02019R0943 — HR — 23.06.2022 — 001.001

Ovaj je tekst namijenjen isključivo dokumentiranju i nema pravni učinak. Institucije Unije nisu odgovorne za njegov sadržaj. Vjerodostojne inačice relevantnih akata, uključujući njihove preambule, one su koje su objavljene u Službenom listu Europske unije i dostupne u EUR-Lexu. Tim službenim tekstovima može se izravno pristupiti putem poveznica sadržanih u ovom dokumentu.

►B UREDBA (EU) 2019/943 EUROPSKOG PARLAMENTA I VIJEĆA od 5. lipnja 2019. o unutarnjem tržištu električne energije (preinaka) (Tekst značajan za EGP) ( L 158 14.6.2019, 54)

Koju je izmijenila:









▼B

UREDBA (EU) 2019/943 EUROPSKOG PARLAMENTA I VIJEĆA

od 5. lipnja 2019.

o unutarnjem tržištu električne energije

(preinaka)

(Tekst značajan za EGP)







POGLAVLJE I.

PREDMET, PODRUČJE PRIMJENE I DEFINICIJE

Članak 1.

Predmet i područje primjene

Cilj je ove Uredbe:

(a) odrediti osnovu za učinkovito postizanje ciljeva energetske unije i posebno okvira klimatske i energetske politike do 2030. omogućivanjem prenošenja tržišnih signala za povećanu učinkovitost, veći udio izvora obnovljive energije, sigurnost opskrbe, fleksibilnost, održivost, dekarbonizaciju i inovacije;

(b) odrediti temeljna načela za dobro funkcionirajuća, integrirana tržišta električne energije, kojima se svim pružateljima resursa i kupcima električne energije omogućuje nediskriminirajući pristup mreži, osnažuju kupci, osigurava konkurentnost na globalnom tržištu, kao i upravljanje potrošnjom, skladištenje energije i energetska učinkovitost, te olakšava agregacija distribuirane potražnje i ponude i omogućuje integracija tržišta i sektorska integracija te na tržištu utemeljene naknade za električnu energiju proizvedenu iz obnovljivih izvora;

(c) odrediti poštena pravila za prekograničnu razmjenu električne energije te tako povećati konkurentnost na unutarnjem tržištu električne energije, uzimajući u obzir posebne karakteristike nacionalnih i regionalnih tržišta, uključujući uspostavljanje mehanizma naknade za prekogranični protok električne energije i određivanje usklađenih načela za naknade za prekogranični prijenos i dodjelu raspoloživih kapaciteta interkonekcija između nacionalnih prijenosnih sustava;

(d) olakšati nastanak dobro funkcionirajućeg i transparentnog veleprodajnog tržišta koje doprinosi visokoj razini sigurnosti opskrbe električnom energijom te predvidjeti mehanizme za usklađivanje pravila za prekograničnu razmjenu električne energije.

Članak 2.

Definicije

Primjenjuju se sljedeće definicije:

1. „interkonekcijski vod” znači prijenosni vod koji prelazi ili premošćuje granicu između država članica i koji povezuje nacionalne prijenosne sustave država članica;

2. „regulatorno tijelo” znači regulatorno tijelo koje je odredila svaka država članica na temelju članka 57. stavka 1. Direktive (EU) 2019/944;

3. „prekogranični protok” znači fizički protok električne energije u prijenosnoj mreži države članice koji proizlazi iz učinaka aktivnosti proizvođača, kupaca ili oboje, te države članice na njezinoj prijenosnoj mreži;

4. „zagušenje” znači situacija u kojoj se ne može udovoljiti svim zahtjevima sudionika na tržištu za trgovinu između mrežnih zona jer bi znatno utjecali na fizičke protoke na mrežnim elementima koji ne mogu prihvatiti te protoke;

5. „novi interkonekcijski vod” znači interkonekcijski vod koji nije dovršen do 4. kolovoza 2003.;

6. „strukturno zagušenje” znači zagušenje u prijenosnom sustavu koje se može nedvosmisleno definirati, koje je predvidljivo, zemljopisno stabilno tijekom vremena i često se ponavlja u uvjetima normalnog električnog pogona sustava;

7. „operator tržišta” znači subjekt koji pruža uslugu kojom se ponude električne energije za prodaju povezuju s ponudama za njezinu kupovinu;

8. „nominirani operator tržišta električne energije” ili „NEMO” znači operator tržišta kojeg je nadležno tijelo odredilo za obavljanje zadaća povezanih s jedinstvenim povezivanjem dan unaprijed ili jedinstvenim unutardnevnim povezivanjem;

9. „vrijednost neisporučene energije” znači procjena u EUR/MWh najviše cijene električne energije koju su kupci voljni platiti kako bi izbjegli prekid opskrbe;

10. „uravnoteženje” znači sve aktivnosti i svi postupci, u svim vremenskim planovima, kojima operatori prijenosnih sustava kontinuirano osiguravaju održavanje frekvencije sustava unutar unaprijed definiranog raspona stabilnosti i usklađenost s količinom rezervi koje su potrebne s obzirom na traženu kvalitetu;

11. „energija uravnoteženja” znači energija kojom operatori prijenosnih sustava izvode uravnoteženje;

12. „pružatelj usluge uravnoteženja” znači sudionik na tržištu koji operatorima prijenosnih sustava pruža energiju uravnoteženja i rezervirani kapacitet za uravnoteženje sustava;

13. „rezervirani kapacitet za uravnoteženje sustava” znači količina kapaciteta koju je pružatelj usluge uravnoteženja pristao čuvati i s obzirom na koju je pristao podnositi ponude za odgovarajuću količinu energije uravnoteženja operatoru prijenosnog sustava za vrijeme trajanja ugovora;

14. „subjekt odgovoran za odstupanje” znači sudionik na tržištu, ili njegov odabrani zastupnik, odgovoran za svoja odstupanja na tržištu električne energije;

15. „razdoblje obračuna odstupanja” znači vremenska jedinica za obračun odstupanja subjekata odgovornih za odstupanja;

16. „cijena odstupanja” znači cijena, koja može biti pozitivna, jednaka nuli ili negativna, u svakom razdoblju obračuna odstupanja za odstupanje u bilo kojem smjeru;

17. „područje definiranja cijene odstupanja” znači područje unutar kojeg se obračunava cijena odstupanja;

18. „pretkvalifikacijski postupak” znači postupak za provjeru sukladnosti pružatelja rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava sa zahtjevima koje utvrde operatori prijenosnih sustava;

19. „kapacitet rezerve” znači količina rezerve za održavanje frekvencije, rezerve za ponovnu uspostavu zadane frekvencije ili spore rezerve koja treba biti dostupna operatoru prijenosnog sustava;

20. „prioritetno dispečiranje” znači, s obzirom na samostalni dispečerski model, dispečiranje elektrana na temelju kriterija koji se razlikuju od ekonomskog poretka ponuda, a, s obzirom na središnji dispečerski model, dispečiranje elektrana na temelju kriterija koji se razlikuju od ekonomskog poretka ponuda i od mrežnih ograničenja, kojim se daje prednost dispečiranju posebnih proizvodnih tehnologija;

21. „regija za izračun kapaciteta” znači zemljopisno područje na kojem se primjenjuje koordinirani izračun kapaciteta;

22. „mehanizam za razvoj kapaciteta” znači privremena mjera kojom se osigurava postizanje potrebne razine adekvatnosti resursa plaćanjem za dostupnost resursa, isključujući mjere povezane s pomoćnim uslugama ili upravljanjem zagušenjima;

23. „visokoučinkovita kogeneracija” znači kogeneracija koja ispunjava kriterije utvrđene u Prilogu II. Direktivi 2012/27/EU Europskog parlamenta i Vijeća ( 1 );

24. „demonstracijski projekt” znači projekt koji demonstrira neku tehnologiju kao prvu te vrste u Uniji i koji je važna inovacija koja uvelike nadmašuje trenutačnu vrhunsku tehnologiju;

25. „sudionik na tržištu” znači fizička ili pravna osoba, koja kupuje, prodaje ili proizvodi električnu energiju, koja se bavi agregiranjem ili koja je operator usluga upravljanja potrošnjom ili skladištenja energije, među ostalim davanjem nalogâ za trgovanje, na jednom ili više tržišta električne energije, između ostalog na tržištima energije uravnoteženja;

26. „redispečiranje” znači mjera, uključujući ograničavanje, koju aktivira jedan ili više operatora prijenosnih sustava ili operatora distribucijskih sustava promjenom proizvodnog obrasca, obrasca opterećenja, ili oboje, kako bi se promijenili fizički protoci u elektroenergetskom sustavu i smanjilo fizičko zagušenje ili na neki drugi način zajamčila sigurnost sustava;

27. „trgovanje u suprotnom smjeru” znači prekozonska razmjena koju su pokrenuli operatori sustava između dviju zona trgovanja radi smanjenja fizičkog zagušenja;

28. „proizvodno postrojenje” znači postrojenje u kojem se primarna energija pretvara u električnu energiju, a koje se sastoji od jednog ili više modula za proizvodnju električne energije priključenih na mrežu;

29. „središnji dispečerski model” znači model planiranja i dispečiranja po kojem operator prijenosnog sustava u okviru integriranog sustava planiranja određuje planove proizvodnje i potrošnje te dispečiranje proizvodnih postrojenja i postrojenja kupaca, s obzirom na postrojenja koja se mogu dispečirati;

30. „samostalni dispečerski model” znači model planiranja i dispečiranja u kojem se planovi proizvodnje i potrošnje te dispečiranje proizvodnih postrojenja i postrojenja kupaca određuju od strane agenata za planiranje tih postrojenja;

31. „standardni proizvod za uravnoteženje” znači usklađeni proizvod za uravnoteženje koji su svi operatori prijenosnih sustava definirali u svrhu razmjene usluga uravnoteženja;

32. „posebni proizvod za uravnoteženje” znači proizvod za uravnoteženje koji se razlikuje od standardnog proizvoda za uravnoteženje;

33. „delegirani operator” znači subjekt kojem je posebne zadaće ili obveze povjerene operatoru prijenosnog sustava ili nominiranom operatoru tržišta električne energije na temelju ove Uredbe ili drugog pravnog akta Unije delegirao taj operator prijenosnog sustava ili taj nominirani operator tržišta električne energije, ili su mu te zadaće ili obveze dodijelili država članica ili regulatorno tijelo;

34. „kupac” znači kupac kako je definiran u članku 2. točki 1. Direktive (EU) 2019/944,

35. „krajnji kupac” znači krajnji kupac kako je definiran u članku 2. točki 3. Direktive (EU) 2019/944;

36. „veleprodajni kupac” znači veleprodajni kupac kako je definiran u članku 2. točki 2. Direktive (EU) 2019/944;

37. „kupac iz kategorije kućanstvo” znači kupac iz kategorije kućanstvo kako je definiran u članku 2. točki 4. Direktive (EU) 2019/944;

38. „malo poduzeće” znači malo poduzeće kako je definirano u članku 2. točki 7. Direktive (EU) 2019/944;

39. „aktivni kupac” znači aktivni kupac kako je definiran u članku 2. točki 8. Direktive (EU) 2019/944;

40. „tržišta električne energije” znači tržišta električne energije kako su definirana u članku 2. točki 9. Direktive (EU) 2019/944;

41. „opskrba” znači opskrba kako je definirana u članku 2. točki 12. Direktive (EU) 2019/944;

42. „ugovor o opskrbi električnom energijom” znači ugovor o opskrbi električnom energijom kako je definiran u članku 2. točki 13. Direktive (EU) 2019/944;

43. „agregiranje” znači agregiranje kako je definirano u članku 2. točki 18. Direktive (EU) 2019/944;

44. „upravljanje potrošnjom” znači upravljanje potrošnjom kako je definirano u članku 2. točki 20. Direktive (EU) 2019/944;

45. „sustav pametnog mjerenja” znači sustav pametnog mjerenja kako je definiran u članku 2. točki 23. Direktive (EU) 2019/944;

46. „interoperabilnost” znači interoperabilnost kako je definirana u članku 2. točki 24. Direktive (EU) 2019/944;

47. „distribucija” znači distribucija kako je definirana u članku 2. točki 28. Direktive (EU) 2019/944;

48. „operator distribucijskog sustava” znači operator distribucijskog sustava kako je definiran u članku 2. točki 29. Direktive (EU) 2019/944;

49. „energetska učinkovitost” znači energetska učinkovitost kako je definirana u članku 2. točki 30. Direktive (EU) 2019/944;

50. „energija iz obnovljivih izvora” ili „obnovljiva energija” znači energija iz obnovljivih izvora ili obnovljiva energija kako je definirano u članku 2. točki 31. Direktive (EU) 2019/944;

51. „distribuirana proizvodnja” znači distribuirana proizvodnja kako je definirana u članku 2. točki 32. Direktive (EU) 2019/944;

52. „prijenos” znači prijenos kako je definiran u članku 2. točki 34. Direktive (EU) 2019/944;

53. „operator prijenosnog sustava” znači operator prijenosnog sustava kako je definiran u članku 2. točki 35. Direktive (EU) 2019/944;

54. „korisnik sustava” znači korisnik sustava kako je definiran u članku 2. točki 36. Direktive (EU) 2019/944;

55. „proizvodnja” znači proizvodnja kako je definirana u članku 2. točki 37. Direktive (EU) 2019/944;

56. „proizvođač” znači proizvođač kako je definiran u članku 2. točki 38. Direktive (EU) 2019/944;

57. „međusobno povezani sustav” znači međusobno povezani sustav kako je definiran u članku 2. točki 40. Direktive (EU) 2019/944;

58. „mali izolirani sustav” znači mali izolirani sustav kako je definiran u članku 2. točki 42. Direktive (EU) 2019/944;

59. „mali povezani sustav” znači mali povezani sustav kako je definiran u članku 2. točki 43. Direktive (EU) 2019/944;

60. „pomoćna usluga” znači pomoćna usluga kako je definirana u članku 2. točki 48. Direktive (EU) 2019/944;

61. „nefrekvencijska pomoćna usluga” znači nefrekvencijska pomoćna usluga kako je definirana u članku 2. točki 49. Direktive (EU) 2019/944;

62. „skladištenje energije” znači skladištenje energije usluga kako je definirano u članku 2. točki 59. Direktive (EU) 2019/944;

63. „regionalni koordinacijski centar” znači regionalni koordinacijski centar u skladu s člankom 35. ove Uredbe;

64. „veleprodajno tržište energije” znači veleprodajno tržište energije kako je definirano u članku 2. točki 6. Uredbe (EU) br. 1227/2011 Europskog parlamenta i Vijeća ( 2 );

65. „zona nadmetanja” znači najveće zemljopisno područje unutar kojeg sudionici na tržištu mogu razmjenjivati energiju bez raspodjele kapaciteta;

66. „raspodjela kapaciteta” znači prekozonska dodjela kapaciteta;

67. „kontrolno područje” znači usklađen dio međusobno povezanog sustava, kojim upravlja jedan operator sustava i obuhvaća povezana fizička opterećenja i/ili proizvodne jedinice ako ih ima;

68. „usklađeni neto kapacitet prijenosa” znači metoda izračuna kapaciteta na temelju načela procjene i utvrđivanja unaprijed (ex ante) najveće razmjene energije između susjednih zona nadmetanja;

69. „kritični element mreže” znači element mreže bilo unutar zone nadmetanja ili između zona nadmetanja koji je uzet u obzir u postupku izračuna kapaciteta, ograničavajući količinu električne energije koja se može razmjenjivati;

70. „kapacitet između zona” znači sposobnost međusobno povezanog sustava da prihvati prijenos energije između zona nadmetanja;

71. „proizvodna jedinica” znači jedinstveni generator električne energije koji pripada jedinici proizvodnje.







POGLAVLJE II.

OPĆA PRAVILA ZA TRŽIŠTE ELEKTRIČNE ENERGIJE

Članak 3.

Načela koja se odnose na funkcioniranje tržišta električne energije

Države članice, regulatorna tijela, operatori prijenosnih sustava, operatori distribucijskih sustava, operatori tržišta i delegirani operatori osiguravaju da se na tržištima električne energije djeluje u skladu sa sljedećim načelima:

(a) cijene se formiraju na temelju potražnje i ponude;

(b) tržišnim se pravilima potiče slobodno formiranje cijena te se izbjegavaju aktivnosti kojima se sprječava formiranje cijena na temelju potražnje i ponude;

(c) tržišnim se pravilima olakšava razvoj fleksibilnije proizvodnje, održive proizvodnje s niskom razinom emisije ugljika i fleksibilnije potražnje;

(d) kupcima se omogućuje da se koriste tržišnim mogućnostima i snažnijim tržišnim natjecanjem na maloprodajnim tržištima te su ovlašteni da djeluju kao sudionici na tržištu energije i u energetskoj tranziciji;

(e) tržišno se sudjelovanje krajnjih kupaca i malih poduzeća omogućuje agregacijom proizvodnje iz postrojenja s višestrukom proizvodnjom ili iz postrojenja za upravljanje potrošnjom za više kupaca kako bi na tržištu električne energije bile dane zajedničke ponude te kako bi se njima zajednički upravljalo u elektroenergetskom sustavu, u skladu s pravom tržišnog natjecanja Unije;

(f) tržišnim se pravilima omogućuje dekarbonizacija elektroenergetskog sustava, a time i gospodarstva, uključujući, omogućivanjem integracije električne energije iz obnovljivih izvora i pružanjem poticaja za energetsku učinkovitost;

(g) tržišnim pravilima postižu se primjereni poticaji za ulaganja u proizvodnju, osobito dugoročna ulaganja za dekarbonizirani i održivi elektroenergetski sustav, skladištenje energije, energetsku učinkovitost i upravljanje potrošnjom za zadovoljavanje potreba tržišta, te se olakšava pošteno tržišno natjecanje, čime se osigurava sigurnost opskrbe;

(h) postepeno se uklanjaju prepreke prekograničnim protocima električne energije između zona trgovanja ili država članica, i prekograničnim transakcijama na tržištima električne energije te povezanim tržištima usluga;

(i) tržišnim se pravilima omogućuje regionalna suradnja ako je ona djelotvorna;

(j) sigurnom i održivom proizvodnjom, skladištenjem energije i upravljanjem potrošnjom ravnopravno se sudjeluju na tržištu na temelju zahtjeva predviđenih pravom Unije;

(k) svi su proizvođači izravno ili neizravno odgovorni za prodaju energije koju proizvode;

(l) tržišnim se pravilima omogućuje razvoj demonstracijskih projekata u izvore energije, tehnologije ili sustave koji su održivi, sigurni i imaju niske emisije ugljika, čija je realizacija i uporaba u korist društva;

(m) tržišnim se pravilima omogućuje učinkovito dispečiranje proizvodnih sredstava, skladištenje energije i upravljanje potrošnjom;

(n) tržišnim se pravilima omogućuje ulaz i izlaz poduzeća za proizvodnju električne energije, skladištenje energije i opskrbu električnom energijom na temelju ocjene ekonomske i financijske održivosti njihova rada koju provode ta poduzeća;

(o) kako bi se sudionicima na tržištu omogućila zaštita od rizika u pogledu nestabilnosti cijena na tržišnoj osnovi te ublažila nesigurnost povezana s budućim povratom ulaganja, u razmjenama se može transparentno trgovati dugoročnim proizvodima za zaštitu od rizika, a o dugoročnim ugovorima o opskrbi električnom energijom može se pregovarati izvan burze, pod uvjetom da se poštuje pravo tržišnog natjecanja Unije;

(p) tržišnim se pravilima olakšava trgovina proizvodima diljem Unije a u okviru regulatornih izmjena u obzir se uzimaju kratkoročni i dugoročni učinci na terminska tržišta i proizvode;

(q) sudionici na tržištu imaju pravo dobiti pristup prijenosnim mrežama i distribucijskim mrežama pod objektivnim, transparentnim i nediskriminirajućim uvjetima.

Članak 4.

Pravedna tranzicija

Komisija podupire države članice koje uspostavljaju nacionalne strategije za postupno smanjenje postojećih proizvodnih i rudarskih kapaciteta na ugljen i druga kruta fosilna goriva svim raspoloživim sredstvima kako bi se omogućila pravedna tranzicija u regijama pogođenim strukturnim promjenama. Komisija pomaže državama članicama u rješavanju posljedica koje prijelaz na čistu energiju ima na društvo i gospodarstvo.

Komisija blisko surađuje s dionicima u regijama s velikom potrošnjom ugljena i velikim emisijama ugljika, olakšava pristup raspoloživim fondovima i programima i njihovo korištenje te potiče razmjene dobrih praksi, što uključuje rasprave o industrijskim planovima i potrebnim prekvalifikacijama.

Članak 5.

Odgovornost za odstupanja

1. Svi sudionici na tržištu odgovorni su za odstupanja koja uzrokuju u sustavu („odgovornost za odstupanja”). U tu svrhu sudionici na tržištu ili su subjekti odgovorni za odstupanja ili svoju odgovornost ugovorno prenose na subjekt po vlastitom izboru odgovoran za odstupanje. Svaki subjekt odgovoran za odstupanje financijski je odgovoran za svoja odstupanja i nastoji održavati ravnotežu ili pomagati da elektroenergetski sustav bude uravnotežen.

2. Države članice mogu odobriti odstupanja od odgovornosti za odstupanja samo za: (a) demonstracijske projekte za inovativne tehnologije, podložno odobrenju regulatornog tijela, pod uvjetom da su ta odstupanja ograničena na vrijeme i opseg za koje su potrebna kako bi se ispunile demonstracijske svrhe; (b) postrojenja za proizvodnju energije koja se služe obnovljivim izvorima energije s instaliranim kapacitetom električne energije manjim od 400 kW; (c) postrojenja koja dobivaju potporu koju je Komisija odobrila u skladu s pravilima Unije o državnim potporama na temelju članaka 107., 108. i 109. UFEU-a i koja su stavljena u pogon prije 4. srpnja 2019.

Države članice, ne dovodeći u pitanje članke 107. i 108. UFEU-a, mogu pružiti poticaje sudionicima na tržištu koji su potpuno ili djelomično izuzeti od odgovornosti za odstupanja da prihvate punu odgovornost za odstupanja.

3. Ako država članica odobri odstupanje u skladu s člankom 5. stavkom 2., osigurava da neki drugi sudionik na tržištu ispuni financijsku odgovornost za odstupanja.

4. Za postrojenja za proizvodnju energije stavljena u pogon od 1. siječnja 2026. stavak 2. točka (b) primjenjuje se samo na proizvodna postrojenja koja se služe obnovljivim izvorima energije s instaliranim kapacitetom električne energije manjim od 200 kW.

Članak 6.

Tržište električne energije uravnoteženja

1. Tržišta električne energije uravnoteženja, uključujući pretkvalifikacijske postupke, organiziraju se tako da: (a) osiguravaju djelotvornu nediskriminaciju među sudionicima na tržištu, uzimajući u obzir različite tehničke potrebe elektroenergetskog sustava i različite tehničke sposobnosti izvora proizvodnje, skladištenja energije i upravljanja potrošnjom; (b) osiguravaju transparentnu i tehnološki neutralnu definiciju usluga i njihovu nabavu na transparentan, tržišno utemeljen način; (c) osiguravaju nediskriminirajući pristup svim sudionicima na tržištu, pojedinačno ili zajednički, između ostalog u odnosu na električnu energiju proizvedenu iz raznih obnovljivih izvora energije, upravljanje potrošnjom i skladištenje energije; (d) poštuju potrebu za prihvaćanjem povećanja udjela promjenjive proizvodnje, povećanu razinu upravljanja potrošnjom i pojavu novih tehnologija.

2. Cijena energije uravnoteženja ne određuje se unaprijed u ugovoru za rezervirani kapacitet za uravnoteženje sustava. Postupci nabave transparentni su u skladu s člankom 40. stavkom 4. Direktive (EU) 2019/944, uz istodobno poštovanje povjerljivosti poslovno osjetljivih informacija.

3. Tržišta uravnoteženja osiguravaju pogonsku sigurnost te istodobno omogućuju najveću moguću uporabu i učinkovitu dodjelu prekozonskog kapaciteta po vremenskim okvirima u skladu s člankom 17.

4. Obračun energije uravnoteženja za standardne proizvode za uravnoteženje i posebne proizvode za uravnoteženje temelji se na načelu granične cijene (plaćanju postignute cijene) osim ako sva regulatorna tijela odobravaju alternativnu metodu određivanja cijena na temelju zajedničkog prijedloga svih operatora prijenosnih sustava utemeljenog na analizi kojom je dokazano da je ta alternativna metoda određivanja cijena učinkovitija.

Sudionicima na tržištu dopušteno je podnositi ponude što je bliže moguće stvarnom vremenu, a rok za ponude energije uravnoteženja ne smije prethoditi vremenu zatvaranja unutardnevnog prekozonskog tržišta.

Operatori prijenosnih sustava koji primjenjuje središnji dispečerski model mogu utvrditi dodatna pravila u skladu sa smjernicom za električnu energiju uravnoteženja donesenom na temelju članka 6. stavka 11. Uredbe (EZ) 714/2009.

5. Za odstupanja se obračunava cijena koja odražava vrijednost energije u stvarnom vremenu.

6. Područje definiranja cijene odstupanja jednako je zoni trgovanja, osim u slučaju središnjeg dispečerskog modela kada područje cijene odstupanja može biti dijelom zone trgovanja.

7. Dimenzioniranje kapaciteta rezerve provode operatori prijenosnih sustava te se ono olakšava na regionalnoj razini.

8. Nabavu rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava provode operatori prijenosnih sustava te se nju može olakšavati na regionalnoj razini, a rezervacija prekograničnog kapaciteta se u tu svrhu može ograničiti. Nabava rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava tržišno je utemeljena i organizirana tako da se njome sudionici na tržištu u pretkvalifikacijskom postupku ne diskriminiraju u skladu s člankom 40. stavkom 4. Direktive (EU) 2019/944, bilo da sudionici na tržištu sudjeluju pojedinačno ili zajednički.

Nabava rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje temelji se na primarnom tržištu osim ako i u mjeri u kojoj regulatorno tijelo omogući odstupanje kako bi dozvolilo korištenje drugih oblika tržišno utemeljene nabave zbog nedostatka tržišnog natjecanja na tržištu usluga uravnoteženja. Odstupanja od obveze temeljenja nabave rezerviranog kapaciteta na primjeni primarnih tržišta preispituju se svake tri godine.

9. Nabava rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava regulacijom prema gore i prema dolje provodi se odvojeno, osim ako regulatorno tijelo odobri odstupanje od tog načela na temelju toga da bi se time ostvarila veća gospodarska učinkovitost, što je dokazano evaluacijom koju je proveo operator prijenosnog sustava. Ugovori za rezervirani kapacitet za uravnoteženje sustava ne sklapaju se više od jednog dana prije osiguravanja rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava, a ugovorno razdoblje ne smije biti dulje od jednog dana, osim ako i u mjeri u kojoj je regulatorno tijelo odobrilo ranije sklapanje ugovora ili dulja razdoblja sklapanja ugovora kako bi se zajamčila sigurnost opskrbe ili poboljšala gospodarska učinkovitost.

Ako je odobreno odstupanje, za najmanje 40 % standardnih proizvoda za uravnoteženje i najmanje 30 % svih proizvoda koji se upotrebljavaju za rezervirani kapacitet za uravnoteženje sustava, ugovori za rezervirani kapacitet za uravnoteženje sustava sklapaju se najmanje jedan dan prije osiguravanja rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava, a ugovorno razdoblje iznosi najviše jedan dan. Sklapanje ugovora za preostali dio rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava provodi se za najviše jedan mjesec prije pružanja rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava i iznosi najviše jedan mjesec.

10. Na zahtjev operatora prijenosnog sustava regulatorno tijelo može odlučiti produljiti ugovorno razdoblje preostalog dijela rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava iz stavka 9. na najviše dvanaest mjeseci pod uvjetom da je takva odluka vremenski ograničena i da će pozitivni učinci u smislu snižavanja troškova za krajnje kupce premašiti negativne učinke na tržište. Taj zahtjev sadržava: (a) određeno vremensko razdoblje tijekom kojeg bi se izuzeće primjenjivalo; (b) određeni opseg rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje na koji bi se izuzeće primjenjivalo; (c) analizu učinka izuzeća na sudjelovanje resursa za uravnoteženje; i (d) obrazloženje izuzeća u kojem se dokazuje da bi to izuzeće rezultiralo nižim troškovima za krajnje kupce.

11. Neovisno o stavku 10., počevši od 1. siječnja 2026. ugovorna razdoblja ne smiju biti dulja od šest mjeseci.

12. Regulatorna tijela do 1. siječnja 2028. Komisiji i ACER-u podnose izvješće o udjelu ukupnog kapaciteta obuhvaćenog ugovorima s trajanjem ili razdobljem nabave duljim od jednog dana.

13. Operatori prijenosnih sustava ili njihovi delegirani operatori objavljuju, što je bliže moguće stvarnom vremenu, ali uz odgodu od najviše 30 minuta nakon isporuke, informacije o trenutačnoj ravnoteži sustava na svojim područjima planiranja razmjene, procijenjenim cijenama odstupanja i procijenjenim cijenama energije uravnoteženja.

14. Kada standardni proizvodi za uravnoteženje nisu dovoljni za jamčenje operativne sigurnosti ili neki resursi za uravnoteženje ne mogu sudjelovati na tržištu uravnoteženja putem standardnih proizvoda za uravnoteženje, operatori prijenosnih sustava mogu predložiti, a regulatorna tijela mogu odobriti odstupanja od stavaka 2. i 4. za posebne proizvode za uravnoteženje koji se aktiviraju lokalno bez razmjene s drugim operatorima prijenosnih sustava.

Prijedlozi odstupanja uključuju opis mjera predloženih kako bi se uporaba posebnih proizvoda svela na najmanju moguću mjeru podložno njihovoj gospodarskoj učinkovitosti, dokaz da posebni proizvodi ne uzrokuju znatne neučinkovitosti i poremećaje na tržištu uravnoteženja unutar ili izvan područja planiranja razmjene, kao i, prema potrebi, pravila i informacije za postupak konverzije ponuda energije uravnoteženja iz posebnih proizvoda za uravnoteženje u ponude energije uravnoteženja iz standardnih proizvoda za uravnoteženje.

Članak 7.

Tržište dan unaprijed i unutardnevno tržište

1. Operatori prijenosnih sustava i nominirani operatori tržišta električne energije zajednički organiziraju upravljanje integriranim tržištem dan unaprijed i unutardnevnim tržištem u skladu s Uredbom (EU) 2015/1222. Operatori prijenosnih sustava i nominirani operatori tržišta električne energije surađuju na razini Unije ili, ako je primjerenije, na regionalnoj razini kako bi što više povećali učinkovitost i djelotvornost trgovanja električnom energijom Unije dan unaprijed i unutar jednog dana. Obvezom suradnje ne dovodi se u pitanje primjena prava tržišnog natjecanja Unije. Funkcije operatora prijenosnih sustava i nominiranih operatora tržišta električne energije koje su povezane s trgovanjem električnom energijom podliježu regulatornom nadzoru regulatornih tijela na temelju članka 59. Direktive (EU) 2019/944 i ACER-a na temelju članaka 4. i 8. Uredbe (EU) 2019/942.

2. Tržište dan unaprijed i unutardnevno tržište: (a) organiziraju se tako da se na njima ne diskriminira; (b) čim više povećavaju sposobnost svih sudionika na tržištu da kontroliraju svoja odstupanja; (c) čim više povećavaju prilike za sve sudionike na tržištu da sudjeluju u prekozonskoj trgovini što je bliže moguće stvarnom vremenu u svim zonama trgovanja; (d) osiguravaju cijene koje odražavaju tržišne osnove, uključujući vrijednost energije u stvarnom vremenu, na koje se sudionici na tržištu mogu osloniti pri dogovaranju o dugoročnijim proizvodima za zaštitu od rizika; (e) osiguravaju pogonsku sigurnost te istodobno omogućuju čim veću uporabu prijenosnog kapaciteta; (f) transparentni su uz istodobnu zaštitu povjerljivosti poslovno osjetljivih informacija i osiguravanje da se trgovina odvija anonimno; (g) na njima se trgovine unutar zone trgovanja ne razlikuju od trgovina koje prelaze granice zona trgovanja; i (h) organiziraju se na način kako bi se zajamčilo da svi sudionici na tržištu mogu tržištu pristupiti pojedinačno ili zajednički.

Članak 8.

Trgovina na tržištu dan unaprijed i na unutardnevnom tržištu

1. Nominirani operatori tržišta električne energije omogućuju sudionicima na tržištu da trguju energijom što je bliže moguće stvarnom vremenu, a najmanje do vremena zatvaranja unutardnevnog prekozonskog tržišta.

2. Nominirani operatori tržišta električne energije sudionicima na tržištu pružaju priliku da trguju energijom u vremenskim intervalima koji su kratki barem kao razdoblje obračuna odstupanja i na tržištu dan unaprijed i na unutardnevnom tržištu.

3. Nominirani operatori tržišta električne energije osiguravaju proizvode za trgovanje na tržištu dan unaprijed i unutardnevnom tržištu koji su dovoljno mali, s najmanjim veličinama ponude od 500 kW ili manje, kako bi omogućili djelotvorno sudjelovanje upravljanja potrošnjom, skladištenja energije i manjih obnovljivih izvora, među ostalim i izravno sudjelovanje kupaca.

4. Do 1. siječnja 2021. razdoblje obračuna odstupanja je 15 minuta na svim područjima planiranja razmjene osim ako su regulatorna tijela odobrila odstupanje ili izuzeće. Odstupanja se mogu odobriti samo do 31. prosinca 2024.

Od 1. siječnja 2025. razdoblje obračuna odstupanja ne smije biti dulje od 30 minuta kada su pojedino izuzeće odobrila sva regulatorna tijela nekog sinkronog područja.

Članak 9.

Dugoročna tržišta

1. U skladu s Uredbom (EU) 2016/1719 operatori prijenosnih sustava izdaju dugoročna prava prijenosa ili poduzimaju jednakovrijedne mjere kako bi omogućili sudionicima na tržištu, među ostalim vlasnicima postrojenja za proizvodnju energije koja se služe obnovljivim izvorima energije, da se zaštite od rizika u pogledu cijena u različitim zonama trgovanja osim ako se procjenom dugoročnog tržišta koju je na granicama zona trgovanja provelo nadležno regulatorno tijelo pokaže da postoji dovoljno prilika za zaštitu od rizika u dotičnim zonama trgovanja.

2. Dugoročna prava prijenosa dodjeljuju se transparentno, utemeljeno na tržištu i bez diskriminacije na jedinstvenoj platformi za dodjelu.

3. Uz uvjet da se poštuje pravo tržišnog natjecanja Unije, operatori tržišta slobodno razvijaju proizvode za zaštitu od rizika, uključujući dugoročne proizvode za zaštitu od rizika, kako bi sudionicima na tržištu, među ostalim vlasnicima postrojenja za proizvodnju energije koja se služe obnovljivim izvorima energije, pružili primjerene mogućnosti da se zaštite od financijskog rizika fluktuacije cijena. Države članice ne ograničuju takvu aktivnost zaštite od rizika na trgovine unutar države članice ili zone trgovanja.

Članak 10.

Tehnička ograničenja trgovanja

1. Nema gornjeg ni donjeg ograničenja za veleprodajnu cijenu električne energije. Ova se odredba, među ostalim, primjenjuje na podnošenje ponuda i obračun u svim vremenskim okvirima i uključuje energiju uravnoteženja i cijene odstupanja, ne dovodeći u pitanje tehnička ograničenja cijena koja se mogu primijeniti u vremenskom okviru za uravnoteženje te u vremenskom okviru dana unaprijed i unutardnevnom vremenskom okviru u skladu sa stavkom 2.

2. Nominirani operatori tržišta električne energije mogu primjenjivati usklađena ograničenja na maksimalne i minimalne postignute cijene za vremenske okvire dan unaprijed i unutar jednog dana. Ta su ograničenja dovoljno visoka da se nepotrebno ne ograničava trgovina, usklađena su za područje zajedničkog tržišta te se njima u obzir uzima maksimalna vrijednost neisporučene energije. Nominirani operatori tržišta električne energije provode transparentan mehanizam radi pravodobne automatske prilagodbe tehničkih ograničenja trgovanja u slučaju da se očekuje dostizanje utvrđenih ograničenja. Prilagođene više razine ograničenja ostaju primjenjive dok ne budu potrebna daljnja povećanja u okviru tog mehanizma.

3. Operatori prijenosnih sustava ne poduzimaju nikakve mjere s ciljem promjene veleprodajnih cijena.

4. Regulatorna tijela ili, ako je država članica za tu svrhu imenovala drugo nadležno tijelo, tako određena nadležna tijela utvrđuju politike i mjere koje se primjenjuju na njihovim državnim područjima i koje bi mogle pridonijeti neizravnom ograničenju formiranja veleprodajnih cijena, uključujući ograničavanje ponuda koje se odnose na aktivaciju energije uravnoteženja, mehanizme za razvoj kapaciteta, mjere koje poduzimaju operatori prijenosnih sustava, mjere kojima se dovode u pitanje postojeći tržišni rezultati ili sprječavaju zlouporabe dominantnih položaja ili neučinkovito definiranih zona trgovanja.

5. Ako regulatorno tijelo ili određeno nadležno tijelo utvrdi politiku ili mjeru kojom bi se moglo ograničiti formiranje veleprodajnih cijena, poduzima primjerene aktivnosti kako bi uklonilo učinak te politike ili mjere na podnošenje ponuda ili, ako to nije moguće, kako bi ublažila taj učinak. Države članice podnose izvješće Komisiji do 5. siječnja 2020. u kojem detaljno navode mjere i aktivnosti koje su poduzele ili namjeravaju poduzeti.

Članak 11.

Vrijednost neisporučene energije

1. Do 5. srpnja 2020., ako je to potrebno za utvrđivanje standarda pouzdanosti u skladu s člankom 25., regulatorna tijela ili, ako je država članica u tu svrhu imenovala drugo nadležno tijelo, tako određena nadležna tijela utvrđuju jedinstvenu procjenu vrijednosti neisporučene energije za svoje državno područje. Ta se procjena objavljuje. Regulatorna tijela ili druga određena nadležna tijela mogu utvrditi različite procjene po zonama trgovanja ako na svojem državnom području imaju nekoliko zona trgovanja. Ako se zona trgovanja sastoji od državnih područja više od jedne države članice, dotična regulatorna tijela ili druga određena nadležna tijela utvrđuju jedinstvenu procjenu vrijednosti neisporučene energije za tu zonu trgovanja. Pri utvrđivanju jedinstvene procjene vrijednosti neisporučene energije regulatorna tijela ili druga određena nadležna tijela primjenjuju metodologiju iz članka 23. stavka 6.

2. Regulatorna tijela i određena nacionalna tijela ažuriraju svoju procjenu vrijednosti neisporučene energije najmanje svakih pet godina ili ranije ako se primijeti znatna promjena.

Članak 12.

Dispečiranje proizvodnje i upravljanje potrošnjom

1. Dispečiranje postrojenja za proizvodnju električne energije i upravljanje potrošnjom ne smije biti diskriminirajuće, mora biti transparentno i, osim ako je drugačije predviđeno u stavcima od 2. do 6., mora biti utemeljeno na tržištu.

2. Ne dovodeći u pitanje članke 107., 108. i 109. UFEU-a, države članice osiguravaju da pri dispečiranju proizvodnih postrojenja električne energije operatori sustava daju prioritet postrojenjima za proizvodnju koja se služe obnovljivim izvorima energije u mjeri u kojoj to omogućuje sigurno funkcioniranje nacionalnog elektroenergetskog sustava, na temelju transparentnih i nediskriminirajućih kriterija i ako su takva postrojenja za proizvodnju energije: (a) postrojenje za proizvodnju energije koja se služe obnovljivim izvorima energije i imaju instalirani kapacitet električne energije manji od 400 kW; ili (b) demonstracijski projekti za inovativne tehnologije, podložno odobrenju regulatornog tijela, pod uvjetom da je takav prioritet ograničen na ono vrijeme i onaj opseg koji su potrebni kako bi se ispunile demonstracijske svrhe.

3. Država članica može odlučiti da ne primijeni prioritetno dispečiranje na postrojenja za proizvodnju električne energije kako su navedena u stavku 2. točki (a) s početkom rada najmanje šest mjeseci nakon te odluke ili da primijeni niži minimalni kapacitet od onog utvrđenog u stavku 2. točki (a), pod uvjetima da: (a) ima funkcionalna unutardnevna i druga veleprodajna tržišta i tržišta uravnoteženja te da su ta tržišta potpuno dostupna svim sudionicima na tržištu u skladu s ovom Uredbom; (b) su pravila o redispečiranju i upravljanje zagušenjima transparentna za sve sudionike na tržištu; (c) nacionalni doprinos države članice obvezujućem općem cilju Unije za udio energije iz obnovljivih izvora na temelju članka 3. stavka 2. Direktive (EU) 2018/2001 Europskog parlamenta i Vijeća ( 3 ) i članka 4. točke (a) podtočke 2. Uredbe (EU) 2018/1999 Europskog parlamenta i Vijeća ( 4 ) barem je jednak odgovarajućem rezultatu formule iz Priloga II. Uredbi (EU) 2018/1999, a udio energije države članice iz obnovljivih izvora nije niži od referentnih vrijednosti na temelju članka 4. točke (a) podtočke 2. Uredbe (EU) 2018/1999. ili, kao alternativa, udio energije iz obnovljivih izvora energije države članice u ukupnoj konačnoj potrošnji električne energije iznosi barem 50 %; (d) država članica prijavila je Komisiji planirano odstupanje detaljno navodeći da su uvjeti utvrđeni u točkama (a), (b) i (c) ispunjeni; i (e) država članica objavila je planirano odstupanje, uključujući detaljno obrazloženje za dodjelu odstupanja, uzimajući u obzir zaštitu poslovno osjetljivih informacija kada je to potrebno.

U svakom odstupanju izbjegavaju se retroaktivne izmjene koje utječu na proizvodna postrojenja koja već imaju koristi od prioritetnog dispečiranja, neovisno o eventualnom sporazumu na dobrovoljnoj osnovi između države članice i proizvodnog postrojenja.

Ne dovodeći u pitanje članke 107., 108. i 109. UFEU-a, države članice mogu pružiti poticaje postrojenjima koja ispunjavaju uvjete za prioritetno dispečiranje da dobrovoljno odustanu od prioritetnog dispečiranja.

4. Ne dovodeći u pitanje članke 107., 108. i 109. UFEU-a, države članice mogu predvidjeti prioritetno dispečiranje električne energije proizvedene u postrojenjima za proizvodnju električne energije koja se koriste visokoučinkovitom kogeneracijom s instaliranim kapacitetom električne energije manjim od 400 kW.

5. Za postrojenja za proizvodnju električne energije stavljena u pogon od 1. siječnja 2026. stavak 2. točka (a) primjenjuje se samo na postrojenja za proizvodnju električne energije koja se služe obnovljivim izvorima energije i imaju instalirani kapacitet električne energije manji od 200 kW.

6. Ne dovodeći u pitanje ugovore sklopljene prije 4. srpnja 2019., postrojenja za proizvodnju električne energije koja se služe obnovljivim izvorima energije ili visokoučinkovitom kogeneracijom koja su stavljena u pogon prije 4. srpnja 2019. te su, nakon stavljanja u pogon, bilo predmetom prioritetnog dispečiranja u skladu s člankom 15. stavkom 5. Direktive 2012/27/EU ili člankom 16. stavkom 2. Direktive 2009/28/EZ Europskog parlamenta i Vijeća ( 5 ) i dalje imaju koristi od prioritetnog dispečiranja. Prioritetno se dispečiranje na takva postrojenja za proizvodnju električne energije ne primjenjuje od datuma na koji se postrojenje za proizvodnju električne energije znatno izmijeni, za što se smatra da se dogodilo barem kada je potreban novi ugovor o priključenju ili se poveća kapacitet proizvodnje postrojenja za proizvodnju električne energije.

7. Prioritetnim se dispečiranjem ne ugrožava sigurno funkcioniranje elektroenergetskog sustava, ono se ne upotrebljava kao opravdanje za ograničavanje kapaciteta između zona u većoj mjeri od one koja je predviđena u članku 16. te se temelji na transparentnim i nediskriminirajućim kriterijima.

Članak 13.

Redispečiranje

1. Redispečiranje proizvodnje i redispečiranje upravljanja potrošnjom temelji se na objektivnim, transparentnim i nediskriminirajućim kriterijima. Otvoreno je svim tehnologijama proizvodnje, svim oblicima skladištenja energije i upravljanja potrošnjom, uključujući one smještene u drugim državama članicama osim ako je to tehnički neizvedivo.

2. Resursi koji su redispečirani biraju se među postrojenjima za proizvodnju energije, postrojenjima za skladištenje energije ili postrojenjima za upravljanje potrošnjom koristeći se mehanizmima utemeljenima na tržištu te se za njih pružaju financijske naknade. Ponudama energije uravnoteženja koje se upotrebljavaju za redispečiranje ne utvrđuju se cijene energije uravnoteženja.

3. Redispečiranje proizvodnje, redispečiranje skladištenja energije i redispečiranje upravljanja potrošnjom koje nije utemeljeno na tržištu smije se upotrebljavati samo ako: (a) nijedna tržišno utemeljena alternativa nije dostupna; (b) iskorišteni su svi dostupni tržišno utemeljeni resursi; (c) broj dostupnih postrojenja za proizvodnju, postrojenja za skladištenje energije ili postrojenja za upravljanje potrošnjom dostupnih na području na kojem su smještena odgovarajuća postrojenja za proizvodnju, skladištenje energije ili upravljanje potrošnjom za pružanje usluge prenizak je da bi se osiguralo djelotvorno tržišno natjecanje; ili (d) trenutačno stanje mreže dovodi do zagušenja tako redovito i predvidljivo da bi tržišno utemeljeno redispečiranje dovelo do redovitog strateškog trgovanja čime bi se povećala razina unutarnjeg zagušenja, a dotična država članica donijela je akcijski plan za rješavanje tog zagušenja ili osigurava da minimalni dostupni kapacitet za prekozonsku trgovinu bude u skladu s člankom 16. stavkom 8.

4. Operatori prijenosnih sustava i operatori distribucijskih sustava najmanje jednom godišnje podnose izvješće nadležnom regulatornom tijelu o: (a) razini razvoja i učinkovitosti mehanizama utemeljenih na tržištu za redispečiranje za postrojenja za proizvodnju energije, skladištenje energije i upravljanje potrošnjom; (b) razlozima, količinama u MWh i vrsti izvora proizvodnje koji podliježu redispečiranju; (c) mjerama koje su poduzete kako bi se u budućnosti smanjila potreba za redispečiranjem prema dolje proizvodnih postrojenja koja se služe obnovljivim izvorima energije ili visokoučinkovitom kogeneracijom, uključujući ulaganja u digitalizaciju mrežne infrastrukture i usluge kojima se povećava fleksibilnost.

Regulatorno tijelo podnosi izvješće ACER-u i objavljuje sažetak podataka iz prvog podstavka točaka (a), (b) i (c), prema potrebi zajedno s preporukama za poboljšanja.

5. Uz poštovanje zahtjeva koji se odnose na održavanje pouzdanosti i sigurnosti mreže, na temelju transparentnih i nediskriminirajućih kriterija koje su odredila regulatorna tijela, operatori prijenosnih sustava i operatori distribucijskih sustava: (a) jamče mogućnost prijenosnih mreža i distribucijskih mreža da prenesu električnu energiju proizvedenu iz obnovljivih izvora ili visokoučinkovite kogeneracije uz najmanje moguće redispečiranje, čime se ne sprječava da se pri planiranju mreže uzme u obzir ograničeno redispečiranje ako operatori prijenosnih sustava i operatori distribucijskih sustava mogu na transparentan način dokazati da je to gospodarski učinkovitije te da ne premašuje 5 % godišnje proizvodnje električne energije u postrojenjima koja se služe obnovljivim izvorima energije i koja su izravno povezana na njihovu mrežu, osim ako je drukčije predviđeno u državi članici u kojoj električna energija iz proizvodnih postrojenja koja se služe obnovljivim izvorima energije ili visokoučinkovitom kogeneracijom čini više od 50 % godišnje bruto konačne potrošnje električne energije; (b) poduzimaju odgovarajuće operativne mjere povezane s mrežom i tržištem kako bi sveli na najmanju moguću mjeru redispečiranje prema dolje električne energije proizvedene iz obnovljivih izvora energije ili visokoučinkovite kogeneracije; (c) jamče da su njihove mreže dovoljno fleksibilne tako da mogu njima upravljati.

6. Ako se upotrebljava redispečiranje prema dolje koje nije utemeljeno na tržištu, primjenjuju se sljedeća načela: (a) postrojenja za proizvodnju električne energije koja se služe obnovljivim izvorima energije podliježu redispečiranju prema dolje samo ako ne postoji druga mogućnost ili ako bi druga rješenja rezultirala znatno nerazmjernim troškovima ili ozbiljnim rizicima u pogledu sigurnosti mreže; (b) električna energija proizvedena u procesu visokoučinkovite kogeneracije podliježe redispečiranju prema dolje samo ako, izuzevši redispečiranje prema dolje postrojenja za proizvodnju električne energije koja se služe obnovljivim izvorima energije, ne postoje druge mogućnosti ili ako bi druga rješenja rezultirala nerazmjernim troškovima ili ozbiljnim rizicima u pogledu sigurnosti mreže; (c) električna energija koju su proizvela proizvodna postrojenja koja se služe obnovljivim izvorima energije ili visokoučinkovitom kogeneracijom i koja nije predana u prijenosnu ili distribucijsku mrežu ne podliježu redispečiranju prema dolje osim ako nema drugog načina za rješavanje pitanja mrežne sigurnosti; (d) redispečiranje prema dolje koje je navedeno u točkama (a), (b) i (c) mora se propisno i transparentno obrazložiti. Obrazloženje se uključuje u izvješće iz stavka 3.

7. Ako se koristi redispečiranje koje nije utemeljeno na tržištu, operator sustava koji zahtijeva redispečiranje podliježe plaćanju financijske naknade operatoru postrojenja za proizvodnju, postrojenja za skladištenje energije ili postrojenja za upravljanje potrošnjom koje je redispečirano, osim u slučaju proizvođača koji su prihvatili ugovor o priključenju prema kojem nema jamstva pouzdane isporuke energije. Takva financijska naknada jednaka je barem višem od sljedećih elemenata ili njihovoj kombinaciji ako bi primjena samo višeg među njima dovela do neopravdano niske ili neopravdano visoke naknade: (a) dodatnim operativnim troškovima zbog redispečiranja, poput dodatnih troškova goriva ako se radi o redispečiranju prema gore, ili osiguravanja rezervne topline ako se radi o redispečiranju prema dolje postrojenja za proizvodnju električne energije koja se služe visokoučinkovitom kogeneracijom; (b) neto prihodima od prodaje električne energije na tržištu dan unaprijed koju bi postrojenje za proizvodnju energije, skladištenje energije ili upravljanje potrošnjom proizvelo bez zahtjeva za redispečiranje; ako je postrojenjima za proizvodnju energije, skladištenje energije ili upravljanje potrošnjom odobrena financijska potpora na temelju količine proizvedene ili potrošene električne energije, financijska potpora koja bi bila primljena da nije bilo zahtjeva za redispečiranje smatra se dijelom neto prihoda.







POGLAVLJE III.

PRISTUP MREŽI I UPRAVLJANJE ZAGUŠENJEM







ODJELJAK 1.

Dodjela kapaciteta

Članak 14.

Preispitivanje zone trgovanja

1. Države članice poduzimaju sve prikladne mjere za rješavanje zagušenjâ. Granice zona trgovanja temelje se na dugoročnim strukturnim zagušenjima u prijenosnoj mreži. Zone trgovanja ne smiju sadržavati takva strukturna zagušenja osim ako ona nemaju nikakav učinak na susjedne zone trgovanja ili ako se, kao privremeno izuzeće, njihov učinak na susjedne zone trgovanja ne ublaži upotrebom korektivnih djelovanja i ako ta strukturna zagušenja ne dovode do smanjenja kapaciteta prekozonske trgovine u skladu sa zahtjevima iz članka 16. Zone trgovanja u Uniji konfiguriraju se tako da se što je moguće više poveća gospodarska učinkovitost i što je moguće više povećaju mogućnosti prekozonske trgovine u skladu s člankom 16., istodobno održavajući sigurnosti opskrbe.

2. Svake tri godine, ENTSO za električnu energiju izvješćuje o strukturnim zagušenjima i drugim velikim fizičkim zagušenjima između i unutar zona trgovanja, između ostalog o lokaciji i učestalosti takvih zagušenja u skladu sa smjernicom za dodjelu kapaciteta i upravljanje zagušenjima donesenom na temelju članka 18. stavka 5. Uredbe (EZ) br. 714/2009. To izvješće sadržava ocjenu o tome je li kapacitet prekozonske trgovine dosegnuo linearnu putanju na temelju članak 15. ili minimalni kapacitet na temelju članka 16. ove Uredbe.

3. Kako bi se osigurala optimalna konfiguracija zone trgovanja provodi se preispitivanje zone trgovanja. Tim preispitivanjem utvrđuju se sva strukturna zagušenja te ono uključuje analizu različitih konfiguracija zona trgovanja na koordinirani način uz sudjelovanje dionika na koje to utječe iz svih relevantnih država članica, u skladu sa smjernicom za dodjelu kapaciteta i upravljanje zagušenjima donesenom na temelju članka 18. stavka 5. Uredbe (EZ) br. 714/2009. Aktualne zone trgovanja ocjenjuju se s obzirom na njihovu mogućnost stvaranja pouzdanog tržišnog okružja, što uključuje fleksibilnu proizvodnju i kapacitet opterećenja, i što je od ključne važnosti za izbjegavanje uskih grla u mrežama, uravnoteženje ponude i potražnje električne energije te osiguravanje dugoročne sigurnosti ulaganja u infrastrukturu mreže.

4. Za potrebe ovog članka i članka 15. ove Uredbe relevantne države članice, operatori prijenosnih sustava ili regulatorna tijela jesu one države članice, oni operatori prijenosnih sustava i ona regulatorna tijela koji sudjeluju u preispitivanju konfiguracije zone trgovanja, kao i oni koji se nalaze u istoj regiji za izračun kapaciteta u skladu sa smjernicom za dodjelu kapaciteta i upravljanje zagušenjima donesenom na temelju članka 18. stavka 5. Uredbe (EZ) br. 714/2009.

5. Do 5. listopada 2019. svi relevantni operatori prijenosnih sustava podnose na odobrenje relevantnim regulatornim tijelima prijedlog metodologije i pretpostavki koji trebaju biti korišteni u postupku preispitivanja zone trgovanja i za alternativne konfiguracije zone trgovanja koje treba razmotriti. Relevantna regulatorna tijela donose jednoglasnu odluku o prijedlogu u roku od tri mjeseca od podnošenja prijedloga. Ako u tom roku regulatorna tijela nisu u mogućnosti postići jednoglasnu odluku o prijedlogu, ACER u roku od dodatna tri mjeseca odlučuje o metodologiji i pretpostavkama, kao i o alternativnim konfiguracijama zone trgovanja koje treba razmotriti. Metodologija se temelji na strukturnim zagušenjima čije se uklanjanje ne očekuje u naredne tri godine, pri čemu se na odgovarajući način uzima u obzir stvarni napredak projekata za razvoj infrastrukture čija se realizacija očekuje u roku od sljedeće tri godine.

6. Na temelju metodologije i pretpostavki koje su odobrene u skladu sa stavkom 4., operatori prijenosnih sustava koji sudjeluju u preispitivanju zone trgovanja relevantnim državama članicama ili njihovim imenovanim nadležnim tijelima podnose zajednički prijedlog izmjene ili zadržavanja konfiguracije zone trgovanja najkasnije 12 mjeseci nakon odobrenja metodologije i pretpostavki u skladu sa stavkom 4. Druge države članice, ugovorne stranke Energetske zajednice ili ostale treće zemlje koje dijele isto sinkrono područje s bilo kojom relevantnom državom članicom mogu podnijeti primjedbe.

7. Ako je u izvješću u skladu sa stavkom 2. ovog članka utvrđeno strukturno zagušenje ili su prilikom preispitivanja zone trgovanja u skladu s ovim člankom jedan ili više operatora prijenosnih sustava u svojim područjima kontrole utvrdili strukturno zagušenje u izvješću koje je odobrilo nadležno regulatorno tijelo, država članica s utvrđenim strukturnim zagušenjem, u suradnji sa svojim operatorima prijenosnih sustava, u roku od šest mjeseci od primitka izvješća donosi odluku o utvrđivanju nacionalnih ili multinacionalnih akcijskih planova u skladu s člankom 15. ili odluku o preispitivanju i izmjeni svoje konfiguracije zone trgovanja. O tim se odlukama odmah obavješćuju Komisija i ACER.

8. U slučaju onih država članica koje su se odlučile izmijeniti konfiguraciju zone trgovanja u skladu sa stavkom 7., relevantne države članice o tome donose jednoglasnu odluku u roku od šest mjeseci od slanja obavijesti iz stavka 7. Druge države članice mogu dostaviti primjedbe relevantnim državama članicama koje bi pri donošenju odluke trebale uzeti u obzir te primjedbe. Odluka mora biti obrazložena te se o njoj moraju obavijestiti Komisija i ACER. Ako relevantne države članice ne uspiju donijeti jednoglasnu odluku u roku od navedenih šest mjeseci, odmah o tome obavješćuju Komisiju. Nakon savjetovanja s ACER-om Komisija, kao mjeru zadnjeg izbora, donosi odluku o izmjeni ili zadržavanju konfiguracije zone trgovanja u tim državama članicama i među njima u roku od šest mjeseci nakon primitka takve obavijesti.

9. Države članice i Komisija savjetuju se s relevantnim dionicima prije donošenja odluke u skladu s ovim člankom.

10. U svim odlukama donesenima u skladu s ovim člankom navodi se datum provedbe promjene. Taj datum provedbe odražava ravnotežu između potrebe za brzinom postupanja i praktičnih aspekata, uključujući dugoročnu trgovinu električnom energijom. U okviru odluke mogu se odrediti odgovarajući prijelazni dogovori.

11. Kada su daljnja preispitivanja zone trgovanja pokrenuta na temelju smjernice za dodjelu kapaciteta i upravljanje zagušenjima donesenom na temelju članka 18. stavka 5. Uredbe (EZ) br. 714/2009, primjenjuje se ovaj članak.

Članak 15.

Akcijski planovi

1. Nakon donošenja odluke na temelju članka 14. stavka 7., država članica s utvrđenim strukturnim zagušenjem izrađuje akcijski plan u suradnji sa svojim regulatornim tijelom. Taj akcijski plan sadržava konkretan raspored za donošenje mjera za smanjenje strukturnih zagušenja utvrđenih u roku od četiri godine od donošenja te odluke na temelju članka 14. stavka 7.

2. Neovisno o konkretnom napretku akcijskog plana države članice osiguravaju da se, ne dovodeći u pitanje odstupanja odobrena u skladu s člankom 16. stavkom 9. ili otklone iz članka 16. stavka 3., prekozonski trgovinski kapacitet povećava svake godine do postizanja minimalnog kapaciteta predviđenog u članku 16. stavku 8. Taj minimalni kapacitet mora se postići do 31. prosinca 2025.

Ta se godišnja povećanja postižu s pomoću linearne putanje. Početna točka te putanje je ili kapacitet dodijeljen na granici ili na nekom kritičnom elementu mreže u godini prije donošenja akcijskog plana ili prosjek kapaciteta tijekom tri zadnje godine prije donošenja akcijskog plana, ovisno o tome koji je iznos viši. Države članice osiguravaju da je tijekom provedbe njihovih akcijskih planova kapacitet koji je dostupan za prekozonsku trgovinu u skladu s člankom 16. stavkom 8. barem jednak vrijednostima linearne putanje, među ostalim uporabom korektivnih mjera u regiji za izračun kapaciteta.

3. Troškove korektivnih mjera nužnih za ostvarivanje linearne putanje iz stavka 2. ili za osiguravanje dostupnosti prekozonskog kapaciteta na granicama ili na kritičnim elementima mreže na koje se odnosi akcijski plan snosi država članica ili države članice koje provode akcijski plan.

4. Svake godine, tijekom provedbe akcijskog plana te u roku od šest mjeseci nakon njegova isteka, relevantni operatori prijenosnih sustava ocjenjuju, za prethodnih 12 mjeseci, je li dostupni prekogranični kapacitet dosegnuo linearnu putanju ili su, počevši od 1. siječnja 2026., ostvareni minimalni kapaciteti predviđeni u članku 16. stavku 8. Oni podnose ACER-u i relevantnim regulatornim tijelima svoje izvješće o procjeni. Prije sastavljanja izvješća svaki operator prijenosnog sustava podnosi svoj doprinos za izvješće, uključujući sve relevantne podatke, na odobrenje svojem regulatornom tijelu.

5. Za one države članice za koje se u procjenama iz stavka 4. pokaže da operator prijenosnog sustava nije usklađen s linearnom putanjom, relevantne države članice u roku od šest mjeseci od primitka izvješća o procjeni iz stavka 4. donose jednoglasnu odluku o tome hoće li izmijeniti ili zadržati konfiguraciju zone trgovanja u tim državama članicama i među njima. U svojoj odluci relevantne države članice trebale bi uzeti u obzir sve primjedbe koje su podnijele druge države članice. Odluka relevantnih država članica mora biti obrazložena te se o njoj moraju obavijestiti Komisija i ACER.

Ako relevantne države članice ne uspiju donijeti jednoglasnu odluku u utvrđenom roku, odmah o tome obavješćuju Komisiju. U roku od šest mjeseci nakon primitka takve obavijesti Komisija donosi, kao mjeru zadnjeg izbora i nakon savjetovanja s ACER-om i relevantnim dionicima, odluku o tome hoće li izmijeniti ili zadržati konfiguracije zone trgovanja u tim državama članicama i među njima.

6. Šest mjeseci prije isteka akcijskog plana država članice s utvrđenim strukturnim zagušenjem odlučuje hoće li nastojati riješiti preostalo zagušenje izmjenom svoje zone trgovanja ili će preostalo unutarnje zagušenje nastojati riješiti korektivnim mjerama za koje ona snosi troškove.

7. Ako u roku od šest mjeseci od utvrđivanja strukturnog zagušenja u skladu s člankom 14. stavkom 7. nije utvrđen akcijski plan, relevantni operatori prijenosnih sustava u roku od 12 mjeseci nakon utvrđivanja takvog strukturnog zagušenja procjenjuju je li dostupni prekozonski kapacitet dosegnuo minimalne kapacitete predviđene u članku 16. stavku 8. tijekom prethodnih 12 mjeseci te podnose izvješće o procjeni relevantnim regulatornim tijelima i ACER-u.

Prije sastavljanja izvješća svaki operator prijenosnog sustava šalje svoj doprinos za izvješće, uključujući sve relevantne podatke, na odobrenje svojem nacionalnom tijelu. Kada procjena pokaže da operator prijenosnog sustava nije usklađen s minimalnim kapacitetom, primjenjuje se postupak donošenja odluke utvrđen u stavku 5. ovog članka.

Članak 16.

Opća načela dodjele kapaciteta i upravljanja zagušenjem

1. Pri rješavanju problema zagušenja mreže koriste se nediskriminirajuća rješenja utemeljena na tržištu koja daju učinkovite ekonomske signale uključenim sudionicima na tržištu i operatorima prijenosnih sustava. Problemi zagušenja mreže rješavaju se uporabom netransakcijskih metoda, odnosno metoda koje ne uključuju odabir između ugovora pojedinačnih sudionika na tržištu. Pri poduzimanju operativnih mjera kako bi osigurao održavanje normalnog stanja svojeg prijenosnog sustava operator prijenosnog sustava uzima u obzir učinak tih mjera na susjedna regulacijska područja i koordinira takve mjere s drugim operatorima prijenosnih sustava na koje to utječe, kako je utvrđeno u Uredbi (EU) 2015/1222.

2. Postupci za ograničavanje transakcija koriste se samo u izvanrednim situacijama, posebice onda kada operator prijenosnog sustava mora ekspeditivno djelovati, a redispečiranje ili kompenzacija nisu mogući. Svaki takav postupak primjenjuje se bez diskriminacije. Osim u slučajevima više sile, sudionicima na tržištu kojima je dodijeljen kapacitet kompenzira se svako takvo ograničavanje.

3. Regionalni koordinacijski centri provode koordinirani izračun kapaciteta u skladu sa stavcima 4. i 8. ovog članka, kako je predviđeno u članku 37. stavku 1. točki (a) i u članku 42. stavku 1.

Regionalni koordinacijski centri izračunavaju prekozonske kapacitete poštujući granične vrijednosti pogonskih veličina i koristeći se podacima operatora prijenosnih sustava, uključujući podatke o tehničkoj dostupnosti korektivnih mjera, osim onih o smanjenju opterećenja. Ako regionalni koordinacijski centri zaključe da navedene dostupne korektivne mjere u regiji za izračun kapaciteta ili među regijama za izračun kapaciteta nisu dostatne za postizanje linearne putanje na temelju članka 15. stavka 2. ili minimalnih kapaciteta predviđenih u stavku 8. ovog članka, uz istodobno poštovanje graničnih vrijednosti pogonskih veličina, ona mogu, kao mjeru zadnjeg izbora, odrediti koordinirane mjere za adekvatno smanjenje prekozonskih kapaciteta. Operatori prijenosnih sustava mogu odstupiti od koordiniranih mjera u pogledu koordiniranog izračuna kapaciteta i koordinirane analize sigurnosti samo u skladu s člankom 42. stavkom 2.

U roku od tri mjeseca nakon puštanja u rad regionalnih koordinacijskih centara na temelju članka 35. stavka 2. i svaka tri mjeseca nakon toga regionalni koordinacijski centri podnose izvješće relevantnim regulatornim tijelima i ACER-u o svakom smanjenju kapaciteta ili otklonu od koordiniranih mjera na temelju drugog podstavka te procjenjuje te slučajeve i, ako je to potrebno, daju preporuke o tome kako u budućnosti izbjeći takve otklone. Ako ACER zaključi da preduvjeti za otklon na temelju ovog stavka nisu ispunjeni ili su strukturne naravi, ACER dostavlja mišljenje relevantnim regulatornim tijelima i Komisiji. Nadležna regulatorna tijela poduzimaju odgovarajuće mjere protiv operatora prijenosnih sustava ili regionalnih koordinacijskih centara u skladu s člankom 59. ili člankom 62. Direktive (EU) 2019/944 ako nisu bili ispunjeni preduvjeti za otklon u skladu s ovim stavkom.

Otkloni strukturne naravi rješavaju se u okviru akcijskog plana iz članka 14. stavka 7. ili u ažuriranju postojećeg akcijskog plana.

4. Najveća razina kapaciteta interkonekcija i prijenosnih mreža na koju utječe prekogranični kapacitet stavlja se na raspolaganje sudionicima na tržištu, u skladu sa sigurnosnim standardima sigurnog rada mreže. Trgovanje u suprotnom smjeru i redispečiranje, uključujući prekogranično redispečiranje, upotrebljavaju se radi najvećeg mogućeg povećanja raspoloživih kapaciteta za postizanje minimalnog kapaciteta u skladu sa stavkom 8. Koordinirani i nediskriminirajući postupak za prekogranične korektivne mjere primjenjuje se kako bi se omogućilo takvo povećavanje, nakon provedbe metodologije dijeljenja troškova redispečiranja i trgovanja u suprotnom smjeru.

5. Kapacitet se dodjeljuje na eksplicitnim dražbama kapaciteta ili na implicitnim dražbama koje uključuju i kapacitet i energiju. Obje metode mogu zajedno postojati na istoj interkonekciji. Za unutardnevnu trgovinu upotrebljava se kontinuirano trgovanje, koje se može dopuniti dražbama.

6. U slučaju zagušenja izabiru se valjane ponude, bilo implicitne ili eksplicitne, s najvišom vrijednosti za kapacitet mreže, kojima se u određenom vremenskom okviru nudi najviša vrijednost za oskudan prijenosni kapacitet. Osim u slučaju novih interkonekcijskih vodova koji se koriste izuzećem u skladu s člankom 7. Uredbe (EZ) br. 1228/2003, člankom 17. Uredbe (EZ) br. 714/2009 ili člankom 63. ove Uredbe, u metodama dodjele kapaciteta je zabranjeno je utvrđivanje rezervnih cijena.

7. Kapacitetom je moguće slobodno sekundarno trgovati pod uvjetom da je operator prijenosnog sustava pravodobno unaprijed obaviješten. Kada operator prijenosnog sustava odbije sekundarnu trgovinu (transakciju), on to jasno i transparentno priopćuje i objašnjava svim sudionicima na tržištu te o tome obavješćuje regulatorno tijelo.

8. Operatori prijenosnih sustava ne smiju ograničavati količinu kapaciteta interkonekcije koju treba staviti na raspolaganje sudionicima na tržištu kao sredstvo za rješavanje zagušenja unutar njihove vlastite zone trgovanja ili kao sredstvo upravljanja tokovima koji su rezultat transakcija unutar zona trgovanja. Ne dovodeći u pitanje primjenu odstupanja u skladu sa stavcima 3. i 9. ovog članka i primjenu članka 15. stavka 2., smatra se da se ovaj stavak poštuje ako su postignute sljedeće minimalne razine raspoloživog kapaciteta za prekozonsku trgovinu: (a) za granice koje se služe pristupom temeljenim na koordiniranom mrežnom kapacitetu prijenosa, minimalni kapacitet iznosi 70 % kapaciteta prijenosa uz poštovanje graničnih vrijednosti pogonskih veličina nakon što je umanjen za količinu za nepredviđene događaje, kako je utvrđen u skladu sa smjernicom za dodjelu kapaciteta i upravljanje zagušenjima donesenom na temelju članka 18. stavka 5. Uredbe (EZ) br. 714/2009; (b) za granice koje se služe pristupom temeljenom na tokovima, minimalni kapacitet je marža određena u procesu izračuna kapaciteta dostupnog za tokove izazvane prekozonskom razmjenom. Marža iznosi 70 % kapaciteta uz poštovanje graničnih vrijednosti pogonskih veličina unutarnjih i prekozonskih kritičnih elemenata mreže, uzimajući u obzir nepredviđene događaje, kako je utvrđena u skladu sa smjernicom za dodjelu kapaciteta i upravljanje zagušenjima donesenom na temelju članka 18. stavka 5. Uredbe (EZ) br. 714/2009.

Ukupni iznos od 30 % može se upotrijebiti za granice pouzdanosti, tokove petlje i unutarnje tokove na svakom kritičnom elementu mreže.

9. Na zahtjev operatora prijenosnih sustava regije za izračun kapaciteta relevantna regulatorna tijela mogu odobriti odstupanje od stavka 8. iz predvidivih razloga ako je to potrebno za održavanje pogonske sigurnosti. Takvo odstupanje, koje se ne odnosi na ograničavanje prethodno dodijeljenih kapaciteta na temelju stavka 2., odobrava se svaki put na godinu dana ili na najviše dvije godine ako se razina odstupanja znatno smanji nakon prve godine. Opseg takvih odstupanja strogo je ograničen na ono što je nužno za pogonsku sigurnost te se njima izbjegava diskriminacija između unutarnjih i prekozonskih razmjena.

Prije odobravanja odstupanja relevantno regulatorno tijelo savjetuje se s regulatornim tijelima drugih država članica koje čine dio regije za izračun kapaciteta na koju to utječe. Ako se regulatorno tijelo ne slaže s predloženim odstupanjem, ACER odlučuje o njegovu odobravanju na temelju članka 6. stavka 10. točke (a) Uredbe (EU) 2019/942. Obrazloženje i razlozi za odstupanje objavljuju se.

Ako se odstupanje odobri, relevantni operatori prijenosnih sustava razvijaju i objavljuju metodologiju i projekte koji pružaju dugoročno rješenje za pitanje koje se odstupanjem nastoji riješiti. Odstupanje istječe kada istekne rok za odstupanje ili kada se primijeni rješenje, ovisno o tome što nastupi ranije.

10. Sudionici na tržištu pravodobno unaprijed obavješćuju operatore prijenosnih sustava prije relevantnog razdoblja rada namjeravaju li koristiti dodijeljeni kapacitet. Svaki dodijeljeni kapacitet koji se neće upotrijebiti ponovno se vraća na tržište, na otvoren i transparentan način i bez diskriminacije.

11. Operatori prijenosnih sustava, koliko je to tehnički moguće, udružuju sve zahtjeve za kapacitet protoka električne energije u suprotnom smjeru preko zagušenog interkonekcijskog voda kako bi iskoristili taj vod do njegova najvećeg kapaciteta. Vodeći u potpunosti računa o sigurnosti mreže, transakcije koje olakšavaju zagušenje nikada se ne odbijaju.

12. Financijske posljedice neispunjavanja obveza povezanih s dodjelom kapaciteta snose operatori prijenosnih sustava ili nominirani operatori tržišta električne energije koji su odgovorni za takvo neispunjavanje. Kada se sudionici na tržištu ne koriste kapacitetom kojim su se obvezali koristiti ili, u slučaju eksplicitne dražbe kapaciteta, ne trguju kapacitetom na sekundarnoj osnovi ili pravodobno ne vrate kapacitet, takvi sudionici na tržištu gube prava na taj kapacitet i plaćaju naknadu koja odražava troškove. Sve naknade koje odražavaju troškove za nekorištenje kapaciteta moraju biti opravdane i proporcionalne. Ako operator prijenosnog sustava ne ispuni svoju obvezu osiguravanja čvrstog kapaciteta prijenosa, dužan je sudioniku na tržištu nadoknaditi gubitak prava na kapacitet. Neizravni se gubici pritom ne uzimaju u obzir. Ključni koncepti i metode utvrđivanja odgovornosti koje nastaju radi neispunjavanja obveza utvrđuju se unaprijed s obzirom na financijske posljedice i podliježu preispitivanju od strane relevantnog regulatornog tijela.

13. Pri raspodjeli troškova korektivnih mjera među operatorima prijenosnih sustava, regulatorna tijela analiziraju u kojoj mjeri tokovi koji su rezultat transakcija unutar zona trgovanja doprinose zagušenju između dviju promatranih zona trgovanja te na temelju doprinosa zagušenju raspodjeljuju troškove operatorima prijenosnih sustava zona trgovanja koji su odgovorni za stvaranje takvih tokova, izuzev troškova koji nastaju zbog tokova koji su rezultat transakcija unutar zona trgovanja koje su ispod razine koju bi se moglo očekivati bez strukturnog zagušenja u zoni trgovanja.

Tu razinu zajednički analiziraju i utvrđuju svi operatori prijenosnih sustava regije za izračun kapaciteta za svaku pojedinačnu granicu zone trgovanja i ona podliježe odobrenju svih regulatornih tijela regije za izračun kapaciteta.

Članak 17.

Dodjela prekozonskog kapaciteta po vremenskim okvirima

1. Operatori prijenosnih sustava ponovno izračunavaju dostupni prekozonski kapacitet barem nakon vremena zatvaranja tržišta dan unaprijed i nakon vremena zatvaranja unutardnevnog tržišta između zona. Operatori prijenosnih sustava dodjeljuju dostupni prekozonski kapacitet plus svaki preostali prekozonski kapacitet koji nije prethodno dodijeljen i svaki prekozonski kapacitet koji su oslobodili nositelji prava na fizički prijenos iz prethodnih dodjela u narednom postupku dodjele prekozonskog kapaciteta.

2. Operatori prijenosnih sustava predlažu primjerenu strukturu za dodjelu prekozonskog kapaciteta po vremenskim okvirima, uključujući za dan unaprijed, unutardnevni vremenski okvir i vremenski okvir za uravnoteženje. Ta struktura dodjele podliježe ispitivanju od strane relevantnih regulatornih tijela. Pri sastavljanju svojeg prijedloga operatori prijenosnih sustava uzimaju u obzir: (a) karakteristike tržišta; (b) operativne uvjete elektroenergetskog sustava, kao što su posljedice netiranja jasno objavljenih rasporeda; (c) razinu usklađenosti postotaka dodijeljenih različitim vremenskim okvirima i vremenske okvire usvojene za različite već postojeće mehanizme dodjele prekozonskih kapaciteta.

3. Ako je prekozonski kapacitet dostupan nakon vremena zatvaranja unutardnevnog tržišta između zona, operatori prijenosnih sustava upotrebljavaju prekozonski kapacitet za razmjenu energije uravnoteženja ili za upravljanje postupkom netiranja odstupanja.

4. Ako je prekozonski kapacitet dodijeljen za razmjenu rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje sustava ili dijeljenje rezervi na temelju članka 6. stavka 8. ove Uredbe operatori prijenosnih sustava upotrebljavaju metodologije razrađene u mrežnim pravilima i smjernicama o uravnoteženju donesenih na temelju članka 6. stavka 11. Uredbe (EZ) br 714/2009.

5. Operatori prijenosnih sustava ne povećavaju granicu pouzdanosti izračunanu na temelju Uredbe (EU) 2015/1222 zbog razmjene rezerviranog kapaciteta za uravnoteženje ili dijeljenja rezervi.







ODJELJAK 2.

Naknade za mrežu i prihod od zagušenja

Članak 18.

Naknade za pristup mrežama, upotrebu mreža i jačanje mreža

1. Naknade koje naplaćuju operatori mreže za pristup mrežama, uključujući naknade za priključenje na mrežu, naknade za korištenje mreže i, ako je primjenjivo, naknade za povezana jačanja mreže, moraju biti transparentne, odražavati troškove, uzimati u obzir potrebu za sigurnošću mreže te fleksibilnošću i odražavati stvarne dotadašnje troškove u mjeri u kojoj se podudaraju s troškovima učinkovitog i strukturno usporedivog operatora mreže i primjenjivati se na nediskriminirajući način. Te naknade ne smiju obuhvaćati nepovezane troškove kojima se podržavaju nepovezani politički ciljevi.

Ne dovodeći u pitanje članak 15. stavke 1. i 6. Direktive 2012/27/EU i kriterije iz Priloga XI. toj direktivi, metodom primijenjenom za određivanje naknada za mrežu mora se neutralno cjenovnim signalima upućenima kupcima i proizvođačima poduprijeti cjelokupna dugoročna učinkovitost sustava te se ona posebice mora primjenjivati na način kojim se proizvodnja priključena na distribucijskoj razini niti pozitivno niti negativno ne diskriminira u odnosu na proizvodnju priključenu na prijenosnoj razini. Naknadama za mrežu ne smije se diskriminirati, bilo pozitivno bilo negativno, skladištenje ili agregacija energije i ne smije se odvraćati od vlastite proizvodnje, vlastite potrošnje energije ili sudjelovanja u upravljanju potražnjom. Ne dovodeći u pitanje stavak 3. ovog članka, te naknade ne smiju ovisiti o udaljenosti.

2. Tarifne metodologije odražavaju fiksne troškove operatora prijenosnih i distribucijskih sustava te operatorima prijenosnih i distribucijskih sustava pružaju odgovarajuće kratkoročne i dugoročne poticaje, kako bi se povećala učinkovitost, uključujući energetsku učinkovitost, poticala integracija tržišta, sigurnost opskrbe i podupirala učinkovita ulaganja, podupirale povezane aktivnosti istraživanja i olakšale inovacije u interesu kupaca u područjima kao što su digitalizacija, usluge fleksibilnosti i interkonekcije.

3. Prema potrebi, razinom tarifa koje se primjenjuju na proizvođače ili krajnje kupce, ili i na jedne i na druge, osiguravaju se lokacijski signali na razini Unije i uzimaju u obzir količina gubitaka u mreži i prouzročeno zagušenje te troškovi ulaganja za infrastrukturu.

4. Pri određivanju naknada za pristup mreži u obzir se uzima sljedeće: (a) isplate i primici koji proizlaze iz mehanizma naknade među operatorima prijenosnih sustava; (b) stvarno izvršene i primljene isplate, kao i isplate koje se očekuju u budućim razdobljima, procijenjene na temelju ranijih razdoblja.

5. Određivanjem naknada za pristup mreži na temelju ovog članka ne dovode se u pitanje naknade koje proizlaze iz upravljanja zagušenjem iz članka 16.

6. Ne postoji posebna naknada za mrežu na individualne transakcije za prekozonsku trgovinu električnom energijom.

7. Tarife za distribuciju odražavaju troškove uzimajući u obzir uporabu distribucijske mreže od strane korisnika sustava, između ostalog aktivnih kupaca. Tarife za distribuciju mogu sadržavati elemente kapaciteta priključenja na mrežu te se mogu diferencirati na temelju potrošnje korisnika sustava ili profila proizvodnje. Ako su države članice provele postavljanje sustava za pametno mjerenje, regulatorna tijela uzimaju u obzir vremenski diferencirane mrežne tarife pri određivanju ili odobravanju tarifa za prijenos i tarifa za distribuciju ili svojih metodologija u skladu s člankom 59. Direktive (EU) 2019/ 944 te se, prema potrebi, mogu uvesti vremenski diferencirane mrežne tarife tako da odražavaju uporabu mreže, na transparentan, troškovno učinkovit i predvidljiv način za krajnjeg kupca.

8. Tarifnim metodologijama za distribuciju pružaju se poticaji za operatore distribucijskih sustava za troškovno najučinkovitiji rad i razvoj njihovih mreža, uključujući i nabavom usluga. U tu svrhu regulatorna tijela sve relevantne troškove prepoznaju, uključuju te troškove u tarife za distribuciju te mogu uvesti ciljeve performansi kako bi pružili poticaje za operatore distribucijskih sustava da podignu učinkovitost u svojim mrežama, uključujući kroz energetsku učinkovitost, fleksibilnost i razvoj pametnih mreža i sustava za pametno mjerenje.

9. Do 5. listopada 2019. radi ublažavanja rizika od rascjepkanosti tržišta ACER dostavlja izvješće o najboljoj praksi u području tarifnih metodologija za prijenos i distribuciju, uzimajući u obzir nacionalne posebnosti. U izvješću o najboljoj praksi govori se barem o: (a) omjeru tarifa koje se primjenjuju na proizvođače i tarifa koje se primjenjuju na krajnje kupce; (b) troškovima koje tarife moraju pokriti; (c) vremenski diferenciranim mrežnim tarifama; (d) lokacijskim signalima; (e) odnosu između tarifa za prijenos i tarifa za distribuciju; (f) metodama za osiguravanje transparentnosti u određivanju i strukturi tarifa; (g) skupinama korisnika mreže koji podliježu tarifama, uključujući po potrebi karakteristike tih skupina, oblike potrošnje i sva izuzeća od tarifa; (h) gubicima u visoko-, srednje- i niskonaponskim mrežama.

ACER izvješće o najboljoj praksi ažurira najmanje jedanput svake dvije godine.

10. Regulatorna tijela propisno razmatraju izvješće o najboljoj praksi pri određivanju ili odobravanju tarifa za prijenos i tarifa za distribuciju ili svojih metodologija u skladu s člankom 59. Direktive (EU) 2019/944.

Članak 19.

Prihod od zagušenja

1. Postupci upravljanja zagušenjem povezani s unaprijed određenim vremenskim okvirom mogu ostvarivati prihode samo u slučaju zagušenja do kojeg dolazi u tom vremenskom okviru, osim u slučaju novih interkonekcijskih vodova koji se koriste izuzećem u skladu s člankom 63. ove Uredbe, člankom 17. Uredbe (EZ) br. 714/2009 ili člankom 7. Uredbe (EZ) br. 1228/2003. Postupak raspodjele tih prihoda podliježe preispitivanju od strane regulatornih tijela i ne smije remetiti proces dodjele u korist bilo koje stranke koja je zatražila kapacitet ili energiju niti smije imati destimulirajući utjecaj na smanjenje zagušenja.

2. Sljedeći ciljevi imaju prioritet s obzirom na dodjelu bilo kojih prihoda koji proizlaze iz dodjele prekozonskog kapaciteta: (a) jamčenje stvarne raspoloživosti dodijeljenog kapaciteta, među ostalim naknade za jamstvo; ili (b) održavanje ili povećanje prekozonskih kapaciteta optimiziranim korištenjem postojećih interkonekcijskih vodova, po potrebi putem koordiniranih korektivnih protumjera; ili pokrivanje troškova ulaganja u mrežu relevantnih za smanjenje zagušenja interkonekcijskog voda.

3. Ako su prioritetni ciljevi navedeni u stavku 2. ispunjeni na primjeren način, prihodi se mogu koristiti kao prihod koji nacionalna regulatorna tijela uzimaju u obzir pri odobravanju metodologije za izračunavanje mrežnih tarifa ili određivanje mrežnih tarifa, ili oboje. Preostali se prihodi stavljaju na poseban interni račun, sve dok ih ne bude moguće upotrijebiti u svrhe navedene u stavku 2.

4. Uporaba prihoda u skladu sa stavkom 2. točkama (a) ili (b) podliježe metodologiji koju predlažu operatori prijenosnih sustava nakon savjetovanja s nacionalnim regulatornim tijelima i relevantnim dionicima i nakon što je odobri ACER. Operatori prijenosnih sustava podnose prijedlog metodologije ACER-u do 5. srpnja 2020., a ACER o predloženoj metodologiji donosi odluku u roku od šest mjeseci nakon primitka prijedloga metodologije.

ACER može od operatora prijenosnih sustava zatražiti da izmijene ili ažuriraju metodologiju iz prvog podstavka. ACER odlučuje o izmijenjenoj ili ažuriranoj metodologije najkasnije šest mjeseci nakon njezina podnošenja.

Metodologijom se detaljno utvrđuju barem uvjeti pod kojima se prihodi mogu upotrebljavati za svrhe iz stavka 2., uvjeti pod kojima se, i na koje razdoblje, ti prihodi mogu staviti na odvojeni interni račun za buduću uporabu u te svrhe, te koliko dugo ti prihodi mogu ostati na takvom internom računu.

5. Operatori prijenosnih sustava unaprijed jasno utvrđuju na koji će se način upotrebljavati prihod od zagušenja te izvješćuju regulatorna tijela o stvarnoj uporabi tog prihoda. Najkasnije do 1. ožujka svake godine regulatorna tijela informiraju ACER i objavljuju izvješće u kojem se navode: (a) iznos prihoda prikupljenog u dvanaestomjesečnom razdoblju koje završava 31. prosinca prethodne godine; (b) način na koji je taj prihod upotrijebljen na temelju stavka 2., uključujući posebne projekte za koje je prihod upotrijebljen i iznos koji je stavljen na odvojeni račun; (c) iznos koji je iskorišten pri izračunu mrežnih tarifa, i (d) dokaz da je iznos iz točke (c) u skladu s ovom Uredbom i metodologijom koja je razvijena na temelju stavaka 3. i 4.

Kada je dio prihoda od zagušenja upotrijebljen pri izračunu mrežnih tarifa, u izvješću se prema potrebi navodi način na koji su operatori prijenosnih sustava ispunili prioritetne ciljeve utvrđene u članku 2.







POGLAVLJE IV.

ADEKVATNOST RESURSA

Članak 20.

Adekvatnost resursa na unutarnjem tržištu električne energije

1. Države članice nadziru adekvatnost resursa unutar svojeg državnog područja na temelju europske procjene adekvatnosti resursa iz članka 23. U svrhu dopunjavanja europske procjene adekvatnosti resursa države članice također mogu provesti nacionalne provjere adekvatnosti resursa u skladu s člankom 24.

2. Ako se europskom procjenom adekvatnosti resursa iz članak 23. ili nacionalnom procjenom adekvatnosti resursa iz članka 24. utvrdi zabrinutost u pogledu adekvatnosti resursa, zainteresirane države članice utvrđuju sve regulatorne poremećaje ili tržišne nedostatke koji su prouzročili nastajanje zabrinutosti ili mu pridonijeli.

3. Države članice s utvrđenim zabrinutostima u pogledu adekvatnosti resursa izrađuju i objavljuju plan provedbe, kao dio postupka državnih potpora, s vremenskim rasporedom za donošenje mjera kojima se uklanjaju svi utvrđeni regulatorni ili tržišni nedostaci. Pri uklanjanju zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa države članice uzimaju u obzir načela utvrđena u članku 3. i razmatraju sljedeće: (a) uklanjanje regulatornih poremećaja; (b) uklanjanje ograničenja cijena u skladu s člankom 10.; (c) uvođenje funkcije određivanja cijena manjka za energiju uravnoteženja kako je navedeno u članku 44. stavku 3. Uredbe 2017/2195; (d) povećanje kapaciteta interkonekcije i unutarnje mreže radi ostvarivanja barem svojih interkonekcijskih ciljeva kako je navedeno u članku 4. stavku 1. točki (d) Uredbe (EU) 2018/1999; (e) omogućivanje vlastite proizvodnje, skladištenja energije, mjera povezanih s potrošnjom i energetske učinkovitosti donošenjem mjera za uklanjanje svih utvrđenih regulatornih poremećaja; (f) osiguravanje troškovno učinkovite i tržišno utemeljene nabave usluga uravnoteženja i pomoćnih usluga; (g) ukidanje reguliranih cijena kada se to zahtijeva člankom 5. Direktive (EU) 2019/944.

4. Dotične države članice podnose Komisiji plan provedbe na preispitivanje.

5. U roku od četiri mjeseca od primitka plana provedbe Komisija donosi mišljenje o tome jesu li mjere dovoljne za uklanjanje regulatornih poremećaja ili tržišnih nedostataka utvrđenih u skladu sa stavkom 2. te države članice može pozvati da sukladno s time izmijene plan provedbe.

6. Dotične države članice prate primjenu plana provedbe i objavljuje rezultate praćenja u godišnjem izvješću koje podnose Komisiji.

7. Komisija donosi mišljenje o tome jesu li provedbeni planovi u dovoljnoj mjeri provedeni te jesu li zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa uklonjene.

8. I nakon što se riješi pitanje utvrđene zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa, države članice nastavljaju primjenjivati plan provedbe.

Članak 21.

Opća načela mehanizama za razvoj kapaciteta

1. Kako bi se uklonile preostale zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa, države članice mogu, kao zadnji izbor, uz provedbu mjera iz članka 20. stavka 3. ove Uredbe, u skladu s člancima 107., 108. i 109. UFEU-a uvesti mehanizme za razvoj kapaciteta.

2. Prije uvođenja mehanizama za razvoj kapaciteta dotične države članice provode sveobuhvatnu studiju o mogućim učincima takvih mehanizama na susjedne države članice savjetujući se barem sa susjednim državama članicama s kojima imaju izravnu mrežnu vezu i s dionicima tih država članica.

3. Države članice procjenjuju je li mehanizam za razvoj kapaciteta u obliku strateške rezerve sposoban riješiti zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa. Ako nije sposoban, države članice mogu uvesti drugu vrstu mehanizma za razvoj kapaciteta.

4. Države članice ne smiju uvesti mehanizme za razvoj kapaciteta ako se ni u europskim procjenama adekvatnosti resursa ni u nacionalnim procjenama adekvatnosti resursa ili, u nedostatku nacionalne procjene adekvatnosti resursa, samo u europskoj procjeni adekvatnosti resursa ne utvrde zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa.

5. Države članice ne uvode mehanizme za razvoj kapaciteta prije nego što se u okviru plana provedbe, kako je to navedeno u članku 20. stavku 3., zaprimi mišljenje Komisije kako je navedeno u članku 20. stavku 5.

6. Ako država članica primjenjuje mehanizam za razvoj kapaciteta, ona taj mehanizam za razvoj kapaciteta preispituje i osigurava da se u okviru tog mehanizma ne potpisuju novi ugovori ako se ni u europskoj procjeni adekvatnosti resursa ni u nacionalnoj procjeni adekvatnosti resursa ili, u nedostatku nacionalne procjene adekvatnosti resursa, samo u europskoj procjeni adekvatnosti resursa ne utvrdi zabrinutost u pogledu adekvatnosti resursa ili ako u odnosu na plan provedbe, kako je navedeno u članku 20. stavku 3., nije dobiveno mišljenje Komisije kako je navedeno u članku 20. stavku 5.

7. Pri osmišljavanju mehanizama za razvoj kapaciteta države članice uključuju odredbu kojom se omogućuje učinkovito administrativno postupno ukidanje mehanizma za razvoj kapaciteta u slučaju da tijekom tri uzastopne godine nisu sklopljeni novi ugovori u skladu sa stavkom 6.

8. Mehanizmi za razvoj kapaciteta su privremeni. Komisija ih odobrava na najviše 10 godina. Postupno se ukidaju ili se količina kapaciteta za koju su preuzete obveze smanjuje na temelju planova provedbe iz članka 20. Države članice nastavljaju primjenjivati plan provedbe nakon uvođenja mehanizma za razvoj kapaciteta.

Članak 22.

Načela osmišljavanja mehanizama za razvoj kapaciteta

1. Mehanizam za razvoj kapaciteta: (a) privremen je; (b) ne stvara nepotrebne tržišne poremećaje te se njima ne ograničava prekozonska trgovina; (c) ne nadilazi ono što je potrebno kako bi se uklonila zabrinutost u pogledu adekvatnosti iz članka 20.; (d) takav je da se pružatelji kapaciteta odabiru transparentnim, nediskriminirajućim i natjecateljskim postupkom; (e) takav je da se u okviru njega pružateljima kapaciteta pružaju poticaji da budu dostupni u vrijeme očekivanog opterećenja sustava; (f) jamči da je naknada određena natjecateljskim postupkom; (g) određuje tehničke uvjete za sudjelovanje pružatelja kapaciteta prije postupka odabira; (h) omogućuje sudjelovanje svih resursa kojima se može pružiti potrebna tehnička izvedba, uključujući skladištenje i upravljanje potrošnjom; (i) takav je da se u okviru njega pružateljima kapaciteta određuju primjerene sankcije ako nisu dostupni u vrijeme opterećenja sustava;

2. Načela osmišljavanja za strateške rezerve udovoljavaju sljedećim zahtjevima: (a) kada je mehanizam za razvoj kapaciteta osmišljen kao strateška rezerva, njegovi resursi dispečiraju se samo ako je izgledno da će operatori prijenosnih sustava iscrpiti svoje resurse za uravnoteženje kako bi se uspostavila ravnoteža između ponude i potražnje; (b) tijekom razdoblja obračuna odstupanja, kada su resursi u strateškoj rezervi bili dispečirani, odstupanja na tržištu namiruju se barem po vrijednosti neisporučene energije ili po vrijednosti koja je veća od unutardnevnog ograničenja tehničkih cijena kako je navedeno u članku 10. stavku 1., ovisno o tome što je više. (c) uspješnost strateške rezerve nakon dispečiranja pripisuje se subjektima odgovornima za odstupanje s pomoću mehanizma obračuna odstupanja. (d) za resurse koji sudjeluju u strateškim rezervama naknadu ne primaju iz veleprodajnih tržišta električne energije ili tržišta uravnoteženja. (e) resursi u strateškoj rezervi čuvaju se izvan tržišta barem tijekom ugovornog razdoblja.

Zahtjevom iz prvog podstavka točke (a) ne dovodi se u pitanje aktiviranje resursa prije samog dispečiranja kako bi se poštovala njihova ograničenja gradijenta i operativni zahtjevi resursa. Uspješnost strateške rezerve tijekom aktivacije ne pripisuje se uravnotežujućim skupinama na veleprodajnim tržištima niti mijenja njihova odstupanja.

3. Osim zahtjeva utvrđenih u stavku 1., mehanizmi za razvoj kapaciteta koji nisu strateške rezerve: (a) izrađeni su tako da se njima osigurava da cijena koja se plaća za dostupnost automatski teži nuli kada se očekuje da će razina dostavljenog kapaciteta biti primjerena za ispunjenje razine kapaciteta koji se potražuje; (b) sudjelujućim resursima isplaćuju naknadu samo za njihovu dostupnost te jamče da naknada ne utječe na odluke pružatelja kapaciteta o tome hoće li proizvoditi električnu energiju ili ne; (c) jamče da se obveze u pogledu kapaciteta mogu prenositi između prihvatljivih pružatelja kapaciteta.

4. Mehanizmi za razvoj kapaciteta ispunjavaju sljedeće zahtjeve u vezi s graničnim vrijednostima emisija CO2: (a) najkasnije od 4. srpnja 2019. proizvodni kapacitet koji je započeo s komercijalnom proizvodnjom i koji emitira više od 550 gr CO2 iz fosilnih goriva po kWh električne energije ne preuzima obveze niti prima plaćanja ili obveze za buduća plaćanja u okviru mehanizma za razvoj kapaciteta; (b) najkasnije od 1. srpnja 2025. proizvodni kapacitet koji je započeo s komercijalnom proizvodnjom prije 4. srpnja 2019. i koji emitira više od 550 gr CO2 iz fosilnih goriva po kWh električne energije i više od prosječno 350 kg CO2 iz fosilnih goriva godišnje po instaliranom kW ne preuzima obveze niti prima plaćanja ili obveze za buduća plaćanja u okviru mehanizma za razvoj kapaciteta.

Granična vrijednost emisija od 550 gr CO2 iz fosilnih goriva po kWh električne energije i ograničenje godišnjih emisija od prosječno 350kg CO2 iz fosilnih goriva godišnje po instaliranom kW iz prvog podstavka točaka (a) i (b) izračunava se na temelju učinkovitosti izrade proizvodne jedinice, to jest neto učinkovitost pod nazivnim kapacitetom u skladu s relevantnim standardima Međunarodne organizacije za standardizaciju.

Do 5. siječnja 2020. ACER objavljuje mišljenje s tehničkim smjernicama povezanima s izračunom vrijednosti iz prvog podstavka.

5. Države članice koje primjenjuju mehanizme za razvoj kapaciteta 4. srpnja 2019. prilagođavaju svoje mehanizme kako bi se uskladile s poglavljem 4. bez dovođenja u pitanje obveza ili ugovora sklopljenih do 31. prosinca 2019.

Članak 23.

Europska procjena adekvatnosti resursa

1. Europskom procjenom adekvatnosti resursa utvrđuje se zabrinutost u pogledu adekvatnosti resursa procjenom ukupne adekvatnosti elektroenergetskog sustava da odgovori na tekuću i predviđenu potražnju za električnom energijom na razini Unije, na razini država članica i, po potrebi, na razini pojedinih zona trgovanja. Europska procjena adekvatnosti resursa pokriva svaku godinu u desetogodišnjem razdoblju od dana te procjene.

2. Europsku procjenu adekvatnosti resursa provodi ENTSO za električnu energiju.

3. Do 5. siječnja 2020. ENTSO za električnu energiju podnosi Koordinacijskoj skupini za električnu energiju osnovanoj člankom 1. Odluke Komisije od 15. studenoga 2012. ( 6 ) i ACER-u nacrt metodologije za europsku procjenu adekvatnosti resursa na temelju načela koja su navedena u stavku 5. ovog članka.

4. Operatori prijenosnih sustava ENTSO-u za električnu energiju dostavljaju podatke koji su mu potrebni da bi proveo europsku procjenu adekvatnosti resursa.

ENTSO za električnu energiju svake godine provodi europsku procjenu adekvatnosti resursa. Proizvođači i ostali sudionici na tržištu operatorima prijenosnih sustava dostavljaju podatke o očekivanoj upotrebi proizvodnih resursa, uzimajući u obzir raspoloživost primarnih resursa i odgovarajući scenarij predviđene potražnje i ponude.

5. Europska procjena adekvatnosti resursa temelji se na transparentnoj metodologiji kojom se osigurava sljedeće: (a) procjena se provodi na svakoj razini zone trgovanja koja obuhvaća barem sve države članice; (b) procjena se temelji na primjerenim središnjim referentnim scenarijima predviđene potražnje i ponude, uključujući ekonomsku procjenu vjerojatnosti trajnog povlačenja, konzerviranja, novih proizvodnih sredstava i mjera za postizanje ciljeva energetske učinkovitosti i elektroenergetske međupovezanosti i ekstremnih vremenskih i hidroloških uvjeta, veleprodajnih cijena i kretanja cijene ugljika; (c) sadržava zasebne scenarije koji odražavaju različite vjerojatnosti pojave zabrinutosti u pogledu adekvatnosti proizvodnje, a osmišljene su za rješavanje različitih vrsta mehanizama za razvoj kapaciteta; (d) procjenom se primjereno uzima u obzir doprinos svih resursa koji uključuju postojeće i buduće mogućnosti za proizvodnju, skladištenje energije, sektorsku integraciju, upravljanje potrošnjom te uvoz i izvoz te njihov doprinos fleksibilnom pogonu sustava; (e) procjenom se predviđa vjerojatan učinak mjera iz članka 20. stavka 3.; (f) procjena sadržava varijante bez postojećih ili planiranih mehanizama za razvoj kapaciteta, a kada je primjenjivo i varijante s takvim mehanizmima; (g) procjena se temelji na tržišnom modelu u kojem se upotrebljava pristup temeljen na tokovima, ako je to primjenjivo; (h) u procjeni se primjenjuju probabilistički izračuni; (i) u procjeni se primjenjuje jedinstveni alat za izradu modela; (j) u procjenu se uključuju barem sljedeći pokazatelji iz članka 25.: — „očekivana neisporučena energija”, i — „očekivani gubitak opterećenja”; (k) procjenom se utvrđuju izvori mogućih zabrinutosti u pogledu adekvatnosti resursa, posebno radi li se o ograničenju mreže ili ograničenju resursa, ili o oboje; (l) procjenom se uzima u obzir stvarni razvoj mreže; (m) procjenom se osigurava primjereno uzimanje u obzir nacionalnih karakteristika proizvodnje, fleksibilnosti potrošnje i skladištenja energije, raspoloživosti primarnih resursa i razine interkonekcija.

6. Do 5. siječnja 2020. ENTSO za električnu energiju ACER-u podnosi nacrt metodologije za izračun: (a) vrijednosti neisporučene energije; (b) troška uvođenja novog postrojenja za proizvodnju, ili upravljanje potrošnjom i (c) standarda pouzdanosti iz članka 25.

Metodologija se temelji na transparentnim i objektivnim kriterijima koji se mogu provjeriti.

7. Prijedlozi iz stavaka 3. i 6. za nacrt metodologije, scenarije, osjetljivosti i pretpostavke na kojima se temelje te rezultati europske procjene adekvatnosti resursa iz stavka 4. podliježu prethodnom savjetovanju s državama članicama, Koordinacijskom skupinom za električnu energiju i relevantnim dionicima te odobrenju od strane ACER-a u skladu s postupkom utvrđenim u članku 27.

Članak 24.

Nacionalna procjena adekvatnosti resursa

1. Nacionalna procjena adekvatnosti resursa ima regionalno područje primjene i temelji se na metodologiji iz članka 23. stavka 3., a posebno članka 23. stavka 5. točaka od (b) do (m).

Nacionalne procjene adekvatnosti resursa sadržavaju referentne središnje scenarije kako su navedeni u članku 23. stavku 5. točki (b).

Nacionalnim procjenama adekvatnosti resursa mogu se uzeti u obzir dodatne osjetljivosti osim osjetljivosti iz članka 23. stavka 5. točke (b). U takvim slučajevima nacionalne procjene adekvatnosti resursa mogu:

(a) formulirati pretpostavke uzimajući u obzir posebnosti nacionalne opskrbe i potražnje za električnom energijom;

(b) upotrebljavati alate i dosljedne najnovije podatke koji su komplementarni s onima koje ENTSO za električnu energiju upotrebljava za europsku procjenu adekvatnosti resursa.

Povrh toga, u nacionalnim procjenama adekvatnosti resursa, pri procjeni doprinosa pružatelja kapaciteta smještenih u drugoj državi članici sigurnosti opskrbe zona trgovanja koje su obuhvaćene tim procjenama adekvatnosti resursa, koristi se metodologija kako je predviđena u članku 26. stavku 11. točki (a).

2. Nacionalne procjene adekvatnosti resursa te, kada je to primjenjivo, europska procjena adekvatnosti resursa i mišljenje ACER-a na temelju stavka 3. stavljaju se na raspolaganje javnosti.

3. Ako se nacionalnom procjenom adekvatnosti resursa utvrdi zabrinutost u vezi sa zonom trgovanja koja nije utvrđena u europskoj procjeni adekvatnosti resursa, nacionalna procjena adekvatnosti resursa uključuje obrazloženje nepodudarnosti između tih dviju procjena adekvatnosti resursa, uključujući pojedinosti o korištenim osjetljivostima i osnovnim pretpostavkama. Države članice objavljuju to izvješće o procjeni i podnose ga ACER-u.

U roku od dva mjeseca od datuma primitka izvješća ACER daje mišljenje o tome jesu li razlike između nacionalne procjene adekvatnosti resursa i europske procjene adekvatnosti resursa opravdane.

Tijelo odgovorno za nacionalnu procjenu adekvatnosti resursa uzima u obzir mišljenje ACER-a i prema potrebi izmjenjuje svoju ocjenu. Ako odluči ne uzeti u obzir u potpunosti mišljenje ACER-a, tijelo odgovorno za nacionalnu procjenu adekvatnosti resursa objavljuje izvješće s detaljnim obrazloženjem.

Članak 25.

Standard pouzdanosti

1. Države članice se pri primjeni mehanizama za razvoj kapaciteta koriste utvrđenim standardom pouzdanosti. Standard pouzdanosti na transparentan način sadržava potrebnu razinu sigurnosti opskrbe države članice. U slučaju prekograničnih zona trgovanja relevantna tijela zajednički utvrđuju te standarde pouzdanosti.

2. Država članica ili nadležno tijelo koje odredi država članica na prijedlog regulatornog tijela utvrđuje standard pouzdanosti. Standard pouzdanosti temelji se na metodologiji utvrđenoj u članku 23. stavku 6.

3. Standard pouzdanosti izračunava se uporabom barem vrijednosti neisporučene energije i troška uvođenja novog postrojenja u određenom vremenskom okviru te se izražava kao „očekivana neisporučena energija” i „očekivani gubitak opterećenja”.

4. Pri primjeni mehanizama za razvoj kapaciteta parametre za utvrđivanje količine kapaciteta koju osigurava mehanizam za razvoj kapaciteta odobrava država članica ili neko drugo nadležno tijelo koje odredi država članica na temelju prijedloga regulatornog tijela.

Članak 26.

Prekogranično sudjelovanje u mehanizmima za razvoj kapaciteta

1. Mehanizmi za razvoj kapaciteta koji nisu strateške rezerve i, ako je to tehnički izvedivo, strateške rezerve, otvoreni su za izravno prekogranično sudjelovanje pružatelja kapaciteta smještenih u drugoj državi članici, podložno uvjetima utvrđenima u ovom članku.

2. Države članice osiguravaju da strani kapacitet koji može pružiti jednakovrijednu tehničku izvedbu kao i domaći kapaciteti ima priliku sudjelovati u istom natjecateljskom postupku kao i domaći kapacitet. U slučaju mehanizama za razvoj kapaciteta koji je u funkciji 4. srpnja 2019., države članice mogu interkonekcijskim vodovima dopustiti da izravno sudjeluju u istom natjecateljskom postupku kao strani kapaciteti u razdoblju od najviše četiri godine nakon 4. srpnja 2019. ili dvije godine nakon odobrenja metodologija iz stavka 11., ovisno o tome što nastupi prije.

Države članice mogu zahtijevati da se strani kapacitet nalazi u državi članici s izravnom mrežnom vezom s državom članicom koja primjenjuje mehanizam.

3. Države članice ne smiju onemogućavati kapacitet koji se nalazi na njihovu državnom području u sudjelovanju u mehanizmima za razvoj kapaciteta drugih država članica.

4. Prekograničnim sudjelovanjem u mehanizmima za razvoj kapaciteta ne smije se mijenjati, izmjenjivati ili na drugi način utjecati na prekozonske rasporede i fizičke protoke između država članica. Ti se rasporedi i protoci utvrđuju isključivo ishodom dodjele kapaciteta na temelju članka 16.

5. Pružatelji kapaciteta mogu sudjelovati u više od jednog mehanizma za razvoj kapaciteta.

Ako pružatelji kapaciteta sudjeluju u više mehanizama za razvoj kapaciteta u istom razdoblju isporuke, oni sudjeluju do očekivane dostupnosti interkonekcije i vjerojatnog podudaranja opterećenja sustava između sustava u kojem se mehanizam primjenjuje i sustava u kojem se nalazi strani kapacitet u skladu s metodologijom iz stavka 11. točke (a).

6. Pružatelji kapaciteta dužni su vršiti isplate za nedostupnost ako njihov kapacitet nije dostupan.

Kada pružatelji kapaciteta sudjeluju u više mehanizama za razvoj kapaciteta u istom razdoblju isporuke, oni su dužni vršiti višestruke isplate za nedostupnost ako nisu u mogućnosti ispuniti višestruke obveze.

7. Za potrebe davanja preporuka operatorima prijenosnih sustava regiona