaboration d'une proposition de modalités et conditions ou de méthodologies ou les autorités de régulation responsables de leur adoption conformément aux paragraphes 6, 7 et 8 peuvent demander des modifications de ces modalités et conditions ou méthodologies.

Les propositions de modification des modalités et conditions ou des méthodologies font l'objet d'une consultation conformément à la procédure énoncée à l'article 12 et sont approuvées conformément à la procédure énoncée dans le présent article.

14. Les GRT et les NEMO chargés d'établir les modalités et conditions ou les méthodologies conformément au présent règlement les publient sur l'internet après leur approbation par les autorités de régulation compétentes ou, lorsque cette approbation n'est pas requise, après leur établissement, sauf lorsque ces informations sont considérées confidentielles en application de l'article 13.

Article 10

Gestion journalière du couplage unique journalier et infrajournalier

Les GRT et les NEMO organisent conjointement la gestion journalière du couplage unique journalier et infrajournalier. Ils se réunissent régulièrement pour examiner les questions opérationnelles au quotidien et statuer à ce propos. Les GRT et les NEMO invitent l'Agence et la Commission en tant qu'observateurs à ces réunions et en publient les procès-verbaux.

Article 11

Participation des parties intéressées

L'Agence, en étroite coopération avec l'ENTSO pour l'électricité, organise la participation des parties intéressées en ce qui concerne le couplage unique journalier et infrajournalier et d'autres aspects de la mise en œuvre du présent règlement. Cette participation comporte des réunions régulières avec les parties intéressées afin de recenser les problèmes et de proposer des améliorations, notamment en ce qui concerne le couplage unique journalier et infrajournalier. Elle ne remplace pas les consultations des parties intéressées conformément à l'article 12.

Article 12

Consultation

1. Les GRT et les NEMO chargés de soumettre des propositions de modalités et conditions ou de méthodologies ou leurs modifications conformément au présent règlement consultent les parties intéressées, y compris les autorités compétentes de chaque État membre, sur le projet de propositions de modalités et conditions ou de méthodologies, lorsque le présent règlement le prévoit explicitement. La durée de la consultation est d'au minimum un mois.

2. Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises par les GRT et les NEMO à l'échelon de l'Union sont publiées et soumises à consultation à l'échelon de l'Union. Les propositions soumises par les GRT et les NEMO à l'échelon régional font l'objet d'une consultation au moins à l'échelon régional. Les parties qui soumettent des propositions à l'échelon bilatéral ou multilatéral consultent au moins les États membres concernés.

3. Les entités responsables de la proposition de modalités et conditions ou de méthodologies examinent dûment les vues exprimées par les parties prenantes lors des consultations menées conformément au paragraphe 1, avant sa soumission aux autorités de régulation pour approbation, si cette dernière est prévue à l'article 9, ou avant la publication, dans tous les autres cas. En tout état de cause, les raisons pour lesquelles les avis exprimés lors de la consultation ont été ou non pris en considération doivent être exposées de manière claire et convaincante lors de la soumission, et publiées en temps utile, avant ou en même temps que la proposition de modalités et conditions ou de méthodologies.

Article 13

Obligations en matière de confidentialité

1. Toute information confidentielle reçue, échangée ou transmise en vertu du présent règlement est soumise aux exigences de secret professionnel prévues aux paragraphes 2, 3 et 4.

2. L'obligation de secret professionnel s'applique à toute personne soumise aux dispositions du présent règlement.

3. Les informations confidentielles reçues par les personnes visées au paragraphe 2 dans l'exercice de leurs fonctions ne peuvent être divulguées à aucune personne ou autorité, sans préjudice des cas couverts par des dispositions de droit national, des autres dispositions du présent règlement ou des autres actes applicables de la législation de l'Union.

4. Sans préjudice des cas couverts par le droit national, les autorités de régulation, les organes ou les personnes qui reçoivent des informations confidentielles en application du présent règlement ne peuvent les utiliser qu'aux fins de l'exercice de leurs fonctions en application du présent règlement.

TITRE II

EXIGENCES APPLICABLES AUX MODALITES, CONDITIONS ET MÉTHODOLOGIES RELATIVES À L'ALLOCATION DE LA CAPACITÉ ET À LA GESTION DE LA CONGESTION

CHAPITRE 1

Calcul de la capacité

Section 1

Exigences générales

Article 14

Échéances pour le calcul de la capacité

1. Tous les GRT calculent la capacité d'échange entre zones au moins pour les échéances suivantes:

a) Journalier pour le marché correspondant;

b) infrajournalier, pour le marché correspondant.

2. Pour l'échéance du marché journalier, les valeurs individuelles de la capacité d'échange entre zones pour chaque unité de temps du marché journalier sont calculées. Pour l'échéance du marché infrajournalier, les valeurs individuelles de la capacité d'échange entre zones pour chaque unité restante de temps du marché infrajournalier sont calculées.

3. Pour l'échéance du marché journalier, le calcul de la capacité se fonde sur les dernières informations disponibles. La mise à jour des informations pour l'échéance du marché journalier ne commence pas avant 15:00, heure du marché, deux jours avant le jour de livraison.

4. Tous les GRT de chaque zone pour le calcul de la capacité veillent à ce que la capacité d'échange entre zones soit recalculée dans l'échéance du marché infrajournalier sur la base des informations les plus récentes. La fréquence de ce nouveau calcul tient compte de l'efficience et de la sécurité d'exploitation.

Article 15

Régions pour le calcul de la capacité

1. Dans les trois mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT élaborent conjointement une proposition commune concernant la détermination des régions pour le calcul de la capacité. Leur proposition est soumise à consultation conformément à l'article 12.

2. La proposition visée au paragraphe 1 définit les frontières des zones de dépôt des offres attribuées aux GRT qui sont membres de chaque région de calcul de la capacité. Les exigences suivantes sont satisfaites:

a) la proposition tient compte des régions spécifiées à l'annexe I, paragraphe 3, point 2, du règlement (CE) no 714/2009;

b) chaque frontière de zone de dépôt des offres, ou deux frontières distinctes de zones de dépôts des offres le cas échéant, par lesquelles passe une interconnexion entre les deux zones de dépôt des offres, est assignée à une seule région de calcul de la capacité;

c) les GRT sont affectés, au moins, à toutes les régions pour le calcul de la capacité pour lesquelles ils ont des frontières de zones de dépôts des offres.

3. Les régions pour le calcul de la capacité qui appliquent une approche fondée sur les flux sont fusionnées en une seule région de calcul de la capacité si les conditions cumulatives suivantes sont réunies:

a) leurs réseaux de transport sont directement reliés entre eux;

b) elles participent à la même zone de couplage unique journalier ou infrajournalier;

c) les fusionner est plus efficient que de les maintenir séparées. Les autorités de régulation compétentes peuvent demander une analyse coûts-–bénéfices conjointe aux GRT concernés afin d'évaluer l'efficience de la fusion.

Section 2

Le modèle de réseau commun

Article 16

Méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation

1. Dans les dix mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT élaborent conjointement une proposition de méthodologie unique pour la fourniture des données sur la production et la consommation nécessaires pour établir le modèle de réseau commun, laquelle est soumise à consultation conformément à l'article 12. La proposition contient une justification de la demande visant à obtenir des informations qui s'appuie sur les objectifs du présent règlement.

2. La proposition de méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation précise les unités de production et de consommation qui doivent transmettre des informations à leur GRT aux fins du calcul de la capacité.

3. La proposition de méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation précise les informations que les unités de production et de consommation doivent fournir aux GRT. Ces informations comprennent au minimum:

a) des informations relatives à leurs caractéristiques techniques;

b) des informations relatives à la disponibilité des unités de production et de consommation;

c) des informations relatives aux programmes des unités de production;

d) les informations pertinentes disponibles relatives au dispatching des unités de production.

4. La méthodologie précise les délais applicables aux unités de production et de consommation pour la fourniture des informations visées au paragraphe 3.

5. Chaque GRT utilise et partage avec les autres GRT les informations visées au paragraphe 3. Les informations visées au paragraphe 3, point d), sont utilisées uniquement en vue du calcul de la capacité.

6. Au plus tard deux mois après l'approbation de la méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation par toutes les autorités de régulation, l'ENTSO pour l'électricité publie:

a) une liste des entités tenues de fournir des informations aux GRT;

b) une liste des informations visées au paragraphe 3 qui doivent être fournies;

c) les délais de transmission des informations.

Article 17

Méthodologie relative au modèle de réseau commun

1. Dans les dix mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT élaborent une proposition de méthodologie relative au modèle de réseau commun. La proposition est soumise à consultation conformément à l'article 12.

2. La méthodologie relative au modèle de réseau commun permet l'établissement d'un modèle de réseau commun. Elle contient au minimum les éléments suivants:

a) une définition des scénarios en application de l'article 18;

a) une définition des modèles de réseaux individuels en application de l'article 19;

b) une description du processus de fusion des modèles de réseaux individuels en vue de constituer le modèle de réseau commun.

Article 18

Scénarios

1. Tous les GRT élaborent conjointement des scénarios communs pour chaque échéance de calcul de la capacité visé à l'article 14, paragraphe 1, points a) et b). Les scénarios communs sont utilisés pour décrire une situation prévisionnelle spécifique pour la production, la consommation et la topologie du réseau relatives au réseau de transport dans le modèle de réseau commun.

2. Un scénario par unité de temps du marché est élaboré pour les échéances de calcul de la capacité journalier et infrajournalier.

3. Pour chaque scénario, tous les GRT élaborent conjointement des règles communes pour déterminer la position nette dans chaque zone de dépôt des offres et les flux pour chaque ligne de courant continu. Ces règles communes sont fondées sur la meilleure prévision de position nette pour chaque zone de dépôt des offres et sur la meilleure prévision de flux pour chaque ligne de courant continu, pour chaque scénario, et comprennent l'équilibre global entre la consommation et la production pour le réseau de transport de l'Union. Aucune discrimination indue n'est introduite entre les échanges internes et ceux entre zones lors de la définition de scénarios, conformément à l'annexe I, point 1.7, du règlement (CE) no 714/2009.

Article 19

Modèle de réseau individuel

1. Pour chaque zone de dépôt des offres et pour chaque scénario:

a) tous les GRT de la zone de dépôt des offres fournissent conjointement un modèle unique de réseau individuel conforme aux dispositions de l'article 18, paragraphe 3; ou

b) chaque GRT de la zone de dépôt des offres fournit un modèle de réseau individuel pour sa zone de contrôle, y compris les interconnexions, à condition que la somme des positions nettes des zones de contrôle, y compris les interconnexions, couvrant la zone de dépôt des offres soit conforme à l'article 18, paragraphe 3.

2. Chaque modèle de réseau individuel représente la meilleure prévision des conditions du réseau de transport pour chaque scénario indiqué par le ou les GRT, qu'il est possible d'établir au moment de l'élaboration dudit modèle.

3. Les modèles de réseaux individuels couvrent tous les éléments de réseau du système de transport qui sont utilisés dans l'analyse de la sécurité d'exploitation au niveau régional pour l'échéance concernée.

4. Tous les GRT harmonisent dans toute la mesure du possible la conception des modèles de réseaux individuels.

5. Chaque GRT fournit dans le modèle de réseau individuel toutes les données nécessaires aux analyses des flux de puissance active et réactive et de la tension en régime permanent.

6. Le cas échéant, et sur la base d'un accord entre tous les GRT d'une région de calcul de la capacité, tous les GRT de ladite région échangent des données entre eux pour permettre les analyses de la tension et de la stabilité dynamique.

Section 3

Méthodologies pour le calcul de la capacité

Article 20

Introduction de la méthodologie pour le calcul de la capacité fondée sur les flux

1. Pour l'échéance du marché journalier et l'échéance du marché infrajournalier, l'approche suivie dans les méthodologies communes pour le calcul de la capacité est celle fondée sur les flux, sauf si l'exigence énoncée au paragraphe 7 est satisfaite.

2. Au plus tard 10 mois après l'approbation de la proposition relative à une région de calcul de la capacité conformément à l'article 15, paragraphe 1, tous les GRT de chaque région de calcul de la capacité soumettent une proposition de méthodologie commune relative au calcul coordonné de la capacité dans leur région respective. La proposition est soumise à consultation conformément à l'article 12. La proposition en application du présent paragraphe, concernant la méthodologie de calcul de la capacité au sein des régions dans le cas des régions pour le calcul de la capacité fondées sur l'«Europe du nord-ouest» et l'«Europe centrale et orientale», telles que définies à l'annexe I, point 3.2 b) et d), du règlement (CE) no 714/2009, ainsi que dans le cas des régions visées aux paragraphes 3 et 4, est accompagnée d'un cadre commun pour la coordination et la compatibilité entre les régions des méthodologies fondées sur les flux qui doivent être élaborées conformément au paragraphe 5.

3. Les GRT de la région de calcul de la capacité dans laquelle l'Italie, telle que définie à l'annexe I, point 3.2 c), du règlement (CE) no 714/2009, est incluse, peuvent repousser le délai, sans préjudice de l'obligation, prévue au paragraphe 1, de soumettre la proposition de méthodologie commune de calcul coordonné de la capacité selon une approche fondée sur les flux pour la région en cause en application du paragraphe 2, jusqu'à six mois après l'entrée de la Suisse dans le couplage unique journalier. La proposition n'inclut pas nécessairement les frontières des zones de dépôt des offres internes à l'Italie et situées entre l'Italie et la Grèce.

4. Au plus tard six mois après qu'au moins toutes les parties contractantes de la Communauté de l'énergie issues de l'Europe du sud-est ont adhéré au couplage unique journalier, les GRT d'au moins la Croatie, la Roumanie, la Bulgarie et la Grèce soumettent conjointement une proposition visant à instaurer une méthodologie commune pour le calcul de la capacité selon l'approche fondée sur les flux pour l'échéance des marchés journalier et infrajournalier. La proposition prévoit une date de mise en œuvre de la méthodologie commune pour le calcul de la capacité selon l'approche fondée sur les flux fixée au plus tard à deux ans après l'adhésion de toutes les parties contractantes de la Communauté de l'énergie issues de l'Europe du sud-est au couplage unique journalier. Les GRT des États membres qui ont des frontières avec d'autres régions sont encouragés à se joindre aux initiatives visant à mettre en œuvre dans ces régions une méthodologie commune pour le calcul de la capacité selon l'approche fondée sur les flux.

5. Dès lors qu'au moins deux régions adjacentes pour le calcul de la capacité à l'intérieur de la même zone synchrone mettent en œuvre une méthodologie de calcul de la capacité selon l'approche fondée sur les flux pour l'échéance journalière et infrajournalière, elles sont considérées comme une seule région à cet effet, et les GRT de cette région soumettent dans les six mois une proposition visant à appliquer une méthodologie commune de calcul de la capacité selon une approche fondée sur les flux pour l'échéance du marché journalier ou infrajournalier. La proposition prévoit une date de mise en œuvre de la méthodologie commune de calcul de la capacité transrégionale située au plus tard 12 mois après la mise en œuvre de l'approche fondée sur le flux dans ces régions, en ce qui concerne la méthodologie pour l'échéance du marché journalier, et 18 mois, en ce qui concerne la méthodologie pour l'échéance du marché infrajournalier. Les délais indiqués dans le présent paragraphe peuvent être adaptés conformément au paragraphe 6.

Les deux régions pour le calcul de la capacité qui sont à l'origine de la méthodologie commune pour le calcul de la capacité peuvent la mettre en œuvre avant d'élaborer une méthodologie commune pour le calcul de la capacité avec une autre région.

6. Si les GRT concernés sont en mesure de démontrer que l'application des méthodologies communes fondées sur les flux conformément aux paragraphes 4 et 5 ne serait pas, pour le moment, plus efficiente à niveau égal de sécurité d'exploitation, ils peuvent demander conjointement aux autorités de régulation compétentes de reporter les délais.

7. Les GRT peuvent demander conjointement aux autorités de régulation compétentes d'appliquer l'approche NTC coordonnée dans les régions et aux frontières de zones de dépôt des offres autres que celles visées aux paragraphes 2 à 4, si les GRT concernés sont en mesure de démontrer que l'application de la méthodologie pour le calcul de la capacité fondée sur les flux ne serait pas pour le moment plus efficiente que l'approche NTC coordonnée à niveau égal de sécurité d'exploitation dans la région concernée.

8. Pour permettre aux acteurs du marché de s'adapter à toute modification éventuelle de l'approche suivie pour le calcul de la capacité, les GRT concernés mettent cette nouvelle approche à l'essai en parallèle avec l'approche existante et font participer les acteurs du marché pendant au moins six mois avant de mettre en œuvre une proposition de modification de l'approche qu'ils suivent pour le calcul de la capacité.

9. Les GRT de chaque région de calcul de la capacité appliquant l'approche fondée sur les flux créent et mettent à disposition un outil qui permet aux acteurs du marché d'évaluer l'interaction entre les capacités entre zones et les échanges entre zones de dépôt des offres.

Article 21

Méthodologie pour le calcul de la capacité

1. La proposition de méthodologie commune pour le calcul de la capacité relative à une région pour le calcul de la capacité déterminée conformément à l'article 20, paragraphe 2, comporte au minimum les éléments suivants pour chaque échéance de calcul de la capacité:

a) les méthodologies de calcul des données d'entrée pour le calcul de la capacité, comprenant les paramètres suivants: i) une méthodologie pour la détermination de la marge de fiabilité conformément à l'article 22; ii) les méthodologies pour la détermination des limites de sécurité d'exploitation, des aléas à prendre en compte dans le calcul de la capacité et des contraintes d'allocation pouvant être appliquées, conformément à l'article 23; iii) la méthodologie pour la détermination des clés de variation de la production conformément à l'article 24; iv) la méthodologie pour la détermination des actions correctives à prendre en compte dans le calcul de la capacité conformément à l'article 25;

b) une description détaillée de l'approche suivie pour le calcul de la capacité comprenant les éléments suivants: i) une description mathématique de l'approche utilisée pour le calcul de la capacité avec différentes données d'entrée pour ledit calcul; ii) des règles visant à empêcher toute discrimination indue entre les échanges internes et les échanges entre zones, pour assurer la conformité avec le point 1.7 de l'annexe I du règlement (CE) no 714/2009; iii) des règles pour la prise en compte, le cas échéant, de la capacité d'échange entre zones préalablement allouée; iv) des règles relatives à l'ajustement des flux d'électricité sur les éléments critiques de réseau ou de la capacité d'échange entre zones à la suite d'actions correctives conformément à l'article 25; v) pour l'approche fondée sur les flux, une description mathématique du calcul des coefficients d'influencement et du calcul des marges disponibles sur les éléments critiques de réseau; vi) pour l'approche NTC coordonnée, les règles de calcul de la capacité d'échange entre zones, y compris les règles de répartition efficace, entre différentes frontières de zones de dépôt des offres, des capacités offertes en termes de flux d'électricité par les éléments critiques de réseau; vii) lorsque les flux d'électricité sur des éléments critiques de réseau sont influencés par les échanges d'électricité entre zones dans différentes régions pour le calcul de la capacité, les règles relatives à la répartition, entre différentes régions pour le calcul de la capacité, des capacités offertes en termes de flux d'électricité par les éléments critiques de réseau, aux fins de la bonne gestion de ces flux;

c) une méthodologie pour la validation de la capacité d'échange entre zones conformément à l'article 26.

2. Pour l'échéance de calcul de la capacité infrajournalière, la méthodologie pour le calcul de la capacité précise également la fréquence à laquelle la capacité est réévaluée conformément à l'article 14, paragraphe 4, avec la justification du choix de la fréquence.

3. La méthodologie pour le calcul de la capacité comprend une procédure de repli dans le cas où le calcul initial de la capacité ne donnerait pas de résultats.

4. Tous les GRT de chaque région pour le calcul de la capacité utilisent, dans la mesure du possible, des données d'entrée harmonisées pour le calcul de la capacité. Pour le 31 décembre 2020, toutes les régions utilisent une méthodologie harmonisée portant en particulier sur le calcul de la capacité dans le cas de l'approche fondée sur les flux et dans le cas de l'approche NTC coordonnée. L'harmonisation de la méthodologie pour le calcul de la capacité fait l'objet d'une évaluation de l'efficience en ce qui concerne l'harmonisation des méthodologies fondées sur les flux et des méthodologies NTC coordonnées qui assurent le même niveau de sécurité d'exploitation. Tous les GRT soumettent ladite évaluation, accompagnée d'une proposition concernant la transition vers une méthodologie harmonisée pour le calcul de la capacité, à toutes les autorités de régulation, dans les 12 mois à compter de la date à laquelle au moins deux régions pour le calcul de la capacité ont mis en œuvre une méthodologie commune pour le calcul de la capacité conformément à l'article 20, paragraphe 5.

Article 22

Méthodologie relative à la marge de fiabilité

1. La proposition de méthodologie commune pour le calcul de la capacité inclut une méthodologie pour la détermination de la marge de fiabilité, qui s'articule en deux étapes. Premièrement, il appartient aux GRT concernés d'estimer la distribution de probabilité des écarts entre les flux d'électricité attendus au moment du calcul de la capacité et les flux effectifs en temps réel. Deuxièmement, la marge de fiabilité est calculée en induisant une valeur à partir de la distribution de probabilité.

2. La méthodologie pour la détermination de la marge de fiabilité expose les principes du calcul de la distribution de probabilité des écarts entre les flux d'électricité attendus lors du calcul de la capacité et les flux effectifs en temps réel, et précise les incertitudes à intégrer dans ce calcul. Pour déterminer ces incertitudes, la méthodologie tient compte, notamment:

a) des écarts imprévus des flux physiques d'électricité dans une unité de temps du marché, causés par l'ajustement des flux d'électricité au sein des zones de contrôle et entre celles-ci, afin de maintenir une fréquence constante;

b) les incertitudes susceptibles d'avoir une incidence sur le calcul de la capacité et d'apparaître entre l'échéance de calcul de la capacité et le temps réel, pour l'unité de temps du marché considérée.

3. Dans la méthodologie visant à déterminer la marge de fiabilité, les GRT établissent également des principes harmonisés communs permettant de déduire la marge de fiabilité à partir de la distribution de probabilité.

4. Sur la base de la méthodologie adoptée conformément au paragraphe 1, les GRT déterminent la marge de fiabilité en respectant les limites de sécurité d'exploitation et en tenant compte des incertitudes entre l'échéance de calcul de la capacité et le temps réel, ainsi que des actions correctives disponibles après le calcul de la capacité.

5. Pour chaque échéance de calcul de la capacité, les GRT concernés déterminent la marge de fiabilité pour les éléments critiques de réseau, lorsque l'approche fondée sur les flux est appliquée, et pour la capacité d'échange entre zones, lorsque l'approche NTC coordonnée est appliquée.

Article 23

Méthodologies relatives aux limites de sécurité d'exploitation, aux aléas et aux contraintes d'allocation

1. Chaque GRT respecte les limites de sécurité d'exploitation et les aléas utilisés dans l'analyse de la sécurité d'exploitation.

2. Si les limites de sécurité d'exploitation et les aléas utilisés dans le calcul de la capacité ne sont pas les mêmes que ceux utilisés dans l'analyse de la sécurité d'exploitation, les GRT décrivent, dans la proposition de méthodologie commune pour le calcul de la capacité, la méthode et les critères particuliers qu'ils ont appliqués pour déterminer les limites de sécurité d'exploitation et les aléas utilisés pour le calcul de la capacité.

3. Si les GRT appliquent des contraintes d'allocation, celles-ci ne peuvent être déterminées qu'en fonction:

a) des contraintes qui sont nécessaires pour maintenir le réseau de transport dans les limites de sécurité d'exploitation et qui ne peuvent être converties de manière efficiente en flux maximums sur des éléments critiques de réseau; ou

b) des contraintes destinées à accroître l'excédent économique pour le couplage unique journalier ou infrajournalier.

Article 24

Méthodologie relative aux clés de calcul de la variation de la production

1. La proposition de méthodologie commune pour le calcul de la capacité inclut une proposition de méthodologie pour la détermination d'une clé de calcul commune de la variation de la production pour chaque zone de dépôt des offres et pour chaque scénario élaboré conformément à l'article 18.

2. Les clés de calcul de la variation de la production représentent la meilleure prévision du lien entre une variation dans la position nette d'une zone de dépôt des offres et une variation spécifique de la production ou de la consommation dans le modèle de réseau commun. Cette prévision tient compte, notamment, des informations issues de la méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation.

Article 25

Méthodologie relative aux actions correctives dans le calcul de la capacité

1. Au sein de chaque région pour le calcul de la capacité, chaque GRT définit individuellement les actions correctives disponibles à prendre en compte dans le calcul de la capacité pour satisfaire aux objectifs du présent règlement.

2. Au sein de chaque région pour le calcul de la capacité, chaque GRT coordonne avec les autres GRT de ladite région le recours aux actions correctives à prendre en compte dans le calcul de la capacité et leur application effective lors du fonctionnement en temps réel.

3. Pour permettre la prise en compte des actions correctives dans le calcul de la capacité, tous les GRT de chaque région pour le calcul de la capacité se mettent d'accord sur l'utilisation des actions correctives qui nécessitent l'intervention de plus d'un GRT.

4. Chaque GRT veille à ce que les actions correctives prises en compte dans le calcul de la capacité le soient à la condition que les actions correctives disponibles après le calcul, associées à la marge de fiabilité définie à l'article 22, soient suffisantes pour garantir la sécurité d'exploitation.

5. Chaque GRT prend en compte, dans le calcul de la capacité, des actions correctives n'entraînant pas de coûts.

6. Chaque GRT veille à ce que les actions correctives à prendre en compte dans le calcul de la capacité soient les mêmes pour toutes les échéances de calcul de la capacité, compte tenu de la disponibilité technique de ces actions pour chacun des horizons.

Article 26

Méthodologie pour la validation de la capacité d'échange entre zones

1. Chaque GRT valide et est autorisé à corriger la capacité d'échange entre zones pertinente pour les frontières de sa zone de dépôt des offres ou pour les éléments critiques de réseau qui est fournie par les responsables du calcul coordonné de la capacité conformément aux articles 27 à 31.

2. En cas d'application d'une approche NTC coordonnée, tous les GRT de la région pour le calcul de la capacité incluent dans la méthodologie pour le calcul de la capacité visée à l'article 21 une règle pour répartir la correction de la capacité d'échange entre zones entre les différentes frontières des zones de dépôt des offres.

3. Chaque GRT peut, pour des raisons de sécurité d'exploitation, réduire la capacité d'échange entre zones lors de la validation de la capacité d'échange entre zones visée au paragraphe 1.

4. Chaque responsable du calcul coordonné de la capacité coordonne le calcul et la validation de la capacité avec ses homologues voisins.

5. Chaque responsable du calcul de la capacité coordonnée notifie, tous les trois mois, à toutes les autorités de régulation de la région pour le calcul de la capacité, toutes les réductions effectuées lors de la validation de la capacité d'échange entre zones conformément au paragraphe 3. Ce rapport donne la localisation et l'ampleur des réductions apportées, le cas échéant, à la capacité d'échange entre zones, et en indique les motifs.

6. Toutes les autorités de régulation de la région pour le calcul de la capacité décident s'il y a lieu de publier, en tout ou en partie, le rapport visé au paragraphe 5.

Section 4

Processus de calcul de la capacité

Article 27

Dispositions générales

1. Six mois au plus tard après les décisions relatives à la méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation visée à l'article 16 et à la méthodologie pour le modèle de réseau commun visée à l'article 17, tous les GRT organisent le processus de fusion des modèles de réseau individuels.

2. Quatre mois au plus tard après les décisions concernant les méthodologies pour le calcul de la capacité visées aux articles 20 et 21, tous les GRT de chaque région pour le calcul de la capacité instituent conjointement les responsables du calcul coordonné de la capacité et déterminent les règles applicables à leurs opérations.

3. Tous les GRT de chaque région pour le calcul de la capacité réexaminent tous les deux ans, dans le cadre du rapport bisannuel sur le calcul et l'allocation de la capacité établi conformément à l'article 31, la qualité des données soumises dans le cadre du calcul de la capacité.

4. À l'aide des informations disponibles les plus récentes, tous les GRT réexaminent et mettent à jour régulièrement, tous les ans au minimum, les éléments suivants:

a) les limites de sécurité d'exploitation, les aléas et les contraintes d'allocation utilisés pour le calcul de la capacité;

b) la distribution de probabilité des écarts entre les flux d'électricité attendus au moment du calcul de la capacité et les flux réalisés en temps réel, utilisés pour le calcul des marges de fiabilité;

c) les actions correctives prises en compte dans le calcul de la capacité;

d) l'application des méthodologies pour la détermination des clés de calcul de la variation de la production, des éléments critiques de réseau et des aléas, visées aux articles 22 à 24.

Article 28

Création d'un modèle de réseau commun

1. Pour chaque échéance de calcul de la capacité visée à l'article 14, paragraphe 1, chaque unité de production ou de consommation visée par l'article 16 fournit au GRT chargé de la zone de contrôle respective, dans les délais