02019R0943 — NL — 23.06.2022 — 001.001

Onderstaande tekst dient louter ter informatie en is juridisch niet bindend. De EU-instellingen zijn niet aansprakelijk voor de inhoud. Alleen de besluiten die zijn gepubliceerd in het Publicatieblad van de Europese Unie (te raadplegen in EUR-Lex) zijn authentiek. Deze officiële versies zijn rechtstreeks toegankelijk via de links in dit document

►B VERORDENING (EU) 2019/943 VAN HET EUROPEES PARLEMENT EN DE RAAD van 5 juni 2019 betreffende de interne markt voor elektriciteit (herschikking) (Voor de EER relevante tekst) (PB L 158 van 14.6.2019, blz. 54)

Gewijzigd bij:









▼B

VERORDENING (EU) 2019/943 VAN HET EUROPEES PARLEMENT EN DE RAAD

van 5 juni 2019

betreffende de interne markt voor elektriciteit

(herschikking)

(Voor de EER relevante tekst)







HOOFDSTUK I

ONDERWERP, WERKINGSSFEER EN DEFINITIES

Artikel 1

Onderwerp en werkingssfeer

Deze verordening beoogt:

a) de basis tot stand te brengen waarmee de doelstellingen van de Europese energie-unie, en met name het klimaat- en energiekader 2030, efficiënt worden verwezenlijkt door het mogelijk te maken dat de markt signalen afgeeft voor meer efficiëntie, een groter aandeel van hernieuwbare energiebronnen, voorzieningszekerheid, flexibiliteit, duurzaamheid, decarbonisatie en innovatie;

b) fundamentele beginselen vast te stellen voor goed functionerende, geïntegreerde elektriciteitsmarkten, waarbij niet-discriminerende toegang voor alle aanbieders van middelen en elektriciteitsafnemers mogelijk is, de consumenten mondig worden gemaakt, het concurrentievermogen op de mondiale markt alsook vraagrespons, energieopslag en energie-efficiëntie worden verzekerd, de aggregatie van decentrale vraag en aanbod mogelijk is en markt- en sectorintegratie en marktgebaseerde vergoeding van uit hernieuwbare bronnen opgewekte elektriciteit mogelijk worden gemaakt;

c) eerlijke regels te stellen voor de grensoverschrijdende elektriciteitshandel, om aldus de mededinging op de interne elektriciteitsmarkt te bevorderen, rekening houdend met de specifieke kenmerken van de nationale en regionale markten. Dit omvat de totstandbrenging van een vergoedingsmechanisme voor grensoverschrijdende elektriciteitsstromen en de vaststelling van geharmoniseerde beginselen inzake tarieven voor grensoverschrijdende transmissie en de toewijzing van beschikbare interconnectiecapaciteit tussen nationale transmissiesystemen;

d) het ontstaan te bevorderen van een goed functionerende en transparante groothandelsmarkt die bijdraagt tot een hoog niveau van zekerheid van de elektriciteitsvoorziening en te voorzien in mechanismen om deze regels voor de grensoverschrijdende elektriciteitshandel te harmoniseren.

Artikel 2

Definities

Volgende definities zijn van toepassing:

1. "interconnector": transmissieleiding die een grens tussen lidstaten overschrijdt of overspant en de nationale transmissiesystemen van de lidstaten onderling koppelt;

2. "regulerende instantie": de regulerende instantie die door elke lidstaat wordt aangeduid krachtens artikel 57, lid 1, van Richtlijn (EU) 2019/944;

3. "grensoverschrijdende stroom": een fysieke stroom van elektriciteit op een transmissienet van een lidstaat die het gevolg is van de invloed van de activiteit van producenten, afnemers, of beide, buiten die lidstaat op zijn transmissienetwerk;

4. "congestie": een situatie waarin niet aan alle verzoeken van marktdeelnemers betreffende handel tussen netgebieden kan worden voldaan, aangezien de fysieke stromen op de netelementen die niet in deze stromen kunnen voorzien daardoor in aanzienlijke mate zouden worden getroffen;

5. "nieuwe interconnector": een interconnector die op 4 augustus 2003 niet voltooid is;

6. "structurele congestie": congestie in het transmissiesysteem die ondubbelzinnig kan worden gedefinieerd, voorspelbaar en in geografisch opzicht langdurig stabiel is alsmede herhaaldelijk onder normale elektriciteitssysteemomstandigheden voorkomt;

7. "marktbeheerder": een entiteit die een dienst levert waarbij de aanbiedingen om elektriciteit te verkopen in evenwicht zijn met biedingen om elektriciteit te kopen;

8. "benoemde elektriciteitsmarktbeheerder" of "NEMO": een marktbeheerder die door de bevoegde autoriteit is aangewezen om taken uit te voeren met betrekking tot eenvormige day-ahead- of eenvormige intradaykoppeling;

9. "waarde van de niet-geleverde energie (VoLL)": een raming in EUR/MWh van de maximale elektriciteitsprijs die afnemers bereid zijn te betalen om niet-beschikbaarheid te voorkomen;

10. "balancering": alle acties en processen in alle tijdsbestekken waarmee de transmissiesysteembeheerders op bestendige wijze waarborgen dat de systeemfrequentie binnen een vooraf gedefinieerd stabiliteitsbereik blijft en dat voldoende reserves beschikbaar zijn om de vereiste kwaliteit te garanderen;

11. "balanceringsenergie": energie die door de transmissiesysteembeheerders wordt gebruikt om de balancering uit te voeren;

12. "balanceringsdienstverlener": een marktdeelnemer die balanceringsenergie en/of balanceringscapaciteit aanbiedt aan transmissiesysteembeheerders;

13. "balanceringscapaciteit": een hoeveelheid capaciteit waarvan de balanceringsdienstverlener is overeengekomen erover te beschikken en ten aanzien waarvan de balanceringsdienstverlener is overeengekomen biedingen voor een dienovereenkomstige hoeveelheid balanceringsenergie bij de transmissiebeheerder te doen gedurende de looptijd van de overeenkomst;

14. "balanceringsverantwoordelijke of BRP": een marktdeelnemer of de door deze gekozen vertegenwoordiger die verantwoordelijk is voor diens onbalans op de elektriciteitsmarkt;

15. "onbalansverrekeningsperiode": de tijdseenheid waarvoor de onbalans van de balanceringsverantwoordelijken wordt berekend;

16. "onbalansprijs": de prijs, die positief, nul of negatief kan zijn, in elke periode voor onbalansverrekening voor een onbalans in elke richting;

17. "onbalansprijszone": de zone waarin een onbalansprijs wordt berekend;

18. "prekwalificatieproces": het proces waarmee wordt gecontroleerd of een aanbieder van balanceringscapaciteit voldoet aan de door de transmissiesysteembeheerders vastgestelde eisen;

19. "reservecapaciteit": de omvang van de frequentiebegrenzingsreserves, frequentieherstelreserves of vervangingsreserves die voor de transmissiesysteembeheerder beschikbaar moeten zijn;

20. "prioritaire dispatching": met betrekking tot het self-dispatchingmodel, de dispatching van elektriciteitscentrales op basis van criteria die verschillen van de economische volgorde van biedingen en, met betrekking tot het centraal dispatchingmodel, dispatching van elektriciteitscentrales op basis van criteria die verschillen van de economische volgorde en van de netbeperkingen, waarbij prioriteit wordt gegeven aan dispatching van bepaalde productietechnologieën;

21. "capaciteitsberekeningsregio": een geografisch gebied waarbinnen een gecoördineerde capaciteitsberekening wordt toegepast;

22. "capaciteitsmechanisme": een tijdelijke maatregel waarmee wordt gewaarborgd dat het noodzakelijke niveau van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening wordt bereikt door middel van de vergoeding van hulpbronnen aan de hand van de beschikbaarheid ervan, met uitzondering van maatregelen in verband met ondersteunende diensten en congestiebeheer;

23. "hoogrenderende warmtekrachtkoppeling": warmtekrachtkoppeling die voldoet aan de in bijlage II bij Richtlijn 2012/27/EU van het Europees Parlement en de Raad ( 1 ) vastgestelde criteria;

24. "demonstratieproject": een project waarbij een technologie als eerste in haar soort in de Unie wordt gedemonstreerd en dat een aanzienlijke innovatie vertegenwoordigt die veel verder gaat dan de huidige stand van de techniek;

25. "markdeelnemer": een natuurlijke persoon of rechtspersoon die elektriciteit aankoopt, verkoopt, of produceert, aan aggregatie doet of vraagrespons- of energieopslagdiensten verstrekt, onder meer door het plaatsen van handelsorders op een of meerdere elektriciteitsmarkten, waaronder op balanceringsenergiemarkten;

26. "redispatching": een maatregel, met inbegrip van beperking, die door een of meerdere transmissiesysteembeheerders of distributiesysteembeheerders wordt geactiveerd door een wijziging van het productie- en/of belastingspatroon teneinde de fysieke stromen in het elektriciteitssysteem te veranderen en fysieke congestie te verlichten of de systeemveiligheid op een andere manier te waarborgen;

27. "compensatiehandel": een zoneoverschrijdende transactie die door systeembeheerders tussen twee biedzones is opgestart om fysieke congestie te verlichten;

28. "elektriciteitsproductie-installatie" een installatie waarin primaire energie wordt omgezet in elektrische energie en die bestaat uit een of meer elektriciteitsproductie-eenheden die met een netwerk zijn verbonden;

29. "centraal dispatchingmodel": een programmerings- en dispatchingmodel waarbij de productie- en verbruiksplannen, alsmede de dispatching van elektriciteitsproductie-installaties en verbruikersinstallaties, wat inzetbare installaties betreft, worden bepaald door een transmissiesysteembeheerder binnen het geïntegreerde programmeringsproces;

30. "zelfdispatchingmodel": een programmerings- en dispatchingmodel waarbij de productie- en verbruiksplannen, alsmede de dispatching van elektriciteitsproductie-installaties en verbruikersinstallaties, worden bepaald door de programma-agent van deze faciliteiten;

31. "standaardbalanceringsproduct" een geharmoniseerd balanceringsproduct dat door alle transmissiesysteembeheerders is gedefinieerd voor de uitwisseling van balanceringsdiensten;

32. "specifiek balanceringsproduct" een balanceringsproduct dat verschilt van een standaard balanceringsproduct;

33. "gedelegeerd beheerder": een entiteit waaraan specifieke taken of verplichtingen die uit hoofde van deze verordening of een andere Unierechtshandeling zijn toevertrouwd aan een transmissiesysteembeheerder of een benoemde elektriciteitsmarktbeheerder, door die transmissiesysteembeheerder of NEMO zijn gedelegeerd of door een lidstaat of een regulerende instantie zijn toegewezen.

34. "afnemer": afnemer zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 1, van Richtlijn (EU) 2019/944;

35. "eindafnemer": eindafnemer zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 3, van Richtlijn (EU) 2019/944;

36. "grootafnemer": grootafnemer zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 2, van Richtlijn (EU) 2019/944;

37. "huishoudelijke afnemer": huishoudelijke afnemer zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 4, van Richtlijn (EU) 2019/944;

38. "kleine onderneming": kleine onderneming zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 7, van Richtlijn (EU) 2019/944;

39. "actieve afnemer": actieve afnemer zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 8, van Richtlijn (EU) 2019/944;

40. "elektriciteitsmarkten": elektriciteitsmarkten zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 9, van Richtlijn (EU) 2019/944;

41. "levering": levering zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 12, van Richtlijn (EU) 2019/944;

42. "elektriciteitsleveringscontract": elektriciteitsleveringscontract zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 13, van Richtlijn (EU) 2019/944;

43. "aggregatie": aggregatie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 18, van Richtlijn (EU) 2019/944;

44. "vraagrespons": vraagrespons zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 20, van Richtlijn (EU) 2019/944;

45. "slim metersysteem": slim metersysteem zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 23, van Richtlijn (EU) 2019/944;

46. "interoperabiliteit":interoperabiliteit zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 24, van Richtlijn (EU) 2019/944;

47. "distributie": distributie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 28, van Richtlijn (EU) 2019/944;

48. "distributiesysteembeheerder": distributiesysteembeheerder zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 29, van Richtlijn (EU) 2019/944;

49. "energie-efficiëntie":energie-efficiëntie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 30, van Richtlijn (EU) 2019/944;

50. "energie uit hernieuwbare bronnen" of "hernieuwbare energie": energie uit hernieuwbare bronnen zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 31, van Richtlijn (EU) 2019/944;

51. "gedistribueerde productie": gedistribueerde productie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 32, van Richtlijn (EU) 2019/944;

52. "transmissie": transmissie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 34, van Richtlijn (EU) 2019/944;

53. "transmissiesysteembeheerder": transmissiesysteembeheerder zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 35, van Richtlijn (EU) 2019/944;

54. "systeemgebruiker": systeemgebruiker zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 36, van Richtlijn (EU) 2019/944;

55. "productie": productie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 37, van Richtlijn (EU) 2019/944;

56. "producent": producent zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 38, van Richtlijn (EU) 2019/944;

57. "stelsel van systemen": stelsel van systemen zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 40, van Richtlijn (EU) 2019/944;

58. "kleinschalig geïsoleerd systeem": kleinschalig geïsoleerd systeem zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 42, van Richtlijn (EU) 2019/944;

59. "kleinschalig verbonden systeem": kleinschalig verbonden systeem zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 43, van Richtlijn (EU) 2019/944;

60. "ondersteunende dienst": ondersteunende dienst zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 48, van Richtlijn (EU) 2019/944;

61. "niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst": niet-frequentiegerelateerde ondersteunende dienst zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 49, van Richtlijn (EU) 2019/944;

62. "energieopslag": energieopslag zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 59, van Richtlijn (EU) 2019/944;

63. "regionaal coördinatiecentrum": een regionaal coördinatiecentrum zoals opgericht op grond van artikel 35 van deze verordening;

64. "groothandelsmarkt voor energie": groothandelsmarkt voor energie zoals gedefinieerd in artikel 2, punt 6, van Verordening (EU) nr. 1227/2011 van het Europees Parlement en de Raad ( 2 );

65. "biedzone": het grootste geografische gebied waarin marktdeelnemers in staat zijn energie uit te wisselen zonder capaciteitstoewijzing;

66. "capaciteitstoewijzing": de toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit;

67. "regelzone": een samenhangend deel van het geïnterconnecteerde systeem, geëxploiteerd door één systeembeheerder en omvattend onderling gekoppelde fysieke belastingen en/of productie-eenheden als die er zijn;

68. "gecoördineerde nettransmissiecapaciteit": een capaciteitsberekeningsmethode gebaseerd op het beginsel van voorafgaande beoordeling en omschrijving van een maximale uitwisseling van energie tussen aanpalende biedzones;

69. "kritisch netwerkelement": een netwerkelement, binnen een biedzone, dan wel tussen biedzones, waarbij in het capaciteitsberekeningsproces rekening wordt gehouden om de hoeveelheid elektriciteit die kan worden uitgewisseld, te beperken;

70. "zoneoverschrijdende capaciteit": het vermogen van het geïnterconnecteerde systeem om de overdracht van energie tussen biedzones mogelijk te maken;

71. "productie-eenheid": een faciliteit voor de productie van elektriciteit, die deel uitmaakt van een opwekkingseenheid.







HOOFDSTUK II

ALGEMENE VOORSCHRIFTEN VOOR DE ELEKTRICITEITSMARKT

Artikel 3

Beginselen inzake het beheer van elektriciteitsmarkten

De lidstaten, de regulerende instanties, de transmissiesysteembeheerders, de distributiesysteembeheerders, de marktbeheerders en de gedelegeerde beheerders waarborgen dat de elektriciteitsmarkten in overeenstemming met de volgende beginselen worden beheerd:

a) prijsvorming vindt plaats op basis van vraag en aanbod;

b) de marktvoorschriften moedigen de vrije prijsvorming aan en vermijden acties waardoor prijsvorming op basis van vraag en aanbod wordt tegengegaan;

c) de marktvoorschriften vergemakkelijken de ontwikkeling van meer flexibele productie, duurzame koolstofarme productie en meer flexibele vraag;

d) eindafnemers worden in staat gesteld te profiteren van de mogelijkheden die de markt biedt en van scherpere concurrentie op de retailmarkten, en krijgen de mogelijkheid om als marktdeelnemers op te treden op de energiemarkt en bij de energietransitie;

e) eindafnemers en kleine bedrijven worden in staat gesteld aan de markt deel te nemen door middel van de aggregatie van productie door meerdere elektriciteitsproductie-installaties of belasting door meerdere vraagresponsinstallaties, waardoor kan worden voorzien in gezamenlijke aanbiedingen op de elektriciteitsmarkt en gezamenlijk beheer in het elektriciteitssysteem kan plaatsvinden, in overeenstemming met het mededingingsrecht van de Unie;

f) de marktvoorschriften maken de decarbonisatie van het elektriciteitssysteem en daarmee van de economie mogelijk, onder meer door de integratie van elektriciteit uit hernieuwbare energiebronnen mogelijk wordt gemaakt en prikkels voor energie-efficiëntie worden geboden;

g) de marktvoorschriften zorgen voor passende investeringsprikkels voor productie, in het bijzonder langetermijninvesteringen voor een koolstofvrij en duurzaam elektriciteitssysteem, energieopslag, energie-efficiëntie, en zorgen voor vraagrespons, waardoor aan de behoeften van de markt tegemoet wordt gekomen, en faciliteren eerlijke mededinging, waardoor de voorzieningszekerheid wordt gewaarborgd;

h) belemmeringen voor grensoverschrijdende elektriciteitsstromen tussen biedzones of lidstaten en grensoverschrijdende transacties op elektriciteitsmarkten en aanverwante dienstenmarkten worden geleidelijk weggenomen;

i) de marktvoorschriften voorzien in regionale samenwerking wanneer dat doeltreffend is;

j) veilige en duurzame productie, energieopslag en vraagrespons nemen op gelijke voet deel aan de markt, overeenkomstig de in het Unierecht bepaalde eisen;

k) alle producenten zijn direct of indirect verantwoordelijk voor de verkoop van de elektriciteit die zij produceren;

l) de marktvoorschriften maken het mogelijk dat demonstratieprojecten worden ontwikkeld inzake duurzame, veilige en koolstofarme energiebronnen, technologieën of systemen, die worden gerealiseerd en gebruikt ten bate van de maatschappij;

m) de marktvoorschriften maken efficiënte dispatching van middelen voor elektriciteitsproductie, energieopslag en vraagrespons mogelijk;

n) de marktvoorschriften maken toegang en vertrek van elektriciteitsproducenten, energieopslagbedrijven en elektriciteitsleveranciers mogelijk naargelang van hun beoordeling van de economische en financiële levensvatbaarheid van hun activiteiten;

o) om marktdeelnemers de mogelijkheid te geven zich op marktgebaseerde wijze te beschermen tegen risico's op prijsvolatiliteit en om onzekerheid wat betreft toekomstige producten te beperken, zijn indekkingsmogelijkheden op lange termijn op transparante wijze verhandelbaar op beurzen, en komen elektriciteitsleveringscontracten voor de lange termijn buiten de beurs tot stand, waarbij het mededingingsrecht van de Unie moet worden nageleefd;

p) de marktvoorschriften vergemakkelijken de handel in producten in de Unie en bij wijzigingen in de wetgeving wordt rekening gehouden met de effecten op termijnmarkten en -producten op zowel korte als lange termijn;

q) marktdeelnemers hebben een recht om onder objectieve, transparante en niet-discriminerende voorwaarden toegang te krijgen tot de transmissie- en distributienetten.

Artikel 4

Rechtvaardige transitie

De Commissie biedt met alle beschikbare middelen steun aan lidstaten die een nationale strategie invoeren voor de geleidelijke vermindering van de bestaande productie uit kolen en andere vaste fossiele brandstoffen en de mijncapaciteit teneinde een rechtvaardige transitie mogelijk te maken in regio's die een structurele verandering ondergaan. De Commissie biedt de lidstaten bijstand om de sociale en economische gevolgen van de transitie naar schone energie aan te pakken.

Zij werkt daartoe nauw samen met de belanghebbenden in steenkool- en koolstofintensieve regio's, faciliteert de toegang tot en het gebruik van de beschikbare fondsen en programma's, en stimuleert de uitwisseling van goede praktijken, waaronder discussies over industriële stappenplannen en herscholingsbehoeften.

Artikel 5

Verantwoordelijkheid voor balancering

1. Alle marktdeelnemers zijn verantwoordelijk voor de onbalans die zij in het systeem veroorzaken ("verantwoordelijkheid voor balancering"). Daartoe zijn de marktdeelnemers balanceringsverantwoordelijken of delegeren zij hun verantwoordelijkheid op basis van een overeenkomst aan de balanceringsverantwoordelijke van hun keuze. Elke balanceringsverantwoordelijke partij is financieel aansprakelijk voor zijn onbalansen en streeft ernaar in evenwicht te zijn of het elektriciteitssysteem in evenwicht te helpen houden.

2. De lidstaten kunnen alleen in de volgende gevallen voorzien in derogaties van de balanceringsverantwoordelijkheid voor: a) demonstratieprojecten voor innovatieve technologieën, onder voorbehoud van goedkeuring door de regulerende instantie, op voorwaarde dat deze derogaties beperkt zijn tot de tijd en de mate waarin zij noodzakelijk zijn om de doeleinden van de demonstratie te verwezenlijken; b) elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken en een geïnstalleerd elektrisch vermogen hebben kleiner dan 400 kW; c) installaties die door de Commissie goedgekeurde steun ontvangen die voldoet aan de staatssteunregels krachtens de artikelen 107 tot en met 109 VWEU en die vóór 4 juli 2019 zijn opgeleverd.

De lidstaten kunnen, onverminderd de artikelen 107 en 108 VWEU, geheel of gedeeltelijk van de verantwoordelijkheid voor balancering vrijgestelde marktdeelnemers stimuleren om de volledige verantwoordelijkheid voor balancering te aanvaarden.

3. Indien een lidstaat overeenkomstig lid 2 in een derogatie voorziet, zorgt hij ervoor dat de financiële verantwoordelijkheid voor onbalansen door andere marktdeelnemers wordt gedragen.

4. Voor elektriciteitsproductie-installaties die vanaf 1 januari 2026 worden opgeleverd, is lid 2, onder b), uitsluitend van toepassing op productie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken met een geïnstalleerd elektrisch vermogen kleiner dan 200 kW.

Artikel 6

Balanceringsmarkt

1. Balanceringsmarkten en prekwalificatieprocessen worden zodanig georganiseerd dat: a) doeltreffende niet-discriminatie tussen marktdeelnemers wordt gewaarborgd, waarbij rekening wordt gehouden met de verschillende technische behoeften van het elektriciteitssysteem en de verschillende technische mogelijkheden van productiebronnen, energieopslag en vraagsturing; b) diensten transparant en technologieneutraal worden gedefinieerd en transparant en marktgebaseerd worden ingekocht; c) alle marktdeelnemers, waaronder van marktdeelnemer op het gebied van elektriciteit uit variabele hernieuwbare bronnen, vraagrespons en energieopslag, op non-discriminatoire wijze toegang hebben, afzonderlijk of via aggregatie; d) zij de noodzaak respecteren om rekening te houden met het toenemende aandeel van variabele productie, de toenemende vraagbeheersing en de opkomst van nieuwe technologieën.

2. De prijs van de balanceringsenergie wordt niet vooraf bepaald in een overeenkomst voor balanceringscapaciteit. De inkoopprocessen zijn transparant overeenkomstig artikel 4, lid 40, van Richtlijn (EU) 2019/944, waarbij tegelijkertijd het vertrouwelijke karakter wordt gerespecteerd.

3. Balanceringsmarkten waarborgen de operationele veiligheid en voorzien tegelijkertijd in maximaal gebruik en efficiënte toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit in de verschillende tijdsbestekken overeenkomstig artikel 17.

4. De vereffening van balanceringsenergie voor standaard- en specifieke balanceringsproducten is gebaseerd op marginale prijsstelling (pay-as-cleared), tenzij alle regulerende instanties een alternatieve tariferingsmethode hebben goedgekeurd op basis van een gezamenlijk voorstel van alle transmissiesysteembeheerders na een analyse waaruit blijkt dat een alternatieve tariferingsmethode efficiënter is.

De marktdeelnemers mogen binnen een tijdsspanne die realtime zo dicht mogelijk benadert biedingen uitbrengen, en de BE-GCT is na de gate-sluitingstijd van de zoneoverschrijdende intradaymarkt.

Transmissiesysteembeheerders die een centraal dispatchingmodel gebruiken, kunnen aanvullende regels vaststellen overeenkomstig de richtsnoeren voor elektriciteitsbalancering vastgesteld op basis van artikel 6, lid 11, van Verordening (EG) nr. 714/2009.

5. Onbalansen worden vereffend tegen een prijs die de realtimewaarde van energie weerspiegelt.

6. Een onbalansprijszone is gelijk aan een biedzone, behalve in het geval van een centraal dispatchingmodel, waarin een onbalansprijszone deel kan uitmaken van een biedzone.

7. De dimensionering van reservecapaciteit wordt door de transmissiesysteembeheerders verricht en wordt op regionaal niveau gefaciliteerd.

8. De inkoop van balanceringscapaciteit wordt door de transmissiesysteembeheerder verricht en kan op regionaal niveau worden gefaciliteerd. Het daartoe reserveren van grensoverschrijdende capaciteit kan worden beperkt. De inkoop van balanceringscapaciteit is marktgebaseerd en zodanig georganiseerd dat er in het prekwalificatieproces geen discriminatie plaatsvindt, ongeacht of de marktdeelnemers afzonderlijk of door middel van aggregatie deelnemen, overeenkomstig artikel 40, lid 4, van Richtlijn (EU) 2019/944.

De inkoop van balanceringscapaciteit is gebaseerd op een primaire markt, tenzij en voor zover de regulerende instantie heeft voorzien in een derogatie die het gebruik toestaat van andere vormen van marktgebaseerde inkoop wegens een gebrek aan mededinging op de markt voor balanceringsdiensten. Derogaties van de verplichting om de inkoop van balanceringscapaciteit te baseren op het gebruik van primaire markten worden om de drie jaar herzien.

9. Opwaartse balanceringscapaciteit en neerwaartse balanceringscapaciteit worden afzonderlijk ingekocht, tenzij de regulerende instantie een derogatie van dit beginsel verleent omdat dit tot een hogere economische efficiëntie zou leiden, zoals aangetoond door de transmissiesysteembeheerder. Contracten voor balanceringscapaciteit worden niet later gesloten dan één dag vóór de levering van de balanceringscapaciteit en de contractperiode bestrijkt maximaal één dag, tenzij en voor zover die regulerende instantie eerdere of langere contractperioden heeft goedgekeurd om de voorzieningszekerheid te waarborgen of de economische efficiëntie te verbeteren.

Indien een derogatie wordt verleend, wordt voor minimaal 40 % van de standaardbalanceringsproducten en minimaal 30 % van alle producten die voor de balanceringscapaciteit worden gebruikt, worden contracten voor de balanceringscapaciteit niet meer dan één dag vóór de levering van de balanceringscapaciteit gesloten en bestrijkt de contractperiode maximaal één dag. Het contract voor het resterende deel van de balanceringscapaciteit wordt uitgevoerd maximaal één maand voor de levering van de balanceringscapaciteit en de contractperiode bedraagt maximaal één maand.

10. Op verzoek van de transmissiesysteembeheerder kan de regulerende instantie beslissen de contractperiode van het resterende deel van de balanceringscapaciteit als bedoeld in lid 9 te verlengen tot een maximumperiode van twaalf maanden, mits die beslissing in de tijd beperkt is en de positieve gevolgen in termen van lagere kosten voor de eindafnemers de negatieve effecten op de markt overstijgen. Het verzoek vermeldt: a) de specifieke periode waarvoor vrijstelling wordt gevraagd; b) het specifieke volume balanceringscapaciteit waarvoor vrijstelling wordt gevraagd; c) een analyse van het effect van de vrijstelling op de deelname van de balanceringsmiddelen, en d) een rechtvaardiging van de vrijstelling, waarin wordt aangetoond dat een dergelijke vrijstelling tot lagere kosten voor de eindafnemers zou leiden.

11. Niettegenstaande lid 10, zullen contractperioden vanaf 1 januari 2026 niet langer duren dan zes maanden.

12. Uiterlijk op 1 januari 2028 brengen de regulerende instanties aan de Commissie en ACER verslag uit over het aandeel van de totale capaciteit die wordt gedekt door contracten of inkoopperioden die langer dan één dag duren.

13. De transmissiesysteembeheerders of hun gedelegeerde beheerders publiceren, zo veel mogelijk in realtime maar niet meer dan dertig minuten na de levering, de actuele systeembalans van hun programmeringszones, de geraamde prijzen van onbalansen en de geraamde prijzen voor balanceringsenergie.

14. Wanneer standaardbalanceringsproducten niet voldoende zijn om de operationele veiligheid te waarborgen of wanneer bepaalde balanceringsmiddelen niet kunnen deelnemen aan de balanceringsmarkt door middel van standaardbalanceringsproducten, kunnen de transmissiesysteembeheerders derogaties van de leden 2 en 4 voorstellen voor specifieke balanceringsproducten die lokaal worden geactiveerd zonder dat ze met andere transmissiesysteembeheerders worden uitgewisseld, en de regulerende instanties kunnen deze goedkeuren.

Voorstellen voor derogaties omvatten een beschrijving van de maatregelen die worden voorgesteld om het gebruik van specifieke producten tot een minimum te beperken, voor zover dit economisch efficiënt is, bewijzen waaruit blijkt dat de specifieke producten geen significante inefficiëntie en verstoring van de balanceringsmarkt veroorzaken binnen dan wel buiten de programmeringszone, en, voor zover van toepassing, de regels om balanceringsenergiebiedingen van specifieke balanceringsproducten om te zetten in balanceringsenergiebiedingen van standaardbalanceringsproducten.

Artikel 7

Day-ahead- en intradaymarkten

1. De transmissiesysteembeheerders en de NEMO's organiseren gezamenlijk het beheer van de geïntegreerde day-ahead- en intradaymarkten overeenkomstig Verordening (EU) 2015/1222. De transmissiesysteembeheerders en de NEMO's werken samen op Unieniveau of, wanneer zulks geschikter is, op regionale basis, teneinde maximale efficiëntie en doeltreffendheid van de day-ahead- en intraday-elektriciteitshandel in de Unie tot stand te brengen. De verplichting tot samenwerking laat de toepassing van de bepalingen van het mededingingsrecht van de Unie onverlet. In hun aan de elektriciteitshandel gerelateerde functies zijn de transmissiesysteembeheerders en de NEMO's onderworpen aan regelgevend toezicht door de regulerende instanties en ACER overeenkomstig artikel 59 van Richtlijn (EU) 2019/944 en ACER overeenkomstig de artikelen 4 en 8 van Verordening (EU) 2019/942.

2. Day-ahead- en intradaymarkten: a) zijn zodanig georganiseerd dat deze niet-discriminerend zijn; b) zorgen ervoor dat alle marktdeelnemers zo goed mogelijk in staat zijn onbalansen te beheren; c) zorgen ervoor dat alle marktdeelnemers over optimale mogelijkheden beschikken om binnen een tijdsspanne die realtime zo dicht mogelijk benadert in alle biedzones deel te nemen aan zoneoverschrijdende handel; d) bieden prijzen die de fundamentele kenmerken van de markten weerspiegelen, met inbegrip van de realtimewaarde van energie, en waarop de marktdeelnemers kunnen vertrouwen wanneer zij overeenstemming bereiken over indekkingsproducten op lange termijn; e) waarborgen de operationele veiligheid, waarbij tegelijkertijd een maximaal gebruik van de transmissiecapaciteit mogelijk wordt gemaakt; f) zijn transparant, waarbij tegelijkertijd het vertrouwelijke karakter van commercieel gevoelige informatie wordt beschermd, en zorgen ervoor dat handel op anonieme wijze plaatsvindt; g) maken geen onderscheid tussen handel binnen een biedzone en handel tussen biedzones, en h) zijn zodanig georganiseerd dat alle marktdeelnemers afzonderlijk of door middel van aggregatie toegang hebben tot de markt.

Artikel 8

Handel op day-ahead- en intradaymarkten

1. De NEMO's staan de marktdeelnemers toe energie te verhandelen binnen een tijdsspanne die zo dicht mogelijk realtime benadert en ten minste tot de gate-sluitingstijd.

2. De NEMO's geven de marktdeelnemers de mogelijkheid energie te verhandelen in tijdsintervallen die ten minste even kort zijn als de onbalansvereffeningsperiode voor de day-ahead- en intradaymarkten.

3. De NEMO's voorzien in producten die kunnen worden verhandeld op de day-ahead- en intradaymarkten en die zo klein van omvang zijn, met een minimale omvang van de bieding van 500 kW of minder, dat doeltreffende deelname van vraagrespons, energieopslag en kleinschalige hernieuwbare bronnen mogelijk is, ook rechtstreeks door afnemers.

4. Uiterlijk op 1 januari 2021 bedraagt de onbalansvereffeningsperiode in alle programmeringszones 15 minuten, tenzij regulerende instanties een derogatie of een vrijstelling hebben verleend. Derogaties mogen slechts tot 31 december 2024 worden verleend.

Vanaf 1 januari 2025 mag de onbalansvereffeningsperiode niet meer dan dertig minuten bedragen wanneer een vrijstelling is verleend door alle regulerende instanties van een synchroon gebied.

Artikel 9

Termijnmarkten

1. Overeenkomstig Verordening (EU) 2016/1719 geven de transmissiesysteembeheerders langetermijnrechten uit of treffen zij gelijkwaardige maatregelen teneinde de marktdeelnemers, waaronder de eigenaren van elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken, de mogelijkheid te bieden zich in te dekken tegen prijsrisico's over biedzonegrenzen heen, tenzij een beoordeling van de termijnmarkt van de biedzonegrenzen door de bevoegde regulerende instanties aantoont dat er voldoende indekkingsmogelijkheden in de betrokken biedzones zijn.

2. Langetermijnrechten betreffende transmissie worden op transparante, marktgebaseerde en niet-discriminerende wijze toegewezen door middel van een centraal toewijzingsplatform.

3. Mits aan het mededingingsrecht van de Unie wordt voldaan, kunnen de marktbeheerders vrijelijk termijngerichte indekkingsproducten, waaronder termijngerichte indekkingsproducten voor de lange termijn, ontwikkelen, teneinde de marktdeelnemers, waaronder de eigenaren van elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken, passende mogelijkheden te bieden zich in te dekken tegen financiële risico's als gevolg van prijsschommelingen. De lidstaten vereisen niet dat dergelijke indekkingsactiviteiten beperkt zijn tot handel binnen een lidstaat of biedzone.

Artikel 10

Technische beperkingen van biedingen

1. Er mag geen maximale noch minimale limiet voor de groothandels-elektriciteitsprijs worden vastgelegd. Deze bepaling is onder meer van toepassing op het bieden en clearen in alle tijdsbestekken en omvat prijzen voor balanceringsenergie en onbalans, onverminderd de technische prijsbeperkingen die kunnen worden toegepast in het balanceringstijdsbestek en in de day-ahead- en intradaytijdsbestekken overeenkomstig lid 2.

2. De NEMO's kunnen geharmoniseerde limieten opleggen voor maximale en minimale clearingprijzen voor day-ahead- en intradaytijdsbestekken. Die limieten moeten voldoende hoog zijn om de handel niet onnodig te beperken, moeten in de interne markt geharmoniseerd zijn en moeten rekening houden met de maximale waarde van de verloren belasting. De NEMO's voeren een transparant mechanisme in om de technische beperkingen van biedingen tijdig automatisch aan te passen indien verwacht wordt dat de vastgestelde limieten zullen worden bereikt. De aangepaste hogere limieten blijven van toepassing totdat verdere verhogingen op grond van dat mechanisme nodig zijn.

3. De transmissiesysteembeheerders treffen geen maatregelen die erop zijn gericht groothandelsprijzen te wijzigen.

4. De regulerende instanties of, wanneer een lidstaat daarvoor een andere bevoegde autoriteit heeft aangewezen, die aangewezen bevoegde autoriteiten, identificeren de op hun grondgebied toegepaste beleids- en andere maatregelen die er indirect toe kunnen bijdragen dat de groothandelsprijsvorming wordt ingeperkt, met inbegrip van het beperken van biedingen die verband houden met de activering van balanceringsenergie, capaciteitsmechanismen, door de transmissiesysteembeheerders getroffen maatregelen alsmede maatregelen die zijn gericht op het tegengaan van marktresultaten of het voorkomen van misbruik van dominante posities of op inefficiënte wijze afgebakende biedzones.

5. Wanneer een regulerende instantie of een aangewezen bevoegde autoriteit een beleid of een maatregel heeft geïdentificeerd waardoor de groothandelsprijsvorming kan worden ingeperkt, onderneemt hij alle passende acties om ervoor te zorgen dat dat beleid of die maatregel geen gevolgen voor het biedingsgedrag heeft of dat de gevolgen van dat beleid of die maatregel beperkt blijven. De lidstaten brengen uiterlijk op 5 januari 2020 verslag uit aan de Commissie, waarin zij de maatregelen en acties die zij hebben ondernemen of van plan zijn te ondernemen nauwkeurig omschrijven.

Artikel 11

Waarde van de verloren belasting

1. Uiterlijk op 5 juli 2020 stellen de regulerende instanties of, wanneer een lidstaat daarvoor een andere bevoegde autoriteit heeft aangewezen, die aangewezen bevoegde autoriteiten, indien zulks nodig is voor de vaststelling van een betrouwbaarheidsnorm conform artikel 25, voor hun grondgebied een enkele raming van de waarde van de verloren belasting (value of lost load) vast. Die raming wordt openbaar gemaakt. De regulerende instanties of andere aangewezen autoriteiten kunnen verschillende ramingen per biedzone vaststellen indien er op hun grondgebied meerdere biedzones zijn. Indien een biedzone het grondgebied van meer dan één lidstaat beslaat, ramen de betrokken regulerende instanties of andere aangewezen bevoegde autoriteiten één waarde van de verloren belasting voor die biedzone. Bij het ramen van de enkele waarde van de verloren belasting passen de regulerende instanties of andere aangewezen bevoegde autoriteiten de overeenkomstig artikel 23, lid 6, ontwikkelde methodologie toe.

2. De regulerende instanties of de aangewezen bevoegde autoriteiten werken hun raming van de waarde van de verloren belasting ten minste om de vijf jaar bij, of eerder indien ze significante veranderingen vaststellen.

Artikel 12

Dispatching van productie en vraagrespons

1. De dispatching van elektriciteitsproductie-installaties en vraagrespons vindt op niet-discriminerende, transparante en, tenzij anders is bepaald in artikel 12, leden 2 tot en met 6, marktgebaseerde wijze plaats.

2. Onverminderd de artikelen 107 tot en met 109 VWEU zorgen de lidstaten ervoor dat systeembeheerders bij de dispatching van elektriciteitsproductie-installaties prioriteit geven aan productie-installaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen, voor zover het veilige beheer van het nationale elektriciteitssysteem dit toelaat en dit gebeurt op basis van transparante en niet-discriminerende criteria wanneer het bij zulke stroomproductie-installaties gaat om: a) elektriciteitsproductie-installaties die gebruikmaken van hernieuwbare energiebronnen en beschikken over een geïnstalleerd elektrisch vermogen van minder dan 400 kW, of b) demonstratieprojecten voor innovatieve technologieën, onder voorbehoud van goedkeuring door de regulerende instantie, waarbij de voorrang beperkt is tot de tijd en de mate die noodzakelijk is om de doeleinden van de demonstratie te verwezenlijken.

3. Een lidstaat kan besluiten om prioritaire dispatching niet toe te passen op elektriciteitsproductie-installaties als bedoeld in lid 2, onder a), die ten minste zes maanden na dat besluit in gebruik worden genomen, of om een lagere minimumcapaciteit dan die van lid 2, onder a), toe te passen, onder de volgende voorwaarden: a) die lidstaat beschikt over goed werkende intraday- en andere groothandels- en balanceringsmarkten en die markten volledig toegankelijk zijn voor alle marktdeelnemers, overeenkomstig deze verordening; b) de regels voor redispactching en congestiebeheer transparant zijn voor alle marktdeelnemers; c) de nationale bijdrage van de lidstaat aan het bindende algemene streefcijfer van de Unie voor het aandeel energie uit hernieuwbare bronnen overeenkomstig artikel 3, lid 2, van Richtlijn (EU) 2018/2001 van het Europees Parlement en de Raad ( 3 ) en artikel 4, onder a), punt 2, van Verordening (EU) 2018/1999 van het Europees Parlement en de Raad ( 4 ) is ten minste gelijk aan de overeenkomstige uitkomst van de formule in bijlage II bij Verordening (EU) 2018/1999 en het aandeel energie uit hernieuwbare energiebronnen in de lidstaat ligt niet onder zijn referentiepunten overeenkomstig artikel 4, onder a), punt 2, van Verordening (EU) 2018/1999, of, bij wijze van alternatief, het aandeel van hernieuwbare bronnen in het bruto-eindverbruik van elektriciteit in de lidstaat bedraagt ten minste 50 %; d) de lidstaat heeft de Commissie van de geplande derogatie in kennis gesteld en heeft gedetailleerd uiteengezet hoe aan de onder a), b) en c) genoemde voorwaarden wordt voldaan, en e) de lidstaat heeft de geplande derogatie, met inbegrip van de gedetailleerde motivering voor het verlenen van die afwijking, openbaar gemaakt, zo nodig rekening houdend met de bescherming van commercieel gevoelige informatie.

Bij de verlening van een derogatie worden retroactieve veranderingen voor productie-installaties die reeds prioritaire dispatch genieten, vermeden, niettegenstaande een eventuele overeenkomst op vrijwillige basis tussen een lidstaat en een productie-installatie.

Onverminderd de artikelen 107, 108 en 109 VWEU kunnen de lidstaten installaties die voor prioritaire dispatching in aanmerking komen, stimulansen bieden om vrijwillig af te zien van prioritaire dispatching.

4. Onverminderd de artikelen 107, 108 en 109 VWEU kunnen de lidstaten voorzien in prioritaire dispatching voor elektriciteit die wordt opgewekt in elektriciteitsproductie-installaties die hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruikt met een geïnstalleerd elektrisch vermogen van minder dan 400 kW.

5. Voor elektriciteitsproductie-installaties die vanaf 1 januari 2026 worden opgeleverd, is lid 2, onder a), uitsluitend van toepassing op elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken met een geïnstalleerd elektrisch vermogen van minder dan 200 kW.

6. Onverminderd overeenkomsten die vóór 4 juli 2019 zijn gesloten, blijven elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, die vóór 4 juli 2019 zijn opgeleverd en op het moment van oplevering onderworpen waren aan prioritaire dispatching overeenkomstig artikel 15, lid 5, van Richtlijn 2012/27/EU of artikel 16, lid 2, van Richtlijn 2009/28/EG van het Europees Parlement en de Raad ( 5 ), profiteren van prioritaire dispatching. Prioritaire dispatching is niet meer van toepassing op dergelijke elektriciteitsproductie-installaties vanaf de datum waarop de elektriciteitsproductie-installatie aan significante wijzigingen wordt onderworpen, hetgeen ten minste het geval wordt geacht te zijn wanneer een nieuwe aansluitovereenkomst noodzakelijk is of de productiecapaciteit van de elektriciteitsproductie-installatie wordt verhoogd.

7. Prioritaire dispatching mag de veilige exploitatie van het elektriciteitssysteem niet in het gedrang brengen, mag niet worden gebruikt als rechtvaardiging voor de beperking van zoneoverschrijdende capaciteit buiten het bepaalde in artikel 16 en is gebaseerd op transparante en niet-discriminerende criteria.

Artikel 13

Redispatching

1. Redispatching van productie en redispatching van vraagrespons is gebaseerd op objectieve, transparante en niet-discriminerende criteria. Redispatching staat open voor alle productietechnologieën, energieopslag en alle vraagrespons, met inbegrip van deze die in andere lidstaten zijn gevestigde, tenzij dit uit technisch oogpunt niet haalbaar is.

2. De middelen waarop redispatching betrekking heeft, worden gekozen uit productie-, energieopslag- of verbruikersinstallaties die gebruikmaken van marktgebaseerde mechanismen; hiervoor vindt een financiële vergoeding plaats. Voor redispatching gebruikte balanceringsenergiebiedingen bepalen niet de prijzen voor balanceringsenergie.

3. Niet-marktgebaseerde redispatching van productie, energieopslag en vraagrespons mag uitsluitend worden gebruikt, voor zover dat: a) er geen marktgebaseerd alternatief beschikbaar is; b) alle beschikbare marktgebaseerde middelen zijn gebruikt; c) het aantal beschikbare elektriciteitsproductie-, energieopslag- of vraagresponsinstallaties te klein is om daadwerkelijke mededinging te waarborgen in het gebied waar geschikte productie-installaties voor het verstrekken van de dienst zich bevinden, of d) de actuele netsituatie leidt op een zodanig regelmatige en voorspelbare wijze tot congestie dat marktgebaseerde redispatching zou resulteren in regelmatige strategische biedingen, die het niveau van interne congestie zouden verhogen, en de betrokken lidstaat heeft met het oog op het aanpakken van deze congesties een actieplan vastgesteld of zorgt ervoor dat minimaal beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel in overeenstemming is met artikel 16, lid 8.

4. De relevante transmissiesysteembeheerders en distributiesysteembeheerders leggen ten minste jaarlijks een verslag voor aan de bevoegde regulerende instantie over: a) de mate van ontwikkeling en effectiviteit van marktgebaseerde redispatchingsmechanismen voor elektriciteitsproductie-, energieopslag- en vraagresponsinstallaties; b) de redenen, volumes in MWh en soorten productiebronnen die onderhevig zijn aan redispatching; c) de maatregelen die zijn getroffen om de behoefte aan neerwaartse dispatching van productie-installaties die hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, in de toekomst terug te dringen, met inbegrip van investeringen in de digitalisering van de infrastructuur van het net en in diensten die de flexibiliteit vergroten.

De regulerende instantie dient het verslag in bij ACER en maakt een samenvatting van de in de onder a), b) en c) van de eerste alinea bedoelde gegevens openbaar, indien nodig samen met aanbevelingen voor verbetering.

5. Overeenkomstig de eisen inzake de instandhouding van de betrouwbaarheid en veiligheid van het net en uitgaande van door de regulerende instanties vastgestelde transparante en niet-discriminerende criteria, zorgen de transmissiesysteembeheerders en de distributiesysteembeheerders ervoor dat: a) de transmissienetten en de distributienetten in staat zijn tot transmissie van uit hernieuwbare energiebronnen of door middel van hoogrenderende warmtekrachtkoppeling geproduceerde elektriciteit, waarbij zo min mogelijk sprake is van redispatching, hetgeen er niet aan in de weg staat dat bij de netplanning evenwel rekening kan worden gehouden met een beperkte mate van redispatching wanneer de transmissiesysteembeheerder of de distributiesysteembeheerder op een transparante manier kunnen aantonen dat dit in economisch opzicht efficiënter is en overeenkomt met ten hoogste 5 % van de jaarlijks opgewekte elektriciteit in installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken en die rechtstreeks zijn aangesloten op hun respectieve net, tenzij anders bepaald door een lidstaat waar de elektriciteit uit elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken, ten minste 50 % van het bruto jaarlijks eindverbruik van elektriciteit bedraagt; b) passende netgerelateerde en marktgerelateerde operationele maatregelen worden getroffen teneinde neerwaartse redispatching van uit hernieuwbare energiebronnen of door middel van hoogrenderende warmtekrachtkoppeling geproduceerde elektriciteit tot een minimum te beperken; c) hun netten voldoende flexibel zijn zodat zij in staat zijn om hun netten te beheren.

6. Wanneer niet-marktgebaseerde neerwaartse redispatching wordt gebruikt, zijn de volgende beginselen van toepassing: a) elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken, worden uitsluitend onderworpen aan neerwaartse redispatching indien er geen alternatieven zijn of indien andere oplossingen zouden leiden tot aanzienlijk onevenredige kosten of ernstige risico's voor de veiligheid van het net; b) elektriciteit die wordt opgewekt door hoogrenderende warmtekrachtkoppeling, wordt uitsluitend onderworpen aan neerwaartse redispatching indien er, behalve neerwaartse redispatching van elektriciteitsproductie-installaties die hernieuwbare energiebronnen gebruiken, geen alternatieven zijn of indien andere oplossingen zouden leiden tot onevenredige kosten of ernstige risico's voor de veiligheid van het net; c) zelfgeproduceerde elektriciteit van productie-installaties die hernieuwbare energiebronnen of hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken die niet wordt teruggeleverd aan het transmissie- of distributienet wordt niet beperkt, tenzij er geen andere mogelijkheid bestaat om problemen inzake de netbeveiliging op te lossen; d) neerwaartse redispatching overeenkomstig de punten a), b) en c) wordt naar behoren en op transparante wijze gerechtvaardigd. De rechtvaardiging wordt opgenomen in het in lid 3 bedoelde verslag.

7. Wanneer niet-marktgebaseerde redispatching wordt gebruikt, wordt dit onderworpen aan financiële vergoeding door de systeembeheerder die om redispatching verzoekt aan de beheerder van de productie-, energieopslag- of vraagresponsinstallatie waarvoor redispatching plaatsvindt, behalve in het geval producenten die een aansluitovereenkomst hebben aanvaard waarin de vaste levering van energie niet is gewaarborgd. Dergelijke financiële vergoeding is ten minste gelijk aan het hoogste van de volgende elementen of een combinatie ervan indien het toepassen van uitsluitend het hoogste zou leiden tot een ongerechtvaardigd lage of een ongerechtvaardigd hoge vergoeding: a) aanvullende exploitatiekosten als gevolg van redispatching, zoals aanvullende brandstofkosten in het geval van opwaartse redispatching, of back-up-warmtevoorziening in het geval van neerwaartse redispatching van elektriciteitsproductie-installaties die hoogrenderende warmtekrachtkoppeling gebruiken; b) de netto-inkomsten van de verkoop van elektriciteit op de day-aheadmarkt die de elektriciteitsproductie-, energieopslag- of vraagresponsinstallatie zou hebben geproduceerd zonder het verzoek om redispatching; wanneer financiële ondersteuning wordt verleend aan elektriciteitsproductie-, energieopslag- of vraagresponsinstallaties op basis van het geproduceerde of verbruikte elektriciteitsvolume, wordt de financiële ondersteuning die zou zijn ontvangen zonder het verzoek om redispatching beschouwd als onderdeel van de netto-inkomsten.







HOOFDSTUK III

TOEGANG TOT HET NET EN CONGESTIEBEHEER







AFDELING 1

Capaciteitstoewijzing

Artikel 14

Herziening van biedzones

1. De lidstaten nemen alle nodige maatregelen om congestie aan te pakken. Biedzonegrenzen zijn gebaseerd op structurele congestie op lange termijn in het transmissienet. Biedzones omvatten die structurele congestie niet tenzij zij geen effect hebben op aangrenzende biedzones of hun effect bij wijze van tijdelijke vrijstelling wordt beperkt door het gebruik van corrigerende maatregelen en die structurele congesties niet leiden tot vermindering van zoneoverschrijdende handelscapaciteit overeenkomstig de vereisten van artikel 16. De configuratie van biedzones in de Unie wordt zodanig vastgesteld dat de economische efficiëntie en de zoneoverschrijdende handelsmogelijkheden overeenkomstig artikel 16 worden gemaximaliseerd, terwijl de voorzieningszekerheid in stand wordt gehouden.

2. Om de drie jaar brengt het Europees netwerk van transmissiesysteembeheerders voor elektriciteit ("ENTSB voor elektriciteit") verslag uit over structurele congestie en andere belangrijke fysieke congestie tussen en binnen de biedzones, inclusief de desbetreffende locaties en frequentie van die congestie, overeenkomstig het op grond van artikel 18, lid 5, van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. Dat verslag bevat een beoordeling of de capaciteit voor zoneoverschrijdende handel het lineair traject overeenkomstig artikel 15 of de minimum capaciteit overeenkomstig artikel 16 van deze verordening heeft bereikt.

3. Teneinde te waarborgen dat biedzones optimaal worden geconfigureerd, wordt een herziening van de biedzones uitgevoerd. Deze herziening stelt alle structurele congesties vast en omvat een gecoördineerde analyse van verschillende configuraties van biedzones, waarbij de belanghebbenden uit alle betrokken lidstaten participeren, overeenkomstig de op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer. Huidige biedzones worden beoordeeld op basis van hun vermogen om een betrouwbare marktomgeving te creëren, met inbegrip van flexibele productie- en basislastcapaciteit, wat van vitaal belang is om knelpunten op het net te vermijden, vraag en aanbod van elektriciteit in balans te houden en de langetermijnbeveiliging van de netwerkinfrastructuurinvesteringen te garanderen.

4. Ten behoeve van dit artikel en in artikel 15 van deze verordening wordt met betrokken lidstaten, transmissiesysteembeheerders of regulerende instanties bedoeld de lidstaten, transmissiesysteembeheerders of regulerende instanties die deelnemen aan de herziening van de biedzoneconfiguratie en ook die welke in dezelfde capaciteitsberekeningsregio zitten, overeenkomstig de op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer.

5. Uiterlijk op 5 oktober 2019 dienen alle betrokken transmissiesysteembeheerders een voorstel voor de methodologie en de aannames die in het proces van herziening van de biedzone moeten worden gebruikt en voor de in overweging te nemen alternatieve biedzoneconfiguraties ter goedkeuring in bij de betrokken regulerende instanties. De betrokken regulerende instanties nemen binnen drie maanden na de indiening van het voorstel een unaniem besluit over het voorstel. Indien de regulerende instanties binnen die termijn geen unaniem besluit kunnen nemen over het voorstel, neemt ACER binnen een aanvullende periode van drie maanden een besluit over de methodologie en de aannames die zullen worden gebruikt in het proces van herziening van de biedzone en ten aanzien van de in overweging te nemen alternatieve biedzoneconfiguraties. De methodologie is gebaseerd op structurele congesties die vermoedelijk niet binnen de volgende drie jaar zullen worden opgelost, rekening houdend met tastbare vooruitgang van projecten voor infrastructuurontwikkeling die naar verwacht binnen de volgende drie jaar zullen worden gerealiseerd.

6. Op basis van de overeenkomstig lid 5 goedgekeurde methodologie en aannames dienen de transmissiesysteembeheerders die deelnemen aan de herziening van de biedzones uiterlijk twaalf maanden na goedkeuring van de methodologie overeenkomstig lid 4 bij de betrokken lidstaten of hun aangewezen bevoegde instanties een gezamenlijk voorstel in te dienen voor het wijzigen of handhaven van de configuratie van de biedzone. Andere lidstaten, de partijen bij het Verdrag tot oprichting van de energiegemeenschap of andere derde landen die een synchroon gebied met een van de betrokken lidstaten delen, mogen opmerkingen indienen.

7. Indien er structurele congestie is vastgesteld in het verslag overeenkomstig lid 2 van dit artikel of in de herziening van de biedzones overeenkomstig dit artikel door een of meer transmissiesysteembeheerders in regelzones in een verslag dat door de bevoegde regulerende instanties is goedgekeurd, besluit de lidstaat met vastgestelde structurele congestie, in samenwerking met zijn transmissiesysteembeheerders, binnen zes maanden na ontvangst van het verslag, hetzij nationale of multinationale actieplannen overeenkomstig artikel 15 vast te stellen, hetzij de configuratie van zijn biedzone te herzien en te wijzigen. Die besluiten worden onmiddellijk meegedeeld aan de Commissie en aan ACER.

8. Wat betreft lidstaten die voor een wijziging van de biedzoneconfiguratie overeenkomstig lid 7 hebben gekozen, nemen de betrokken lidstaten binnen zes maanden na de kennisgeving als bedoeld in lid 7 een unaniem besluit. Andere lidstaten kunnen opmerkingen toezenden aan de betrokken lidstaten, die met die opmerkingen rekening houden bij het nemen van hun besluit. Het besluit wordt gemotiveerd en wordt meegedeeld aan de Commissie en aan ACER. Indien de betrokken lidstaten binnen die zes maanden niet tot een unaniem besluit komen, stellen zij de Commissie daar onmiddellijk van in kennis. Als uiterste middel stelt de Commissie na overleg met ACER uiterlijk zes maanden na ontvangst van die kennisgeving door middel van een besluit vast of de biedzoneconfiguratie in en tussen de lidstaten wordt gewijzigd of gehandhaafd.

9. Alvorens een besluit in het kader van dit artikel vast te stellen, raadplegen de lidstaten en de Commissie de relevante belanghebbenden.

10. In een krachtens dit artikel vastgesteld besluit wordt de datum vastgesteld waarop enige wijzigingen worden uitgevoerd. Bij deze uitvoeringsdatum wordt zowel rekening gehouden met de noodzaak van vlotte uitvoering als met praktische overwegingen, onder meer met betrekking tot de langetermijnhandel in elektriciteit. In het besluit kunnen passende overgangsregelingen worden opgenomen.

11. Wanneer overeenkomstig de op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer verdere herzieningen van biedzones worden gestart, is dit artikel van toepassing.

Artikel 15

Actieplannen

1. Na de vaststelling van een besluit overeenkomstig artikel 14, lid 7, ontwikkelen lidstaten met vastgestelde structurele congestie een actieplan in samenwerking met hun regulerende instanties. Dit actieplan bevat een concreet tijdschema voor de vaststelling van maatregelen om de in dat besluit vastgestelde structurele congesties binnen vier jaar na de vaststelling van het besluit overeenkomstig artikel 14, lid 7, te verminderen.

2. Ongeacht de concrete vooruitgang die met het actieplan wordt geboekt en onverminderd uit hoofde van artikel 16, lid 10, of uit hoofde van artikel 16, lid 3, toegestane afwijkingen zorgen de lidstaten ervoor dat de capaciteit voor zoneoverschrijdende handel elk jaar wordt verhoogd tot aan de overeenkomstig artikel 16, lid 8, berekende minimumcapaciteit. Deze minimumcapaciteit moet uiterlijk op 31 december 2025 zijn bereikt.

Deze jaarlijkse verhogingen worden bereikt via een lineair traject. Het startpunt van dit traject is ofwel de capaciteit die aan deze grens of op een kritisch netwerkelement toegekend wordt in het jaar voorafgaand aan de vaststelling van het actieplan, of de gemiddelde capaciteit gedurende de drie jaar voorafgaand aan de vaststelling van het actieplan, als dat hoger is. De lidstaten zorgen ervoor, tijdens de periode van uitvoering van hun actieplannen, dat de capaciteit die beschikbaar is gesteld voor zoneoverschrijdende handel in overeenstemming met artikel 16, lid 8, ten minste gelijk is aan de waarde van het lineair traject, onder meer door het gebruik van corrigerende maatregelen in de capaciteitsberekeningsregio.

3. De kosten van de corrigerende maatregelen die noodzakelijk zijn om het in lid 2 bedoelde lineair traject te volgen of om zoneoverschrijdende capaciteit ter beschikking te stellen aan de betrokken relevante grenzen of op betrokken kritische netwerkelementen waarop het actieplan betrekking heeft, worden gedragen door de lidstaat of de lidstaten die het actieplan uitvoert of uitvoeren.

4. Jaarlijks beoordelen de betrokken transmissiesysteembeheerders, tijdens de uitvoering van het actieplan en binnen zes maanden na het aflopen ervan, of voor de voorgaande twaalf maanden de beschikbare grensoverschrijdende capaciteit het lineaire traject heeft bereikt of vanaf 1 januari 2026 de minimumcapaciteit van artikel 16, lid 8, is bereikt. Zij dienen hun beoordelingsverslag in bij ACER en bij de betrokken regulerende instanties. Alvorens het eindverslag in te dienen, dient iedere de transmissiesysteembeheerder zijn bijdrage aan de verslagen, met inbegrip van alle relevante gegevens, ter goedkeuring toe in bij zijn regulerende instantie.

5. Voor de lidstaten waarvoor bij de in lid 4 bedoelde beoordeling blijkt dat een transmissiesysteembeheerder niet voldeed aan het lineaire traject, nemen de betrokken lidstaten binnen zes maanden nadat zij het in lid 4 bedoelde beoordelingsverslag hebben ontvangen, een unaniem besluit over de vraag of zij de biedzoneconfiguratie in en tussen de lidstaten wijzigen of handhaven. Bij dat besluit moeten de betrokken lidstaten rekening houden met opmerkingen die zijn ingediend door andere lidstaten. Het besluit van de betrokken lidstaat wordt gemotiveerd en wordt meegedeeld aan de Commissie en aan ACER.

Indien de betrokken lidstaten binnen de gestelde termijn niet tot een unaniem besluit komen overeenkomstig de eerste alinea, stellen zij de Commissie daar onmiddellijk van in kennis. Als uiterste middel stelt de Commissie na overleg met ACER en de relevante belanghebbenden uiterlijk zes maanden na ontvangst van die kennisgeving door middel van een besluit vast of de biedzoneconfiguratie in en tussen deze lidstaten wordt gewijzigd of gehandhaafd.

6. Zes maanden voor het aflopen van het actieplan, besluiten de lidstaten met vastgestelde structurele congestie of zij resterende congesties zullen wegwerken door hun biedzones te wijzigen of door corrigerende maatregelen te nemen om de resterende congesties aan te pakken, waarvoor zij de kosten dragen.

7. Wanneer er geen actieplan is vastgesteld binnen zes maanden na de vaststelling van een structurele congestie overeenkomstig artikel 14, lid 7, beoordelen de betrokken transmissiesysteembeheerders binnen twaalf maanden na de vaststelling van een dergelijke structurele congestie of de beschikbare zoneoverschrijdende capaciteit, de in artikel 16, lid 8, vastgestelde minimumcapaciteit heeft bereikt gedurende de voorgaande twaalf maanden, en dienen zij een beoordelingsverslag in bij de betrokken regulerende instanties en ACER.

Alvorens het verslag op te stellen, zendt iedere transmissiesysteembeheerder zijn bijdrage aan het verslag, met inbegrip van alle relevante gegevens, ter goedkeuring naar zijn regulerende instantie. Indien uit de beoordeling blijkt dat een transmissiesysteembeheerder niet heeft voldaan aan de minimumcapaciteit, is het in lid 5 van dit artikel neergelegde besluitvormingsproces van toepassing.

Artikel 16

Algemene beginselen inzake capaciteitstoewijzing en congestiebeheer

1. Congestieproblemen van het netwerk worden aangepakt met niet-discriminerende, aan de markt gerelateerde oplossingen waarvan voor de marktdeelnemers en de betrokken transmissiesysteembeheerders efficiënte economische signalen uitgaan. Netcongestieproblemen dienen te worden opgelost door middel van transacties losstaande methoden, met name methoden waarbij geen keuze tussen de contracten van afzonderlijke marktdeelnemers behoeft te worden gemaakt. Wanneer de transmissiesysteembeheerder operationele maatregelen treft om te waarborgen dat zijn transmissiesysteem in de normale toestand blijft, houdt hij rekening met het effect van deze maatregelen op aangrenzende regelzones en coördineert hij deze maatregelen met andere betrokken transmissiesysteembeheerders overeenkomstig Verordening (EU) 2015/1222.

2. Procedures om transacties te beperken worden slechts toegepast in noodsituaties, met name wanneer de transmissiesysteembeheerder snel moet optreden en redispatching of compensatiehandel niet mogelijk is. Dergelijke procedures worden op niet-discriminerende wijze toegepast. Behoudens in geval van overmacht worden marktdeelnemers met een capaciteitstoewijzing voor zo'n eventuele beperking vergoed.

3. De regionale coördinatiecentra voeren de gecoördineerde capaciteitsberekening uit overeenkomstig de leden 4 en 8 van dit artikel, zoals is voorzien in artikel 37, lid 1, onder a), en overeenkomstig artikel 42, lid 1.

De regionale coördinatiecentra berekenen de zoneoverschrijdende capaciteit met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen aan de hand van gegevens van de transmissiesysteembeheerders, inclusief gegevens over de technische beschikbaarheid van corrigerende maatregelen, met uitzondering van afschakeling. Wanneer de regionale coördinatiecentra concluderen dat alle beschikbare corrigerende maatregelen in de capaciteitsberekeningsregio of tussen capaciteitsberekeningsregio's niet toereikend zijn om het lineair traject van artikel 15, lid 2, of de in lid 8 van dit artikel bepaalde minimumcapaciteiten te bereiken, met inachtneming van de operationeleveiligheidsgrenzen, kunnen zij, als uiterste maatregel, gecoördineerde acties vaststellen om de zoneoverschrijdende capaciteit dienovereenkomstig te beperken. De transmissiesysteembeheerders mogen uitsluitend afwijken van gecoördineerde acties met betrekking tot de gecoördineerde capaciteitsberekening en de gecoördineerde veiligheidsanalyse overeenkomstig artikel 42, lid 2.

Vanaf drie maanden na de inwerkingtreding van de regionale coördinatiecentra overeenkomstig artikel 35, lid 2, van deze verordening en om de drie maanden, dienen de regionale coördinatiecentra een verslag in bij de betrokken regulerende instanties en ACER over de capaciteitsverminderingen of afwijkingen van gecoördineerde acties uit hoofde van de tweede alinea, waarbij zij de gevallen beoordelen en zo nodig aanbevelingen formuleert om dergelijke afwijkingen in de toekomst te voorkomen. Indien ACER concludeert dat niet is voldaan aan de voorwaarden voor afwijking uit hoofde van dit lid of structureel van aard zijn, dan dient ACER een advies in bij de betrokken regulerende instanties en bij de Commissie. De bevoegde regulerende instanties nemen passende maatregelen tegen transmissiesysteembeheerders of regionale coördinatiecentra overeenkomstig artikel 59 of artikel 62 van Richtlijn (EU) 2019/944 indien niet is voldaan aan de voorwaarden voor afwijking uit hoofde van dit lid.

Afwijkingen van structurele aard worden aangepakt in een actieplan als bedoeld in artikel 14, lid 7, of in een bijwerking van een bestaand actieplan.

4. Marktdeelnemers krijgen de beschikking over de maximale capaciteit van de interconnecties en/of de maximale capaciteit van de transmissienetwerken waarmee grensoverschrijdende capaciteit wordt verzorgd, zulks in overeenstemming met de voor een veilige exploitatie van het netwerk geldende veiligheidsnormen. Compensatiehandel en redispatching, met inbegrip van grensoverschrijdende redispatching, worden gebruikt voor het maximaliseren van de beschikbare capaciteit om de in lid 8 bedoelde minimumcapaciteit te bereiken en een gecoördineerd en niet-discriminerend proces voor grensoverschrijdende corrigerende maatregelen zal worden toegepast om zo'n maximalisering mogelijk te maken, na toepassing van de methodologie van kostendeling bij redispatching en compensatiehandel.

5. Capaciteit wordt toegewezen door middel van expliciete capaciteitsveilingen of impliciete veilingen, waartoe zowel capaciteit als energie behoren. Beide methoden mogen worden gebruikt voor een en dezelfde interconnectie. Voor intradayhandel wordt continuhandel gebruikt en kunnen veilingen als aanvulling wordt gebruikt.

6. In geval van congestie, wordt de capaciteit toegewezen aan het hoogste geldige bod, dat de hoogste waarde biedt voor de (schaarse) transmissiecapaciteit ongeacht of het een impliciet of expliciet bod binnen een gegeven tijdsbestek is. Het is verboden reserveringsprijzen vast te stellen in het kader van methoden voor capaciteitstoewijzing; bij artikel 7 van Verordening (EG) nr. 1228/2003, artikel 17 van Verordening (EG) nr. 714/2009 of artikel 63 van onderhavige verordening wordt hierop een vrijstelling wordt verleend voor nieuwe interconnectoren.

7. Capaciteit mag vrij worden verhandeld op secundaire basis mits de transmissiesysteembeheerder hiervan lang genoeg van tevoren in kennis wordt gesteld. Wanneer een transmissiesysteembeheerder een secundaire handel (transactie) weigert, deelt hij dit op duidelijke en transparante wijze mee en legt hij dit uit aan alle marktdeelnemers, en stelt hij de regulerende instantie daarvan in kennis.

8. Transmissiesysteembeheerders leggen geen beperking op aan het volume van de interconnectiecapaciteit die aan marktdeelnemers ter beschikking wordt gesteld om congestie binnen hun eigen biedzone aan te pakken of die als middel dient voor het beheren van stromen als gevolg van transacties binnen de biedzones. Onverminderd de toepassing van de derogaties uit hoofde van de leden 3 en 9 van dit artikel en de toepassing van artikel 15, lid 2, wordt dit lid geacht te zijn nageleefd mits de volgende niveaus van beschikbare capaciteit voor zoneoverschrijdende handel zijn bereikt: a) voor grenzen met een aanpak op basis van gecoördineerde nettotransmissiecapaciteit bedraagt de minimumcapaciteit 70 % van de transmissiecapaciteit, met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen, na aftrek van uitvalsituaties, als bepaald overeenkomstig het op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer; b) voor grenzen met een stroomgebaseerde aanpak is de minimumcapaciteit een marge die is vastgesteld in het capaciteitsberekeningsproces als beschikbaar voor door zoneoverschrijdende uitwisseling teweeggebrachte stromen. De marge bedraagt 70 % van de capaciteit, met inachtneming van de operationele-veiligheidsgrenzen van interne zoneoverschrijdende kritische netwerkelementen, rekening houdend met uitvalsituaties, als bepaald overeenkomstig het op grond van artikel 18 van Verordening (EG) nr. 714/2009 vastgestelde richtsnoeren betreffende capaciteitstoewijzing en congestiebeheer.

De volledige 30 % kan worden gebruikt voor de betrouwbaarheidsmarges, lusstromen en interne stromen voor elk kritisch netwerkelement.

9. Op verzoek van transmissiesysteembeheerders van een capaciteitsberekeningsregio kunnen de relevante regulerende instanties een derogatie van lid 8 om voorzienbare redenen verlenen wanneer dat nodig is om de operationele veiligheid in stand te houden. Dergelijke derogaties, die geen betrekking mogen hebben op beperking van reeds toegewezen capaciteit overeenkomstig lid 2, worden verleend voor niet meer dan telkens een jaar, of — op voorwaarde dat de afwijking na het eerste jaar aanzienlijk afneemt — voor maximum twee jaar. Een dergelijke derogatie is strikt beperkt tot wat noodzakelijk is om operationele zekerheid te handhaven en leidt niet tot discriminatie tussen interne en zoneoverschrijdende uitwisselingen.

Voordat de betrokken regulerende instantie een derogatie verleent, raadpleegt zij de regulerende instanties van de andere lidstaten die deel uitmaken van de betrokken capaciteitsberekeningsregio's. Indien een regulerende instantie niet akkoord gaat met de voorgestelde derogatie, beslist ACER overeenkomstig artikel 6, lid 10, onder a), van Verordening (EU) 2019/942 of de derogatie moet worden verleend. De rechtvaardiging en de motivering betreffende de derogatie worden gepubliceerd.

Wanneer een derogatie wordt verleend, ontwikkelen en publiceren de relevante transmissiesysteembeheerders een methodologie en projecten die voorzien in een langetermijnoplossing voor de aangelegenheid waarop de derogatie betrekking heeft. De afwijking is van toepassing totdat de termijn voor de derogatie verstrijkt of de oplossing wordt toegepast, naargelang hetgeen het eerst gebeurt.

10. Marktdeelnemers stellen de betrokken transmissiesysteembeheerders er voldoende lang vóór de aanvang van de betrokken exploitatieperiode van in kennis of zij voornemens zijn de toegewezen capaciteit te gebruiken. Eventueel toegewezen capaciteit die niet gaat worden benut, wordt op een open, transparante en niet-discriminerende wijze weer op de markt gebracht.

11. Voor zover dat technisch mogelijk is, vereffenen de transmissiesysteembeheerders de behoeften aan capaciteit voor elektriciteitsstromen in tegengestelde richting over de overbelaste koppellijn, teneinde de capaciteit van deze lijn maximaal te benutten. Transacties waarmee de congestie wordt verlicht mogen, met volledige inachtneming van de netwerkveiligheid, niet worden geweigerd.

12. De financiële gevolgen van het niet naleven van verplichtingen in verband met de toewijzing van capaciteit komen ten laste van de transmissiesysteembeheerders of NEMO's die daarvoor verantwoordelijk zijn. Wanneer marktdeelnemers niet gebruikmaken van de capaciteit waartoe ze zich verbonden hebben of, in het geval van expliciet geveilde capaciteit, deze capaciteit niet verhandelen op secundaire basis of tijdig teruggeven, verliezen die marktdeelnemers de rechten op die capaciteit en zijn ze een op de kosten gebaseerde vergoeding verschuldigd. De op de kosten gebaseerde vergoedingen voor het niet gebruiken van capaciteit dienen gerechtvaardigd en proportioneel te zijn. Indien een transmissiesysteembeheerder zijn verplichting in verband met het aanbieden van vaste transmissiecapaciteiten niet nakomt, vergoedt hij de marktdeelnemer voor het verlies van de capaciteitsrechten. Met andere verliezen die het gevolg zijn van het verlies van capaciteitsrechten wordt geen rekening gehouden. De belangrijkste concepten en methoden voor het vaststellen van de aansprakelijkheid voor het niet naleven van de verplichtingen worden van tevoren uiteengezet wat de financiële gevolgen betreft, en dienen te worden beoordeeld door de betrokken regulerende instantie.

13. Bij het toewijzen van de kosten voor corrigerende maatregelen tussen transmissiesysteembeheerders analyseren regulerende instanties in hoeverre stromen als gevolg van transacties binnen biedzones bijdragen aan de congestie tussen twee biedzones en wijzen zij de kosten, op basis van die bijdrage aan de congestie, toe aan de transmissiesysteembeheerders van de biedzones die verantwoordelijk zijn voor het creëren van deze stromen, behalve wanneer het gaat om kosten die het resultaat zijn van stromen als gevolg van transacties binnen de biedzones die beneden het niveau liggen dat te verwachten is zonder structurele congestie in een biedzone.

Dit niveau wordt gezamenlijk geanalyseerd en vastgesteld door alle transmissiesysteembeheerders van een capaciteitsberekeningsregio voor elke biedzonegrens en wordt onderworpen aan de goedkeuring door alle regulerende instanties van de capaciteitsberekeningsregio.

Artikel 17

Toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit in de verschillende tijdsbestekken

1. De transmissiesysteembeheerders voeren ten minste na de gate-sluitingstijden van de zoneoverschrijdende gate-sluitingstijden van de day-ahead- en de intradaymarkt een herberekening van de beschikbare zoneoverschrijdende capaciteit uit. De transmissiesysteembeheerders wijzen de beschikbare zoneoverschrijdende capaciteit plus eventueel resterende zoneoverschrijdende capaciteit die voorheen niet is toegewezen alsmede eventuele zoneoverschrijdende capaciteit die is vrijgegeven door houders van rechten betreffende fysieke transmissie uit voorafgaande toewijzingen toe in het volgende toewijzingsproces voor zoneoverschrijdende capaciteit.

2. De transmissiesysteembeheerders stellen een passende structuur voor voor de toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit in de verschillende tijdsbestekken, met inbegrip van de day-ahead- en de intradaymarkt en van balancering. Die toewijzingsstructuur moet worden beoordeeld door de betrokken regulerende instanties. Bij het opstellen van hun voorstel houden de transmissiesysteembeheerders rekening met: a) de kenmerken van de markten; b) de exploitatieomstandigheden van het elektriciteitssysteem, zoals de gevolgen van de vereffening van vaste programma's; c) het niveau van harmonisering van de aan de verschillende tijdsbestekken toegewezen percentages en de tijdsbestekken die zijn goedgekeurd voor de verschillende bestaande zoneoverschrijdende mechanismen voor de capaciteitstoewijzing.

3. Wanneer zoneoverschrijdende capaciteit beschikbaar is na de gate-sluitingstijd van de zoneoverschrijdende intradaymarkt, gebruiken de transmissiesysteembeheerders de zoneoverschrijdende capaciteit voor de uitwisseling van balanceringsenergie of voor het beheer van het onbalansvereffeningsproces.

4. Wanneer zoneoverschrijdende capaciteit wordt toegewezen voor de uitwisseling van balanceringscapaciteit of het delen van reserves overeenkomstig artikel 6, lid 8, van deze verordening gebruiken de transmissiesysteembeheerders de methodologieën die zijn ontwikkeld in de richtsnoeren inzake elektriciteitsbalancering op basis van artikel 6, lid 11, van Verordening (EG) nr. 714/2009.

5. De transmissiesysteembeheerders verhogen de overeenkomstig Verordening (EU) 2015/1222 berekende betrouwbaarheidsmarge niet als gevolg van de uitwisseling van balanceringscapaciteit of het delen van reserves.







AFDELING 2

Netwerktarieven en congestie-ontvangsten

Artikel 18

Tarieven voor de toegang tot netwerken, het gebruik van netwerken en versterkingen

1. De door de netwerkbeheerders gehanteerde tarieven voor nettoegang, met inbegrip van tarieven voor de aansluiting op de netten, tarieven voor het gebruik van netten en, indien van toepassing, tarieven voor gerelateerde versterkingen van netten, moeten kostenreflectief en transparant zijn, rekening houden met de noodzakelijke zekerheid van het netwerk en flexibiliteit en een afspiegeling vormen van de werkelijk gemaakte kosten, voor zover deze overeenkomen met die van een efficiënte en structureel vergelijkbare netbeheerder en op niet-discriminerende wijze worden toegepast. Deze tarieven omvatten geen ongerelateerde kosten ter ondersteuning van ongerelateerde beleidsdoelstellingen.

Zonder afbreuk te doen aan artikel 15, leden 1 en 6, van Richtlijn 2012/27/EU en de criteria van bijlage XI bij die richtlijn ondersteunt de voor het bepalen van de netwerktarieven gebruikte methode op neutrale wijze de algehele systeemefficiëntie op lange termijn door middel van prijssignalen aan afnemers en producenten en wordt zij in het bijzonder zodanig toegepast dat niet op positieve of negatieve wijze wordt gediscrimineerd tussen op distributieniveau aangesloten productie en op transmissieniveau aangesloten productie. Door middel van de netwerktarieven vindt noch op positieve, noch op negatieve wijze discriminatie plaats ten opzichte van energieopslag of aggregatie en worden geen negatieve prikkels tot stand gebracht met betrekking tot zelfproductie, zelfconsumptie of participatie in vraagrespons. Zonder afbreuk te doen aan lid 3 van dit artikel zijn deze tarieven niet afstandsgebonden.

2. De tariefmethodologieën reflecteren de vaste kosten van de transmissiesysteembeheerders en de distributiesysteembeheerders en bieden de transmissiesysteembeheerders en de distributiesysteembeheerders passende stimulansen op zowel lange als korte termijn om de efficiëntie, waaronder de energie-efficiëntie, te verbeteren, de marktintegratie en de voorzieningszekerheid te versterken en toereikende investeringen en verwante onderzoeksactiviteiten te ondersteunen en innovatie in het belang van de consument te bevorderen op gebieden zoals digitalisering, flexibiliteitsdiensten en interconnectie.

3. Wanneer passend, worden in het op producenten of eindafnemers van toepassing zijnde tarief locatiespecifieke signalen op Unieniveau ingebouwd en wordt rekening gehouden met de omvang van de veroorzaakte netverliezen en congestie en met de investeringskosten voor infrastructuur.

4. Bij de vaststelling van de tarieven voor nettoegang wordt rekening gehouden met: a) de uit het vergoedingsmechanisme voor elektriciteitsstromen tussen transmissiesysteembeheerders voortvloeiende betalingen en ontvangsten; b) de werkelijk verrichte en ontvangen betalingen, alsmede de over toekomstige tijdvakken verwachte betalingen, een en ander aan de hand van ramingen over vroegere tijdvakken.

5. Het krachtens dit artikel vaststellen van de tarieven laat de tarieven die in het kader van het in artikel 16 bedoelde congestiebeheer worden geheven, onverlet.

6. Er worden geen specifieke nettarieven in rekening gebracht voor individuele transacties inzake zoneoverschrijdende elektriciteitshandel.

7. De distributietarieven zijn kostenreflectief, rekening houdend met het gebruik van het distributienet door systeemgebruikers, met inbegrip van actieve afnemers. De distributietarieven kunnen elementen bevatten met betrekking tot capaciteiten voor aansluiting op het net en kunnen worden gedifferentieerd naargelang van de verbruiks- of productieprofielen van de systeemgebruikers. Wanneer de lidstaten de uitrol van slimme metersystemen hebben geïmplementeerd, houden de regulerende instanties bij het vaststellen of goedkeuren van transmissietarieven of distributietarieven of hun methodologieën overeenkomstig artikel 59, van Richtlijn (EU) 2019/944 rekening met aan bepaalde tijdsbestekken gekoppelde nettarieven en kunnen bepaalde tijdsbestekken gekoppelde nettarieven indien nodig worden ingevoerd, waarbij rekening wordt gehouden met het gebruik van het net en zodanig te werk wordt gegaan dat het voor de eindafnemer transparant, kostenefficiënt en voorzienbaar is.

8. De methodologieën inzake distributietarieven stimuleren de distributiesysteembeheerders tot de meest kostenefficiënte exploitatie en ontwikkeling van hun netten, inclusief door de aankoop van diensten. Daartoe nemen de regulerende instanties de relevante kosten in aanmerking en nemen zij deze op in de distributietarieven, en kunnen zij prestatiedoelstellingen vaststellen teneinde de distributiesysteembeheerders te stimuleren om de efficiëntie in hun netten te verbeteren, inclusief door middel van energie-efficiëntie, flexibiliteit en de uitrol van slimme netten en intelligente bemetering.

9. Uiterlijk op 5 oktober 2019, om het risico van marktfragmentatie te beperken, verstrekt ACER een rapport over beste praktijken betreffende methodologieën inzake transmissie- en distributietarieven, en houdt daarbij rekening met de specifieke nationale kenmerken. Dat rapport over beste praktijken heeft ten minste betrekking op: a) het aandeel van de aan de producenten aangerekende tarieven en de aan eindafnemers aangerekende tarieven; b) de kosten die door middel van tarieven worden terugverdiend; c) aan bepaalde tijdsbestekken gekoppelde nettarieven; d) locatiespecifieke signalen; e) de verhouding tussen transmissietarieven en distributietarieven; f) methoden waarmee transparantie bij de vaststelling en de structuur van tarieven wordt gewaarborgd; g) groepen netgebruikers waarop tarieven, zo nodig inclusief de kenmerken van die groepen en vormen van verbruik, alsmede vrijstellingen van tarieven van toepassing zijn; h) verliezen in netten met een hoge, een gemiddelde en een lage spanning.

ACER werkt het rapport over beste praktijken ten minste om de twee jaar bij.

10. De regulerende instanties houden met het rapport over beste praktijken naar behoren rekening bij de vaststelling of goedkeuring van transmissietarieven of distributietarieven of de methodologieën hiervoor overeenkomstig artikel 59 van Richtlijn (EU) 2019/944.

Artikel 19

Congestie-ontvangsten

1. Aan een vooraf gespecificeerd tijdsbestek gekoppelde congestiebeheerprocedures leveren alleen ontvangsten op wanneer er voor dat tijdsbestek congestie ontstaat, behalve in het geval van nieuwe interconnectoren, die een vrijstelling genieten krachtens artikel 63 van onderhavige verordening, artikel 17 van Verordening (EG) nr. 714/2009 of artikel 7 van Verordening (EG) nr. 1228/2003. De procedure voor de verdeling van deze ontvangsten wordt ter beoordeling aan de regulerende instanties voorgelegd; deze procedure mag het toewijzingsproces niet beïnvloeden ten gunste van een partij die capaciteit of energie aanvraagt en mag stimulansen voor de beperking van congestie niet ontmoedigen.

2. De voorrang gaat uit naar de volgende doelstellingen bij de toewijzing van eventuele ontvangsten uit de toewijzing van zoneoverschrijdende capaciteit: a) het garanderen dat de toegewezen capaciteit daadwerkelijk beschikbaar is, met inbegrip van een vergoeding voor vastheid, of b) de zoneoverschrijdende capaciteit handhaven of vergroten door optimalisering van het gebruik van de bestaande interconnectoren, indien nodig door middel van gecoördineerde corrigerende acties; de kosten dekken die voortvloeien uit investeringen in het net die relevant zijn voor het reduceren van de interconnectiecongestie.

3. Wanneer de doelstellingen in lid 2 op adequate wijze worden gehaald, kan de opbrengst gebruikt worden als inkomsten die door de regulerende instanties in rekening moeten worden genomen bij de goedkeuring van de methodologie voor de berekening van nettarieven of de vaststelling van nettarieven. De resterende ontvangsten worden op een aparte interne rekening gezet totdat hij voor de in lid 2 genoemde doelen kan worden besteed.

4. Het gebruik van ontvangsten overeenkomstig lid 2, onder a) of b), is onderworpen aan een methodologie die wordt voorgesteld door de transmissiesysteembeheerders, na overleg met de regulerende instanties en de betrokken belanghebbenden, en na de goedkeuring door ACER. De transmissiesysteembeheerders dienen de voorgestelde methodologie uiterlijk op 5 juli 2020 in bij ACER en ACER neemt binnen zes maanden na de ontvangst daarvan een besluit over de voorgestelde methodologie.

ACER kan de transmissiesysteembeheerders verzoeken de in de eerste alinea bedoelde methodologie te wijzigen of bij te werken. ACER beslist over de bijgewerkte methodologie uiterlijk zes maanden nadat deze is ingediend.

In de methodologie zijn ten minste de voorwaarden gedetailleerd vastgesteld waarop de ontvangsten kunnen worden gebruikt ten behoeve van de in lid 2 bedoelde doelstellingen, de voorwaarden waarop die ontvangsten op een aparte rekening kunnen worden gezet met het oog op toekomstig gebruik voor die doelstellingen, en de termijn waarbinnen die ontvangsten op een dergelijke rekening kunnen worden gezet.

5. De transmissiesysteembeheerders stellen van tevoren duidelijk vast hoe eventuele congestie-ontvangsten zullen worden gebruikt en zij brengen aan de regulerende instanties verslag uit over het daadwerkelijke gebruik van dergelijke ontvangsten. Uiterlijk op 1 maart van elk jaar informeren de regulerende instanties ACER en publiceren zij een verslag waarin wordt uiteengezet: a) hoeveel ontvangsten in de periode van twaalf maanden tot en met 31 december van het voorgaande jaar zijn binnengekomen; b) hoe deze ontvangsten zijn gebruikt overeenkomstig lid 2, met inbegrip van de specifieke projecten waarvoor de ontvangsten zijn gebruikt, en welk bedrag op een aparte rekening is gezet; c) het bedrag dat is gebruikt bij het berekenen van de netwerktarieven; d) dat wordt nagegaan dat het onder c) bedoelde bedrag voldoet aan deze verordening en aan de overeenkomstig lid 3 en lid 4 ontwikkelde methodologie.

Als sommige van de congestie-inkomsten worden gebruikt bij het berekenen van netwerktarieven, zal in het rapport vermeld worden hoe de transmissiesysteembeheerders voldeden aan de prioritaire doelstellingen in lid 2, indien van toepassing.







HOOFDSTUK IV

BEVOORRADINGSZEKERHEID

Artikel 20

Toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening in de interne markt voor elektriciteit

1. De lidstaten houden toezicht op de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening op hun grondgebied op basis van de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening als bedoeld in artikel 23. Ter aanvulling van de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening kunnen de lidstaten bovendien nationale beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening verrichten overeenkomstig artikel 24.

2. Wanneer bij de Europese beoordeling van de in artikel 23 bedoelde toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening of nationale beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening als bedoeld in artikel 24 een zorgpunt in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening wordt geconstateerd, stelt de betrokken lidstaat vast welke verstorende effecten van regelgeving en/of tekortkomingen van de markt hebben geleid of bijgedragen tot het ontstaan van dat zorgpunt.

3. De lidstaten waar zorgpunten op het gebied van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening worden geconstateerd, ontwikkelen en publiceren een uitvoeringsplan met een tijdschema voor het vaststellen van maatregelen die zijn gericht op het wegnemen van eventuele vastgestelde verstorende effecten van regelgeving of tekortkomingen van de markt in het kader van het overheidssteunproces. Wanneer de lidstaten zorgpunten in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening aanpakken, houden zij rekening met de in artikel 3 vastgestelde beginselen en overwegen zij: a) verstorende effecten van regelgeving weg te nemen; b) prijsplafonds weg te nemen overeenkomstig artikel 10; c) een functie voor prijsbepaling op basis van schaarste in te voeren voor balanceringsenergie, zoals bedoeld in artikel 44, lid 3, van Verordening (EU) 2017/2195; d) de interconnectiecapaciteit en de interne netcapaciteit te vergroten om ten minste de interconnectiedoelstellingen ervan als bedoeld in artikel 4, lid 1, onder d), van Verordening (EU) 2018/1999 te realiseren; e) zelfproductie, energieopslag, maatregelen aan de vraagzijde en energie-efficiëntie mogelijk te maken door eventueel vastgestelde verstorende effecten van regelgeving weg te nemen; f) kostenefficiënte en op de markt gebaseerde inkoop van ondersteunende en balanceringsdiensten te verzekeren; g) gereguleerde prijzen af te schaffen indien dit is vereist op grond van artikel 5 van Richtlijn (EU) 2019/944.

4. De betrokken lidstaten dienen hun uitvoeringsplannen ter beoordeling in bij de Commissie.

5. Binnen vier maanden na ontvangst van het uitvoeringsplan brengt de Commissie een advies uit over de vraag of de maatregelen volstaan om de verstorende effecten van de regelgeving of de overeenkomstig lid 2 vastgestelde marktverstoringen weg te nemen, en kan de lidstaat verzoeken hun uitvoeringsplannen dienovereenkomstig te wijzigen.

6. De betrokken lidstaten houden toezicht op de toepassing van hun uitvoeringsplannen en publiceert de resultaten van het toezicht in een jaarverslag en dient dat verslag in bij de Commissie.

7. De Commissie brengt een advies uit over de vraag of de uitvoeringsplannen voldoende zijn uitgevoerd en of de zorgpunten in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening zijn weggenomen.

8. De lidstaten blijven zich aan het uitvoeringsplan houden nadat de vastgestelde zorgpunten in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening zijn weggenomen.

Artikel 21

Algemene beginselen inzake capaciteitsmechanismen

1. Om resterende zorgpunten op het gebied van toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening weg te nemen, kunnen de lidstaten als uiterste maatregel, bij het uitvoeren van de in artikel 20 van deze verordening bedoelde uitvoeringsmaatregelen overeenkomstig de artikelen 107, 108 en 109 VWEU de Unievoorschriften capaciteitsmechanismen invoeren.

2. Vooraleer capaciteitsmechanismen in te voeren, verrichten de betrokken lidstaten uitvoerig onderzoek naar de mogelijke gevolgen van die mechanismen voor de aangrenzende lidstaten, en raadplegen zij ten minste de aangrenzende lidstaten met wie zij een rechtstreekse elektriciteitsverbinding hebben en de belanghebbenden in deze lidstaten.

3. De lidstaten beoordelen of een capaciteitsmechanisme in de vorm van een strategische reserve de zorgpunten op het gebied van toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening kan oplossen. Wanneer dit niet het geval is, kunnen de lidstaten een ander soort capaciteitsmechanisme ten uitvoer leggen.

4. De lidstaten voeren geen capaciteitsmechanismen in wanneer zowel de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening als de nationale beoordelingen van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, of bij gebrek aan een nationale beoordeling van de toereikendheid, de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening geen zorgpunten in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening hebben vastgesteld.

5. De lidstaten voeren geen capaciteitsmechanismen in voor over het uitvoeringsplan overeenkomstig artikel 20, lid 3, een advies is uitgebracht door de Commissie, zoals bedoeld in artikel 20, lid 5.

6. Wanneer een lidstaat een capaciteitsmechanisme toepast, evalueert hij dat capaciteitsmechanisme en zorgt hij ervoor dat geen nieuwe overeenkomsten in het kader van dat mechanisme worden gesloten, als zowel de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening als de nationale beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening, of bij gebrek aan een nationale beoordeling van de toereikendheid, de Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening geen zorgpunten in verband met de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening hebben vastgesteld of als over het uitvoeringsplan overeenkomstig artikel 20, lid 3, geen advies is uitgebracht door de Commissie, zoals bedoeld in artikel 20, lid 5.

7. Bij het opzetten van capaciteitsmechanismen nemen de lidstaten een bepaling op waarbij wordt voorzien in de efficiënte administratieve uitdoving van het capaciteitsmechanisme, als gedurende drie opeenvolgende jaren geen nieuwe contracten worden gesloten uit hoofde van lid 6.

8. Capaciteitsmechanismen zijn tijdelijk. Zij worden door de Commissie voor een periode van maximaal tien jaar goedgekeurd. Zij worden stopgezet of de toegekende hoeveelheid capaciteit wordt afgebouwd op basis van de in artikel 20 bedoelde uitvoeringsplannen. De lidstaten blijven het uitvoeringsplan toepassen na de invoering van het capaciteitsmechanisme.

Artikel 22

Beginselen inzake de opzet van capaciteitsmechanismen

1. Capaciteitsmechanismen: a) zijn tijdelijk; b) leiden niet tot onnodige marktverstoringen en beperken de zone-overschrijdende handel niet; c) gaan niet verder dan wat nodig is om de in artikel 20 bedoelde zorgpunten met betrekking tot de toereikendheid aan te pakken; d) selecteren capaciteitsaanbieders via een transparante, niet-discriminerende en concurrerende procedure; e) bieden stimulansen voor capaciteitsaanbieders om op momenten waarop systeemstress verwacht wordt beschikbaar te blijven; f) waarborgen dat de vergoeding wordt bepaald via de concurrerende procedure; g) bepalen de technische voorwaarden voor de deelname van capaciteitsaanbieders voordat de selectieprocedure van start gaat; h) staan open voor deelname van alle hulpbronnen die de vereiste technische prestaties kunnen verstrekken, met inbegrip van energieopslag en vraagzijdebeheer; i) leggen passende sancties op aan capaciteitsaanbieders die niet beschikbaar zijn in tijden van systeemstress.

2. De opzet van strategische reserves voldoet aan de volgende vereisten: a) wanneer een capaciteitsmechanisme is opgezet als een strategische reserve, kan dispatching van de middelen ervan in de strategische reserve slechts plaatsvinden wanneer de transmissiesysteembeheerders naar verwachting al hun balanceringsmiddelen moeten inzetten om een evenwicht tussen vraag en aanbod tot stand te brengen; b) tijdens onbalansvereffeningsperiodes waarin dispatching van de middelen in de strategische reserve heeft plaatsgevonden, moeten onbalansen op de markt worden vereffend tegen ten minste de waarde van de verloren belasting of een waarde boven de intraday-technische prijslimieten als bedoeld in artikel 10, lid 1, als deze hoger is; c) de output van de strategische reserve na de dispatching moet door het onbalansvereffeningsmechanisme worden toegewezen aan de balanceringsverantwoordelijken; d) voor de middelen die deelnemen in de strategische reserve, mag geen vergoeding worden ontvangen van de groothandelsmarkten voor elektriciteit of van de balanceringsmarkten; e) de middelen in de strategische reserve moeten buiten de markt worden gehouden voor minstens de duur van de contractperiode.

Het onder a) van de eerste alinea bedoelde voorschrift staat er niet aan in de weg dat middelen worden geactiveerd alvorens de werkelijke dispatching plaatsvindt, zulks met het oog op de opvoeringsbeperkingen en exploitatie-vereisten van de middelen. De output van de strategische reserve tijdens activering wordt niet toegeschreven aan balanceringsgroepen via groothandelsmarkten en verandert hun onevenwichtigheden niet.

3. Naast de voorschriften van lid 1, geldt voor capaciteitsmechanismen, afgezien van strategische reserves: a) dat zij zo dienen te worden opgezet dat verzekerd wordt dat de prijs die voor het beschikbaar houden wordt betaald, automatisch naar nul tendeert wanneer de omvang van het aangeboden vermogen naar verwachting afdoende is om te voldoen aan de omvang van de vraag naar vermogen; b) dat zij de participerende middelen alleen dienen te vergoeden naargelang hun beschikbaarheid, en dienen te verzekeren dat deze vergoeding geen gevolgen heeft voor de beslissing van de capaciteitsaanbieder om al dan niet elektriciteit op te wekken; c) dat zij dienen te waarborgen dat capaciteitsverplichtingen overgedragen kunnen worden tussen in aanmerking komende capaciteitsaanbieders.

4. In capaciteitsmechanismen worden de volgende voorschriften opgenomen met betrekking tot CO2-emissiegrenswaarden: a) uiterlijk op 4 juli 2019 wordt productiecapaciteit waarvan de commerciële productie werd opgestart op of na die datum en met emissies van meer dan 550 g CO2 afkomstig van fossiele brandstoffen per kWh stroom niet vastgelegd en worden geen betalingen of toezeggingen ontvangen voor toekomstige betalingen in het kader van een capaciteitsmechanisme; b) uiterlijk op 1 juli 2025 wordt productiecapaciteit waarvan de commerciële productie werd opgestart vóór 4 juli 2019 en met emissies van meer dan 550 g CO2 afkomstig van fossiele brandstoffen per kWh stroom en met een jaarlijks gemiddelde van meer dan 350 kg CO2 afkomstig van fossiele brandstoffen per geïnstalleerde kW, wordt niet vastgelegd en worden geen betalingen of toezeggingen ontvangen voor toekomstige betalingen in het kader van een capaciteitsmechanisme.

De emissiegrenswaarde van 550 g CO2 afkomstig van fossiele brandstoffen per kWh stroom en de limiet van een jaarlijks gemiddelde van 350 kg CO2 per geïnstalleerde kW als bedoeld onder a) en b) van de eerste alinea, worden berekend op basis van de efficiëntie van het ontwerp van de productie-eenheid, namelijk het nettorendement bij nominaal vermogen in de relevante normen die zijn vastgelegd door de Internationale Organisatie voor normalisatie.

Uiterlijk op 5 januari 2020 publiceert het Agentschap een advies met technische richtsnoeren met betrekking tot de berekening van de in de eerste alinea bedoelde waarden.

5. Lidstaten die op 4 juli 2019 capaciteitsmechanismen toepassen, passen hun mechanismen aan om ervoor te zorgen dat zij voldoen aan de vereisten van hoofdstuk 4, onverminderd verplichtingen of overeenkomsten die uiterlijk op 31 december 2019 zijn gesloten.

Artikel 23

Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening

1. De Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening stelt de zorgpunten met betrekking tot de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening vast aan de hand van een beoordeling van de algemene toereikendheid van het elektriciteitssysteem om stroom te leveren en de verwachte vraag naar elektriciteit voor elk jaar op het niveau van de Unie, op het niveau van de lidstaten en op het niveau van de individuele biedzones, indien nodig. De Europese beoordeling van de toereikendheid van de elektriciteitsvoorziening bestrijkt een periode van tien jaar vanaf de datum van die b