02015R1222 — PL — 25.07.2015 — 000.003

Dokument ten służy wyłącznie do celów informacyjnych i nie ma mocy prawnej. Unijne instytucje nie ponoszą żadnej odpowiedzialności za jego treść. Autentyczne wersje odpowiednich aktów prawnych, włącznie z ich preambułami, zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej i są dostępne na stronie EUR-Lex. Bezpośredni dostęp do tekstów urzędowych można uzyskać za pośrednictwem linków zawartych w dokumencie

►B ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2015/1222 z dnia 24 lipca 2015 r. ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi (Tekst mający znaczenie dla EOG) (Dz.U. L 197 z 25.7.2015, s. 24)





sprostowane przez:









▼B

ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2015/1222

z dnia 24 lipca 2015 r.

ustanawiające wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi

(Tekst mający znaczenie dla EOG)







TYTUŁ I

PRZEPISY OGÓLNE

Artykuł 1

Przedmiot i zakres stosowania

▼C1

1. Niniejsze rozporządzenie określa szczegółowe wytyczne dotyczące alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, w tym wymogi ustanowienia wspólnych metod wyznaczania wolumenów zdolności przesyłowych dostępnych równolegle między obszarami rynkowymi, kryteria umożliwiające ocenę efektywności, a także proces przeglądu do celów definiowania obszarów rynkowych.

▼B

2. Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich systemów przesyłowych i połączeń wzajemnych w UE, z wyjątkiem systemów przesyłowych na wyspach, które nie są połączone z innymi systemami przesyłowymi za pomocą połączeń wzajemnych.

3. W państwach członkowskich, w których istnieje więcej niż jeden operator systemu przesyłowego, niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich operatorów systemu przesyłowego w danym państwie członkowskim. Jeżeli operator systemu przesyłowego nie pełni funkcji odpowiadającej jednemu lub większej liczbie zobowiązań wynikających z niniejszego rozporządzenia, państwa członkowskie mogą postanowić, że obowiązek zapewniania zgodności z tymi zobowiązaniami jest przypisany do jednego określonego operatora systemu przesyłowego lub większej ich liczby.

4. Obowiązujące w UE jednolite łączenie rynków dnia następnego i dnia bieżącego może być otwarte dla podmiotów działających na rynku i OSP prowadzących działalność w Szwajcarii, pod warunkiem że w prawie krajowym tego państwa wdrożone zostały najważniejsze unijne przepisy dotyczące rynku energii elektrycznej i zawarto międzyrządowe porozumienie w sprawie współpracy w zakresie energii elektrycznej między UE a Szwajcarią.

5. Pod warunkiem spełnienia warunków określonych w ust. 4 powyżej o udziale Szwajcarii w łączeniu rynków dnia następnego i jednolitym łączeniu rynków dnia bieżącego decyduje Komisja na podstawie opinii wydanej przez Agencję. Prawa i obowiązki NEMO i OSP ze Szwajcarii, którzy przystępują do jednolitego łączenia rynków dnia następnego, muszą być zgodne z prawami i obowiązkami NEMO i OSP działających na terytorium UE, by umożliwić niezakłócone funkcjonowanie systemów jednolitego łączenia rynków dnia następnego i łączenia rynków dnia bieżącego wdrożonych na poziomie unijnym, jak również stworzyć równe warunki działania dla wszystkich zainteresowanych stron.

Artykuł 2

Definicje

Do celów niniejszego rozporządzenia zastosowanie mają definicje zawarte w art. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 ( 1 ) oraz w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE ( 2 ).

Ponadto zastosowanie mają następujące definicje:

1) „indywidualny model sieci” to zestaw danych opisujących parametry systemu elektroenergetycznego (wytwarzanie, obciążenie i topologia sieci) oraz powiązanych zasad zmiany tych parametrów podczas wyznaczania zdolności przesyłowych, sporządzony przez odpowiedzialnych OSP, które zostaną scalone z innymi indywidualnymi modelami sieci w celu stworzenia wspólnego modelu sieci;

2) „wspólny model sieci” to ogólnounijny zbiór danych ustalonych między różnymi OSP, opisujących główne parametry systemu elektroenergetycznego (wytwarzanie, obciążenia i topologia sieci) oraz zasad zmiany tych parametrów podczas wyznaczania zdolności przesyłowych;

3) „region wyznaczania zdolności przesyłowych” to region geograficzny, na którym wyznaczanie zdolności przesyłowych prowadzone jest w sposób skoordynowany;

4) „scenariusz” to przewidywany stan systemu elektroenergetycznego w danym przedziale czasu;

5) „saldo” to suma netto eksportu i importu energii elektrycznej dla każdego podstawowego okresu handlowego dla obszaru rynkowego;

▼C1

6) „ograniczenia alokacji” to ograniczenia, których należy przestrzegać podczas alokacji zdolności przesyłowych i które są potrzebne, aby utrzymać system przesyłowy w granicach bezpieczeństwa pracy, a które nie zostały przełożone na międzyobszarowe zdolności przesyłowe lub są potrzebne do zwiększania efektywności alokacji zdolności przesyłowych;

▼B

7) „granice bezpieczeństwa pracy” to dopuszczalne granice bezpiecznej pracy sieci, takie jak ograniczenia termiczne, ograniczenia napięcia, ograniczenia prądu zwarciowego, ograniczenia częstotliwości i stabilności dynamicznej;

8) „podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto” to metoda wyznaczania zdolności przesyłowych oparta na zasadzie szacowania i definiowania ex ante maksymalnej wymiany energii między graniczącymi ze sobą obszarami rynkowymi;

9) „podejście FBA” to metoda wyznaczania zdolności przesyłowych, w której wymiany energii między obszarami rynkowymi są ograniczone współczynnikami rozpływu energii elektrycznej i dostępnymi marginesami na krytycznych elementach sieci;

10) „zdarzenie losowe” to zidentyfikowana i prawdopodobna lub już zaistniała usterka elementu, w tym nie tylko elementów systemu przesyłowego, ale także znaczących użytkowników sieci i elementów sieci dystrybucyjnej, jeżeli dotyczy bezpieczeństwa pracy systemu przesyłowego;

11) „podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych” to jednostka lub jednostki, którym powierzono zadanie wyznaczenia zdolności przesyłowych, działające na poziomie regionalnym lub wyższym;

12) „współczynnik zmiany wytwarzania” to metoda przekładania zmiany salda danego obszaru rynkowego na oszacowania zmian wytwarzania danego obszaru we wspólnym modelu sieci;

13) „działanie zaradcze” to wszelkie środki stosowane przez jednego lub kilku OSP w trybie nieautomatycznym lub automatycznym w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy systemu;

▼C1

14) „margines niezawodności” to ograniczenie międzyobszarowych zdolności przesyłowych w celu uwzględnienia niepewności w ramach wyznaczenia zdolności przesyłowych;

▼B

15) „czas rynkowy” to środkowoeuropejski czas letni (CEST) lub czas środkowoeuropejski (CETI), w zależności od tego, który obowiązuje;

16) „dochód z ograniczeń” to dochód uzyskany w wyniku alokacji zdolności przesyłowych;

▼C1

17) „ograniczenie rynkowe” to sytuacja, w której nadwyżki ekonomiczne dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego zostały ograniczone przez międzyobszarowe zdolności przesyłowe lub ograniczenia alokacji;

▼B

18) „ograniczenie fizyczne” to każda sytuacja sieci, w której przewidywane lub zrealizowane przepływy mocy przekraczają ograniczenia termiczne elementów sieci oraz ograniczenia w zakresie stabilności napięciowej i kątowej systemu elektroenergetycznego;

19) „ograniczenie strukturalne” to ograniczenie w systemie przesyłowym, które można jednoznacznie zdefiniować, jest przewidywalne, geograficznie stabilne w czasie i często powtarza się w standardowych warunkach systemu elektroenergetycznego;

20) „kojarzenie” to tryb obrotu handlowego, w którym zlecenia sprzedaży są przypisywane właściwym zleceniom zakupu w sposób ukierunkowany na maksymalizację nadwyżek ekonomicznych dla łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego;

21) „zlecenie” to zamiar zakupu lub sprzedaży energii lub zdolności przesyłowych, wyrażony przez uczestnika rynku, podlegający określonym warunkom realizacji;

22) „skojarzone zlecenia” to wszystkie zlecenia sprzedaży i zakupu skojarzone w oparciu o algorytm łączenia cen lub algorytm handlu ciągłego;

23) „wyznaczony operator rynku energii elektrycznej (NEMO)” to podmiot wyznaczony przez właściwy organ do wykonywania zadań związanych z jednolitym łączeniem rynków dnia następnego lub dnia bieżącego;

24) „wspólna książka zleceń” to moduł w systemie łączenia w sposób ciągły rynków dnia bieżącego gromadzący wszystkie zlecenia, które można skojarzyć, od NEMO uczestniczących w jednolitym łączeniu rynków dnia bieżącego i na bieżąco przeprowadzających kojarzenie tych zleceń;

25) „transakcja” to jedno lub więcej skojarzonych zleceń;

▼C1

26) „jednolite łączenie rynków dnia następnego” to proces aukcyjny, w którym złożone zlecenia są kojarzone, a jednocześnie alokowane są międzyobszarowe zdolności przesyłowe dla różnych obszarów rynkowych na rynku dnia następnego;

27) „jednolite łączenie rynków dnia bieżącego” to ciągły proces, w którym złożone zlecenia są kojarzone, a jednocześnie alokowane są międzyobszarowe zdolności przesyłowe dla różnych obszarów rynkowych na rynku dnia bieżącego;

28) „algorytm łączenia cen” to algorytm stosowany w jednolitym łączeniu rynków dnia następnego w celu jednoczesnego kojarzenia zleceń i alokowania międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

29) „algorytm handlu ciągłego” to algorytm stosowany w jednolitym łączeniu rynków dnia bieżącego w celu kojarzenia zleceń i alokowania w sposób ciągły międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

30) „funkcja operatora łączenia rynków” to funkcja kojarzenia zleceń z rynków dnia następnego i dnia bieżącego dla rożnych obszarów rynkowych i przy jednoczesnej alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

▼B

31) „cena rozliczeniowa” to cena wyznaczona na podstawie skojarzenia najwyższego zaakceptowanego zlecenia sprzedaży i najniższego zaakceptowanego zlecenia zakupu na rynku energii elektrycznej;

32) „planowana wymiana” to planowany przesył energii elektrycznej między obszarami geograficznymi, dla każdego podstawowego okresu handlowego i dla danego kierunku;

33) „podmiot odpowiedzialny za wyznaczenie planowanej wymiany” to jednostka lub jednostki, której lub którym powierzono zadanie wyznaczania planowanych wymian;

34) „przedział czasowy rynku dnia następnego” to przedział czasowy rynku energii elektrycznej do czasu zamknięcia bramki dla rynku dnia następnego, gdzie dla każdego podstawowego okresu handlowego produkty są przedmiotem obrotu w dniu poprzedzającym dzień dostawy;

▼C1

35) „termin gwarancji rynku dnia następnego” to termin, po upływie którego międzyobszarowe zdolności przesyłowe są gwarantowane;

▼B

36) „czas zamknięcia bramki rynku dnia następnego” to termin, do którego przyjmuje się zlecenia na rynku dnia następnego;

▼C1

37) „przedział czasowy rynku dnia bieżącego” to przedział czasowy rynku energii elektrycznej po czasie otwarcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego a przed czasem zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego, w którym dla danego podstawowego okresu handlowego produkty są przedmiotem obrotu przed dostawą produktów podlegających transakcji;

38) „czas otwarcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego” to termin, w którym międzyobszarowe zdolności przesyłowe między obszarami rynkowymi są oferowane dla danego podstawowego okresu handlowego i danej granicy obszaru rynkowego;

39) „czas zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego” to termin, po upływie którego alokacja międzyobszarowych zdolności przesyłowych nie jest już dozwolona dla danego podstawowego okresu handlowego;

40) „moduł zarządzania zdolnościami przesyłowymi” to system zawierający aktualne informacje na temat dostępnych międzyobszarowych zdolności przesyłowych do celów alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych rynku dnia bieżącego;

▼B

41) „niestandardowy produkt rynku dnia bieżącego” to produkt do łączenia w sposób ciągły rynków dnia bieżącego nie dla stałych dostaw energii elektrycznej lub na okres przekraczający jeden podstawowy okres handlowy, o cechach szczególnych, zaprojektowany do odzwierciedlania praktyk eksploatacji systemu lub potrzeb rynku; przykłady to między innymi zlecenia obejmujące wiele podstawowych okresów handlowych oraz produkty odzwierciedlające koszty rozruchu produkcji;

42) „kontrahent centralny” to jednostka lub jednostki, której lub którym powierzono zadanie zawierania umów z uczestnikami rynku, poprzez nowację umów wynikających z procesu kojarzenia, i organizowania transferu sald wynikających z alokacji zdolności przesyłowych z innymi kontrahentami centralnymi lub spedytorami;

43) „spedytor” to jednostka lub jednostki, której lub którym powierzono zadanie transferu sald między różnymi kontrahentami centralnymi;

▼C1

44) „gwarancja” to gwarancja, że międzyobszarowe zdolności przesyłowe pozostaną niezmienione oraz że w przypadku ich zmiany wypłacone zostanie odszkodowanie;

▼B

45) „siła wyższa” to wszelkie nieprzewidywalne lub wyjątkowe wydarzenia lub sytuacje pozostające poza zasadną kontrolą OSP i niewynikające z zaniedbań tego OSP, których nie można uniknąć lub rozwiązać poprzez racjonalne przewidywanie i staranność, których nie można rozwiązać środkami, które z technicznego, finansowego lub ekonomicznego punktu widzenia są zasadnie możliwe dla OSP, które faktycznie miały miejsce i mogą być obiektywnie zweryfikowane i które uniemożliwiają OSP, okresowo lub na stałe, wypełnienie zobowiązań zgodnie z niniejszym rozporządzeniem;

46) „nadwyżka ekonomiczna dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego” to suma: (i) nadwyżek dostawców dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego dla odpowiedniego okresu; (ii) nadwyżek konsumentów dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego; (iii) dochodu z ograniczeń; oraz (iv) innych powiązanych kosztów i korzyści, jeżeli zwiększają one efektywność ekonomiczną dla odpowiedniego okresu; nadwyżka dostawców i konsumentów stanowi różnicę między przyjętymi zleceniami a ceną rozliczeniową jednostki energii pomnożoną przez wolumen energii elektrycznej zleceń.

Artykuł 3

Cele współpracy w zakresie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi

Celem niniejszego rozporządzenia jest:

a) wspieranie efektywnej konkurencji w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, obrotu energią elektryczną i dostaw energii elektrycznej;

b) zapewnienie optymalnego wykorzystania infrastruktury przesyłowej;

c) zapewnienie bezpieczeństwa pracy systemu;

▼C1

d) optymalizacja wyznaczania i alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

▼B

e) zapewnienie sprawiedliwego i niedyskryminującego traktowania OSP, NEMO, Agencji, organów regulacyjnych i uczestników rynku;

f) zapewnienie i zwiększenie przejrzystości i wiarygodności informacji;

g) przyczynianie się do efektywnej, długoterminowej eksploatacji i rozwoju europejskiego systemu przesyłowego energii elektrycznej i sektora energii elektrycznej w UE;

h) uwzględnienie konieczności zapewnienia sprawiedliwego i uporządkowanego rynku oraz sprawiedliwego i prawidłowego kształtowania cen;

i) stworzenie równych warunków działania dla NEMO;

▼C1

j) zapewnienie niedyskryminacyjnego dostępu do międzyobszarowych zdolności przesyłowych.

▼B

Artykuł 4

Wyznaczenie NEMO i odwołanie ich wyznaczenia

1. Każde państwo członkowskie połączone siecią energetyczną z obszarem rynkowym innego państwa członkowskiego zapewnia wyznaczenie w terminie czterech miesięcy od daty wejścia w życie niniejszego rozporządzenia co najmniej jednego NEMO do przeprowadzania jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego. W tym celu krajowi i zewnętrzni operatorzy rynku mogą zostać wezwani do ubiegania się o wyznaczenie na NEMO.

2. Każde zainteresowane państwo członkowskie zapewnia wyznaczenie co najmniej jednego NEMO w każdym obszarze rynkowym na swoim terytorium. NEMO wyznacza się na początkowy okres czterech lat. Z wyjątkiem przypadków, w których ma zastosowanie art. 5 ust. 1, państwa członkowskie umożliwiają składanie wniosków o wyznaczenia na NEMO co najmniej raz w roku.

3. O ile państwa członkowskie nie przewidziały inaczej, organy regulacyjne są organami wyznaczającymi odpowiedzialnymi za wyznaczanie NEMO, za monitorowanie spełnienia wymogów wyznaczenia, a w przypadku krajowych monopoli prawnych, za zatwierdzanie opłat pobieranych przez NEMO lub metod wyznaczania opłat pobieranych przez NEMO. Państwa członkowskie mogą ustalić, że organami wyznaczającymi są organy inne niż organy regulacyjne. W tych okolicznościach państwa członkowskie zapewniają, aby organ wyznaczający posiadał takie same prawa i obowiązki jak prawa i obowiązki, które posiadają organy regulacyjne w celu skutecznego wykonywania ich zadań.

4. Organ wyznaczający ocenia, czy kandydaci na NEMO spełniają kryteria określone w art. 6. Te same kryteria mają zastosowanie niezależnie od tego, czy wyznacza się jednego NEMO czy większą ich liczbę. Przy podejmowaniu decyzji na temat wyznaczenia NEMO należy unikać wszelkiego rodzaju dyskryminacji między kandydatami, zwłaszcza między kandydatami krajowymi i zewnętrznymi. Jeżeli organ wyznaczający nie jest organem regulacyjnym, organ regulacyjny wydaje opinię co do zakresu, w jakim wnioskodawca ubiegający się o wyznaczenie spełnia wymogi wyznaczenia określone w art. 6. Wyznaczenie NEMO może zostać odrzucone jedynie w przypadku, gdy wymogi wyznaczenia określone w art. 6 nie zostały spełnione lub zgodnie z art. 5 ust. 1.

5. NEMO wyznaczony w jednym państwie członkowskim ma prawo oferować usługi obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego z dostawą do innego państwa członkowskiego. Przepisy dotyczące obrotu energią w państwie członkowskim, do którego energia jest dostarczana, mają zastosowanie bez potrzeby wyznaczenia danego NEMO na NEMO w tym państwie członkowskim. Organy wyznaczające monitorują wszystkich NEMO dokonujących jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub rynków dnia bieżącego w swoich państwach członkowskich. Zgodnie z art. 19 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 organy wyznaczające zapewniają przestrzeganie niniejszego rozporządzenia przez wszystkich NEMO dokonujących jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub rynków dnia bieżącego w swoim państwie członkowskim, bez względu na to, gdzie wyznaczono NEMO. Organy odpowiedzialne za wyznaczenie i monitorowanie NEMO oraz egzekwowanie wykonywania przez nie zadań wymieniają informacje niezbędne dla skutecznego nadzoru nad działalnością NEMO.

Wyznaczony NEMO musi powiadomić organ wyznaczający innego państwa członkowskiego, jeżeli zamierza dokonać jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub rynków dnia bieżącego w danym państwie członkowskim dwa miesiące przed rozpoczęciem operacji.

6. Na zasadzie odstępstwa od przepisów ust. 5 niniejszego artykułu państwo członkowskie może odrzucić usługi obrotu energią świadczone przez NEMO wyznaczonego w innym państwie członkowskim, jeżeli:

a) istnieje krajowy monopol prawny w odniesieniu do usług obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego w danym państwie członkowskim lub obszarze rynkowym państwa członkowskiego, w którym dostawa ma miejsce zgodnie z art. 5 ust. 1; lub

b) państwo członkowskie, w którym ma miejsce dostawa może wykazać, że występują przeszkody techniczne dla dostawy do tego państwa członkowskiego energii elektrycznej nabywanej na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego z wykorzystaniem NEMO wyznaczonych w innym państwie członkowskim, związane z koniecznością zapewnienia realizacji celów niniejszego rozporządzenia przy jednoczesnym utrzymaniu bezpieczeństwa pracy; lub

c) przepisy dotyczące obrotu energią w państwie członkowskim nie są zgodne z dostawą do tego państwa członkowskiego energii elektrycznej nabywanej na podstawie usług obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego świadczonych przez NEMO wyznaczonego w innym państwie członkowskim; lub

d) NEMO jest krajowym monopolem prawnym zgodnie z art. 5 w państwie członkowskim, w którym został wyznaczony.

7. W przypadku decyzji o odrzuceniu transgranicznych usług obrotu energią z dostawą w innym państwie członkowskim państwo członkowskie dokonujące dostawy powiadamia o swojej decyzji NEMO i organ wyznaczający państwa członkowskiego, w którym wyznaczono NEMO, a także Agencję i Komisję. Odmowę należycie się uzasadnia. W przypadkach określonych w ust. 6 lit. b) i c), w decyzji o odrzuceniu usług obrotu energią z dostawą w innym państwie członkowskim określa się również sposób i termin, w którym przeszkody techniczne dla obrotu energią zostaną usunięte lub krajowe przepisy dotyczące obrotu energią zostaną dostosowane w celu uzyskania zgodności z usługami obrotu energią z dostawą w innym państwie członkowskim. Organ wyznaczający państwa członkowskiego odrzucającego te usługi obrotu energią analizuje decyzję i publikuje opinię na temat sposobu usunięcia przeszkód dla usług obrotu energią lub wprowadzenia zgodności między usługami obrotu energią a przepisami w zakresie obrotu.

8. Państwo członkowskie, w którym wyznaczono NEMO, zapewnia cofnięcie wyznaczenia, jeśli NEMO przestaje spełniać kryteria określone w art. 6 i nie jest w stanie przywrócić zgodności w ciągu sześciu miesięcy od otrzymania powiadomienia o takim uchybieniu od organu wyznaczającego. W przypadku gdy organ regulacyjny nie jest odpowiedzialny za wyznaczenie NEMO i monitorowanie jego działalności, muszą być z nim przeprowadzone konsultacje w sprawie odwołania. Organ wyznaczający powiadamia, jednocześnie z powiadomieniem NEMO, również organy wyznaczające innych państw członkowskich, w których NEMO prowadzi działalność, o jego niezachowaniu zgodności.

9. Jeżeli organ wyznaczający państwa członkowskiego uzna, że NEMO działający, ale niewyznaczony w jego państwie nie spełnia kryteriów określonych w art. 6 odnośnie do jego działalności w tym państwie, musi powiadomić NEMO o jego niezachowaniu zgodności. Jeżeli NEMO nie przywróci zgodności w terminie trzech miesięcy od powiadomienia, organ wyznaczający może zawiesić prawo do oferowania usług obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego w tym państwie członkowskim do czasu przywrócenia przez NEMO zgodności. Organ wyznaczający powiadamia organ wyznaczający państwa członkowskiego, w którym NEMO został wyznaczony, Agencję i Komisję.

10. Organ wyznaczający powiadamia Agencję o wyznaczeniu i cofnięciu wyznaczenia NEMO. Na swojej stronie internetowej Agencja prowadzi wykaz wyznaczonych NEMO, ich statusu i miejsca prowadzenia działalności.

Artykuł 5

Wyznaczenie NEMO w przypadku istnienia krajowego monopolu prawnego w odniesieniu do usług obrotu energią

1. Jeżeli w momencie wejścia w życie niniejszego rozporządzenia w państwie członkowskim lub w obszarze rynkowym państwa członkowskiego istnieje już krajowy monopol prawny w odniesieniu do usług obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, który wyklucza wyznaczenie więcej niż jednego NEMO, wówczas zainteresowane państwo członkowskie musi w ciągu dwóch miesięcy od daty wejścia w życie niniejszego rozporządzenia powiadomić o tym fakcie Komisję i może odmówić wyznaczenia więcej niż jednego NEMO na obszar rynkowy.

W przypadku gdy większa liczba wnioskodawców ubiega się o wyznaczenie na jedynego NEMO, zainteresowane państwo członkowskie wyznacza tego wnioskodawcę, który najlepiej spełnia kryteria określone w art. 6. Jeżeli państwo członkowskie odmawia wyznaczenia więcej niż jednego NEMO na obszar rynkowy, właściwy organ krajowy ustala lub zatwierdza pobierane przez NEMO opłaty z tytułu obrotu na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego z wystarczającym wyprzedzeniem przed ich wejściem w życie lub określa metody ich obliczania.

Zgodnie z art. 4 ust. 6 zainteresowane państwo członkowskie może także odrzucić transgraniczne usługi obrotu energią oferowane przez NEMO wyznaczonego w innym państwie członkowskim; jednak ochrona istniejących giełd energii elektrycznej przed niekorzystnymi skutkami ekonomicznymi wynikającymi z konkurencji nie stanowi uzasadnionego powodu odrzucenia.

2. Do celów niniejszego rozporządzenia uznaje się, że krajowy monopol prawny ma miejsce wtedy, gdy prawo krajowe przewiduje wyraźnie, że nie więcej niż jeden podmiot w państwie członkowskim lub w obszarze rynkowym państwa członkowskiego może świadczyć usługi obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego.

3. Dwa lata od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia Komisja przekazuje sprawozdanie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie zgodnie z art. 24 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 z postępów w jednolitym łączeniu rynków dnia następnego i jednolitym łączeniu rynków dnia bieżącego w państwach członkowskich, ze szczególnym uwzględnieniem rozwoju konkurencji między poszczególnymi NEMO. Na podstawie tego sprawozdania i jeżeli Komisja uzna, że nie jest uzasadniona kontynuacja krajowych monopoli prawnych lub kontynuacja odmowy przez państwo członkowskie umożliwienia transgranicznego obrotu energią przez NEMO wyznaczonego w innym państwie członkowskim, Komisja może rozważyć wprowadzenie odpowiednich środków prawnych lub innych stosownych środków w celu dalszego zwiększenia konkurencji i obrotu między państwami członkowskimi i w ich obrębie. W sprawozdaniu Komisja zawiera również ocenę zarządzania w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego ustanowionego na mocy niniejszego rozporządzenia, ze szczególnym uwzględnieniem przejrzystości funkcji operatora łączenia rynków realizowanych wspólnie przez NEMO. Na podstawie tego sprawozdania i jeżeli Komisja uzna, że występuje dwuznaczność dotycząca wykonywania monopolistycznych funkcji operatora łączenia rynków i innych zadań NEMO, Komisja może rozważyć wprowadzenie odpowiednich środków prawnych lub innych stosownych środków w celu dalszego zwiększenia przejrzystości i efektywnego funkcjonowania jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego.

Artykuł 6

Kryteria wyznaczenia NEMO

1. Wnioskodawca jest wyznaczany na NEMO, wyłącznie jeżeli spełnia wszystkie poniższe kryteria:

a) zakontraktował lub kontraktuje odpowiednie zasoby na potrzeby wspólnego, skoordynowanego i zgodnego przeprowadzenia jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego, w tym zasoby konieczne do pełnienia funkcji NEMO, środki finansowe, niezbędną technologię informacyjną, infrastrukturę techniczną i procedury operacyjne, lub przedstawia dowód, że jest w stanie udostępnić te zasoby w uzasadnionym okresie przygotowawczym przed podjęciem swoich obowiązków zgodnie z art. 7;

b) jest w stanie zagwarantować uczestnikom rynku otwarty dostęp do informacji dotyczących zadań NEMO zgodnie z art. 7;

c) jest opłacalny w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, a w jego wewnętrznej rachunkowości prowadzone są oddzielne rachunki dla funkcji operatora łączenia rynków i pozostałych operacji w celu uniemożliwienia subsydiowania skrośnego;

d) posiada odpowiedni stopień rozdziału działalności gospodarczej od innych uczestników rynku;

e) jeżeli został wyznaczony jako krajowy monopol prawny w odniesieniu do usług obrotu energią na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego w państwie członkowskim, nie wykorzystuje opłat określonych w art. 5 ust. 1 do finansowania swojej działalności w zakresie obrotu energią na rynkach dnia następnego lub dnia bieżącego w państwie członkowskim innym niż państwo członkowskie, w którym pobrano takie opłaty;

f) jest w stanie traktować wszystkich uczestników rynku w sposób niedyskryminujący;

g) wprowadził odpowiednie mechanizmy w zakresie nadzoru rynku;

h) zawarł odpowiednie umowy o przejrzystości i poufności z uczestnikami rynku i OSP;

i) jest w stanie świadczyć niezbędne usługi rozliczeniowo-rozrachunkowe;

j) jest w stanie wdrożyć niezbędne systemy łączności oraz procedury do celów koordynacji z OSP państwa członkowskiego.

2. Kryteria wyznaczenia określone w ust. 1 stosuje się w taki sposób, by konkurencja między NEMO odbywała się w sprawiedliwy i niedyskryminujący sposób.

Artykuł 7

Zadania NEMO

1. NEMO działają w charakterze podmiotu działającego na rynkach krajowych lub regionalnych w celu dokonania, we współpracy z OSP, jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Ich zadania obejmują otrzymywanie zleceń od uczestników rynku, ponoszenie ogólnej odpowiedzialności za kojarzenie i przydzielanie zleceń zgodnie z wynikami jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, publikację cen oraz prowadzenie rozrachunków i rozliczeń zawartych kontraktów wynikających z transakcji zgodnie z odpowiednimi umowami z uczestnikami oraz przepisami.

W zakresie jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego NEMO są w szczególności odpowiedzialni za następujące zadania:

a) realizacja funkcji operatora łączenia rynków określonych w ust. 2 w porozumieniu z innymi NEMO;

b) wspólne ustanowienie wymogów w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, wymogów dotyczących funkcji operatora łączenia rynków i algorytmu łączenia cen w zakresie wszystkich kwestii związanych z funkcjonowaniem rynku energii elektrycznej zgodnie z ust. 2 niniejszego artykułu oraz art. 36 i 37;

c) ustalanie maksymalnych i minimalnych cen zgodnie z art. 41 i 54;

d) anonimizacja i wymiana informacji dotyczących otrzymanych zleceń koniecznych do wykonywania funkcji operatora łączenia rynków określonych w ust. 2 niniejszego artykułu oraz art. 40 i 53;

e) ocena wyników uzyskanych przez podmioty pełniące funkcje operatora łączenia rynków określone w ust. 2 niniejszego artykułu, przydzielanie zleceń na podstawie tych wyników, zatwierdzanie tych wyników jako ostateczne w przypadku uznania ich za poprawne oraz ponoszenie za nie odpowiedzialności zgodnie z art. 48 i 60;

f) informowanie uczestników rynku o wynikach ich zleceń zgodnie z art. 48 i 60;

g) działanie w charakterze kontrahentów centralnych do celów dokonywania rozliczeń i rozrachunku wymiany energii wynikających z jednolitego łączenia rynków dnia następnego i jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego zgodnie z art. 68 ust. 3;

h) ustanowienie wspólnie z innymi właściwymi NEMO i OSP procedur zabezpieczających w odniesieniu do funkcjonowania rynku krajowego lub regionalnego zgodnie z art. 36 ust. 3, jeżeli nie są dostępne żadne wyniki uzyskane przez podmioty pełniące funkcje operatora łączenia rynków zgodnie z art. 39 ust. 2, z uwzględnieniem procedur rezerwowych przewidzianych w art. 44;

i) wspólne przedstawianie właściwym organom regulacyjnym i OSP prognoz kosztów i informacji dotyczących kosztów jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, jeżeli koszty poniesione przez NEMO z tytułu ustanowienia, zmiany i dokonywania jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego mają zostać pokryte z wkładu zainteresowanego OSP zgodnie z art. 75–77 i art. 80;

j) w stosownych przypadkach, zgodnie z art. 45 i 57, koordynacja wraz z OSP w celu ustanowienia mechanizmów dotyczących więcej niż jednego NEMO w ramach obszaru rynkowego i dokonania jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego zgodnie z zatwierdzonymi ustaleniami.

2. NEMO pełnią funkcje operatorów łączenia rynków wspólnie z innymi NEMO. Funkcje te obejmują:

a) opracowanie i utrzymywanie algorytmów, systemów i procedur w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z art. 36 i 51;

▼C1

b) przetwarzanie danych wejściowych dotyczących międzyobszarowych zdolności przesyłowych i ograniczeń alokacji pochodzących od podmiotów odpowiedzialnych za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z art. 46 i 58;

▼B

c) wykonywanie algorytmów łączenia cen i handlu ciągłego zgodnie z art. 48 i 60;

d) weryfikację i przesyłanie NEMO wyników jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z art. 48 i 60.

3. W terminie ośmiu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy NEMO przedkładają wszystkim organom regulacyjnym i Agencji plan, w którym określają sposób wspólnego ustanowienia i pełnienia funkcji operatora łączenia rynków określonych w ust. 2, w tym niezbędne projekty umów między NEMO i z podmiotami trzecimi. Plan ten obejmuje szczegółowy opis i proponowane ramy czasowe realizacji, które nie mogą być dłuższe niż 12 miesięcy, oraz opis przewidywanego wpływu warunków lub metod na ustanowienie i pełnienie funkcji operatora łączenia rynków określonych w ust. 2.

4. Współpraca między NEMO jest ściśle ograniczona do minimum niezbędnego w celu efektywnego i bezpiecznego projektowania, dokonywania i funkcjonowania łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Wspólne pełnienie funkcji operatora łączenia rynków opiera się na zasadzie niedyskryminacji i gwarantuje, że żaden NEMO nie może czerpać nieuzasadnionych korzyści gospodarczych z uczestniczenia w pełnieniu funkcji operatora łączenia rynków.

5. Agencja monitoruje postępy NEMO w ustanawianiu i pełnieniu funkcji operatora łączenia rynków, w szczególności w odniesieniu do ram umownych i regulacyjnych oraz gotowości technicznej do pełnienia funkcji operatora łączenia rynków. W terminie dwunastu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia Agencja zgłasza Komisji, czy postępy w ustanawianiu i realizacji jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego są satysfakcjonujące.

Agencja może w dowolnym momencie dokonać oceny skuteczności i efektywności ustanowienia i pełnienia funkcji operatora łączenia rynków. Jeżeli ocena ta wykaże, że wymogi nie są spełnione, Agencja może zalecić Komisji dalsze środki niezbędne do terminowego, skutecznego i efektywnego przeprowadzenia jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego.

6. Jeżeli NEMO nie przedłożą zgodnie z art. 7 ust. 3 planu ustanowienia funkcji operatora łączenia rynków, o których mowa w ust. 2 niniejszego artykułu, w odniesieniu do przedziału czasowego dnia bieżącego bądź dnia następnego, zgodnie z art. 9 ust. 4 Komisja może zaproponować zmianę niniejszego rozporządzenia, uwzględniając w szczególności wyznaczenie w miejsce NEMO europejskiej sieci operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej (ENTSO-E) lub innego podmiotu do pełnienia funkcji operatora łączenia rynków do celów jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub dnia bieżącego.

Artykuł 8

Zadania OSP związane z jednolitym łączeniem rynków dnia następnego i dnia bieżącego

1. W państwach członkowskich połączonych siecią energetyczną z innym państwem członkowskim wszyscy OSP uczestniczą w jednolitym łączeniu rynków dnia następnego i dnia bieżącego.

2. OSP:

a) wspólnie ustanawiają wymogi OSP dotyczące algorytmów łączenia cen i handlu ciągłego w odniesieniu do wszystkich aspektów związanych z alokacją zdolności przesyłowych zgodnie z art. 37 ust. 1 lit. a);

b) wspólnie weryfikują algorytmy kojarzenia pod kątem wymogów, o których mowa w lit. a) niniejszego ustępu zgodnie z art. 37 ust. 4;

c) ustanawiają i przeprowadzają wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z art. 14–30;

▼C1

d) w stosownych przypadkach ustanawiają mechanizm alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz inne mechanizmy zgodnie z art. 45 i 57;

e) wspólnie wyznaczają i przesyłają międzyobszarowe zdolności przesyłowe i ograniczenia alokacji zgodnie z art. 46 i 58;

f) sprawdzają wyniki jednolitego łączenia rynków dnia następnego pod względem zweryfikowanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych i ograniczeń alokacji zgodnie z art. 48 ust. 2 i art. 52;

▼B

g) w stosownych przypadkach ustanawiają podmioty odpowiedzialne za wyznaczanie planowanej wymiany do celów wyznaczania i publikowania planowanych transgranicznych wymian na granicach między obszarami rynkowymi zgodnie z art. 49 i 56;

h) uwzględniają wyniki jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z art. 39 i 52;

i) ustanawiają i stosują procedury rezerwowe odpowiednie w odniesieniu do alokacji zdolności przesyłowych zgodnie z art. 44;

▼C1

j) przedstawiają propozycję czasu otwarcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego i czasu zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego zgodnie z art. 59;

▼B

k) dzielą dochód z ograniczeń według wspólnie opracowanej metody zgodnie z art. 73;

l) w przypadkach, w których tak uzgodniono, działają w charakterze spedytorów dokonujących transferu salda zgodnie z art. 68 ust. 6.

Artykuł 9

Przyjęcie warunków lub metod

1. OSP i NEMO opracowują warunki lub metody konieczne na podstawie niniejszego rozporządzenia i w odpowiednich terminach określonych w niniejszym rozporządzeniu przedkładają je właściwym organom regulacyjnym do zatwierdzenia. W przypadku gdy wniosek dotyczący ustanowienia warunków lub metod na podstawie niniejszego rozporządzenia musi zostać opracowany i zatwierdzony przez więcej niż jednego OSP lub NEMO, uczestniczący OSP i NEMO ściśle współpracują ze sobą. OSP, przy wsparciu ENTSO-E, oraz wszyscy NEMO regularnie informują właściwe organy regulacyjne i Agencję o postępach w opracowywaniu tych warunków lub metod.

2. Podejmując decyzje na temat wniosków dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 9 ust. 6, OSP lub NEMO, jeżeli nie mogą osiągnąć konsensusu, stosują większość kwalifikowaną. Należy uzyskać większość kwalifikowaną w ramach każdej z poszczególnych kategorii głosowania OSP i NEMO. Większość kwalifikowana dotycząca wniosków zgodnie z art. 9 ust. 6 oznacza większość:

a) OSP lub NEMO reprezentujących co najmniej 55 % państw członkowskich i

b) OSP lub NEMO reprezentujących państwa członkowskie obejmujące co najmniej 65 % ludności Unii.

Mniejszość blokująca w odniesieniu do decyzji podejmowanych zgodnie z art. 9 ust. 6, musi obejmować OSP lub NEMO reprezentujących co najmniej cztery państwa członkowskie, w przypadku niespełnienia powyższego warunku uznaje się, że większość kwalifikowana została osiągnięta.

W przypadku decyzji podejmowanych przez OSP na podstawie art. 9 ust. 6 każdemu państwu członkowskiemu przysługuje jeden głos. W przypadku występowania na terytorium danego państwa członkowskiego więcej niż jednego OSP państwo członkowskie rozdziela uprawnienia do głosowania wśród OSP.

W przypadku decyzji podejmowanych przez NEMO na podstawie art. 9 ust. 6 każdemu państwu członkowskiemu przysługuje jeden głos. Każdy NEMO dysponuje liczbą głosów równą liczbie państw członkowskich, w których jest wyznaczony. W przypadku wyznaczenia na terytorium danego państwa członkowskiego więcej niż jednego NEMO państwo członkowskie rozdziela uprawnienia do głosowania wśród NEMO, uwzględniając wielkość obrotu energią elektryczną w tym państwie członkowskim w poprzednim roku budżetowym.

3. Z wyjątkiem art. 43 ust. 1, art. 44, art. 56 ust. 1, art. 63 i art. 74 ust. 1, podejmując decyzje na temat wniosków dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 9 ust. 7, OSP decydują kwalifikowaną większością głosów, jeżeli nie mogą osiągnąć konsensusu oraz jeżeli dane regiony obejmują więcej niż pięć państw członkowskich. Należy uzyskać większość kwalifikowaną w ramach każdej z poszczególnych kategorii głosowania OSP i NEMO. Większość kwalifikowana dotycząca wniosków zgodnie z art. 9 ust. 7 oznacza większość:

a) OSP reprezentujących co najmniej 72 % zainteresowanych państw członkowskich i

b) OSP reprezentujących państwa członkowskie obejmujące co najmniej 65 % ludności danego regionu.

Mniejszość blokująca w odniesieniu do decyzji podejmowanych zgodnie z art. 9 ust. 7 musi obejmować co najmniej minimalną liczbę OSP reprezentujących ponad 35 % ludności uczestniczących państw członkowskich, plus OSP reprezentujących co najmniej jedno dodatkowe państwo członkowskie, w przypadku niespełnienia powyższego warunku uznaje się, że większość kwalifikowana została osiągnięta.

Podejmując decyzje na temat wniosków dotyczących warunków lub metod zgodnie z art. 9 ust. 7 w odniesieniu do regionów, w których skład wchodzi nie więcej niż pięć państw członkowskich, OSP stosują zasadę konsensu.

W przypadku decyzji podejmowanych przez OSP na podstawie art. 9 ust. 7 każdemu państwu członkowskiemu przysługuje jeden głos. W przypadku występowania na terytorium danego państwa członkowskiego więcej niż jednego OSP państwo członkowskie rozdziela uprawnienia do głosowania wśród OSP.

Podejmując decyzje na temat wniosków dotyczących warunków lub metod zgodnie z art. 9 ust. 7, NEMO stosują zasadę konsensusu.

4. Jeżeli w terminach określonych w niniejszym rozporządzeniu OSP lub NEMO nie przedłożą krajowym organom regulacyjnym wniosku dotyczącego ustanowienia warunków lub metod, przedkładają właściwym organom regulacyjnym i Agencji stosowne projekty warunków lub metod i wyjaśniają przyczyny, dla których nie osiągnięto porozumienia. Agencja informuje Komisję i, we współpracy z właściwymi organami regulacyjnymi, na wniosek Komisji bada przyczyny braku porozumienia oraz informuje o nich Komisję. Komisja podejmuje stosowne kroki w celu umożliwienia przyjęcia wymaganych warunków lub metod w terminie czterech miesięcy od daty otrzymania informacji od Agencji.

5. Każdy organ regulacyjny zatwierdza warunki lub metody stosowane do wyznaczania lub określenia jednolitego łączenia rynków dnia następnego i jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego, opracowane przez OSP i NEMO. Organy te są odpowiedzialne za zatwierdzanie warunków lub metod określonych w ust. 6, 7 i 8.

6. Wnioski dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez wszystkie organy regulacyjne:

a) plan dotyczący wspólnego pełnienia funkcji operatora łączenia rynków zgodnie z art. 7 ust. 3;

b) regiony wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 15 ust. 1;

c) metoda przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia zgodnie z art. 16 ust. 1;

d) metoda wspólnego modelu sieci zgodnie z art. 17 ust. 1;

e) wniosek dotyczący ujednoliconej metody wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 21 ust. 4;

f) metoda zabezpieczająca zgodnie z art. 36 ust. 3;

g) algorytm przedstawiony przez NEMO zgodnie z art. 37 ust. 5, w tym zbiory wymogów OSP i NEMO do celów opracowania algorytmu zgodnie z art. 37 ust. 1;

h) produkty, które NEMO mogą uwzględnić w procesie jednolitego łączenia rynków dnia następnego i jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego zgodnie z art. 40 i 53;

i) maksymalne i minimalne ceny zgodnie z art. 41 ust. 1 i art. 54 ust. 2;

j) metoda wyceny zdolności przesyłowych dnia bieżącego opracowana zgodnie z art. 55 ust. 1;

▼C1

k) propozycja czasu otwarcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego i czasu zamknięcia bramki dla międzyobszarowego rynku dnia bieżącego zgodnie z art. 59 ust. 1;

▼B

l) termin gwarancji rynku dnia następnego zgodnie z art. 69;

m) metoda podziału dochodu z ograniczeń zgodnie z art. 73 ust. 1;

7. Wnioski dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez wszystkie organy regulacyjne danego regionu:

a) wspólna metoda wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 20 ust. 2;

b) decyzje o wprowadzeniu i czasowym wstrzymaniu wprowadzenia wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA zgodnie z art. 20 ust. 2-6 oraz o wyłączeniach zgodnie z art. 20 ust. 7;

c) metoda koordynowanego redysponowania i zakupów przeciwnych zgodnie z art. 35 ust. 1;

d) wspólne metody wyznaczania planowanych wymian zgodnie z art. 43 ust. 1 i 56 ust. 1;

e) procedury rezerwowe zgodnie z art. 44;

f) uzupełniające aukcje regionalne zgodnie z art. 63 ust. 1;

g) warunki zapewniania alokacji typu explicit zgodnie z art. 64 ust. 2;

h) metoda podziału kosztów redysponowania lub zakupów przeciwnych zgodnie z art. 74 ust. 1.

8. Poniższe warunki lub metody podlegają indywidualnemu zatwierdzeniu przez każdy organ regulacyjny lub inny właściwy organ zainteresowanego państwa członkowskiego:

a) w stosownych przypadkach wyznaczenie i odwołanie lub zawieszenie wyznaczenia NEMO zgodnie z art. 4 ust. 2, 8 i 9;

b) w stosownych przypadkach opłaty lub metody stosowane do obliczania pobieranych przez NEMO opłat związanych z obrotem na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z art. 5 ust. 1;

c) propozycje poszczególnych OSP w zakresie przeglądu konfiguracji obszarów rynkowych zgodnie z art. 32 ust. 1 lit. d);

▼C1

d) w stosownych przypadkach wniosek dotyczący mechanizmu alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz innych mechanizmów zgodnie z art. 45 i 57;

▼B

e) koszty alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi zgodnie z art. 75–79;

f) w stosownych przypadkach podział kosztów regionalnych jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z art. 80 ust. 4.

9. Wniosek dotyczący ustanowienia warunków lub metod obejmuje proponowane ramy czasowe ich wdrożenia oraz opis ich oczekiwanego wpływu na cele niniejszego rozporządzenia. Wnioski dotyczące ustanowienia warunków lub metod podlegające zatwierdzeniu przez kilka lub wszystkie organy regulacyjne przedkłada się jednocześnie Agencji i organom regulacyjnym. Na żądanie właściwych organów regulacyjnych Agencja wydaje opinię w terminie trzech miesięcy na temat wniosków dotyczących ustanowienia warunków lub metod.

10. W przypadku gdy zatwierdzenie warunków lub metod wymaga decyzji więcej niż jednego organu regulacyjnego, właściwe organy regulacyjne konsultują się ze sobą, ściśle ze sobą współpracują i prowadzą wspólną koordynację w celu osiągnięcia porozumienia. W stosownych przypadkach właściwe organy regulacyjne uwzględniają opinię Agencji. Organy regulacyjne podejmują decyzje w zakresie przedłożonych warunków lub metod zgodnie z ust. 6, 7 i 8 w terminie sześciu miesięcy od dnia otrzymania warunków lub metod przez organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, przez ostatni zainteresowany organ regulacyjny.

11. W przypadkach, w których organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w terminie wskazanym w ust. 10, lub na ich wspólny wniosek Agencja podejmuje decyzję w sprawie przedstawionych wniosków dotyczących ustanowienia warunków lub metod w terminie sześciu miesięcy, zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009.

12. W przypadku gdy jeden lub większa liczba organów regulacyjnych zażąda wprowadzenia zmiany przed zatwierdzeniem warunków lub metod przedłożonych zgodnie z ust. 6, 7 i 8, odpowiedni OSP lub NEMO przedkładają wniosek dotyczący zmienionych warunków lub metod do zatwierdzenia w terminie dwóch miesięcy od daty zażądania wprowadzenia zmiany przez organy regulacyjne. Właściwe organy regulacyjne podejmują decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod w terminie dwóch miesięcy od daty ich przedłożenia. W przypadkach, w których właściwe organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w zakresie warunków i metod na podstawie ust. 6 i 7 w terminie dwóch miesięcy lub na ich wspólny wniosek, Agencja podejmuje decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod w terminie sześciu miesięcy zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009. Jeżeli odpowiedni OSP lub NEMO nie przedłożą wniosku dotyczącego zmienionych warunków lub metod, zastosowanie ma procedura opisana w ust. 4 niniejszego artykułu.

13. OSP lub NEMO odpowiedzialni za opracowanie wniosków dotyczących warunków lub metod lub organy regulacyjne odpowiedzialne za ich przyjęcie zgodnie z ust. 6, 7 i 8 mogą złożyć wniosek o zmianę tych warunków lub metod.

Wnioski w sprawie zmiany warunków lub metod przedkłada się do konsultacji zgodnie z procedurą określoną w art. 12 i zatwierdza zgodnie z procedurą określoną w niniejszym artykule.

14. OSP i NEMO odpowiedzialni za ustanowienie warunków i metod zgodnie z niniejszym rozporządzeniem publikują je w internecie po uzyskaniu zatwierdzenia przez właściwe organy regulacyjne lub, jeżeli takie zatwierdzenie nie jest wymagane, po ich ustanowieniu, chyba że informacje takie są uznane za poufne zgodnie z art. 13.

Artykuł 10

Bieżące zarządzanie jednolitym łączeniem rynków dnia następnego i dnia bieżącego

OSP i NEMO wspólnie organizują bieżące zarządzanie jednolitym łączeniem rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Odbywają regularne narady w celu omówienia i podjęcia decyzji dotyczących bieżących zagadnień operacyjnych. OSP i NEMO zapraszają na te posiedzenia w charakterze obserwatorów przedstawicieli Agencji i Komisji oraz publikują skrócone protokoły posiedzeń.

Artykuł 11

Zaangażowanie zainteresowanych stron

Agencja, w ścisłej współpracy z ENTSO-E, organizuje zaangażowanie zainteresowanych stron w zakresie jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego oraz innych aspektów wdrażania niniejszego rozporządzenia. Obejmuje to regularne spotkania z zainteresowanymi stronami w celu zidentyfikowania problemów i zaproponowania ulepszeń, w szczególności w odniesieniu do jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Powyższe nie zastępuje konsultacji z zainteresowanymi stronami zgodnie z art. 12.

Artykuł 12

Konsultacje

1. OSP i NEMO odpowiedzialni za przedstawianie wniosków dotyczących ustanowienia warunków lub metod bądź ich zmian zgodnie z niniejszym rozporządzeniem konsultują się z zainteresowanymi stronami, w tym z odpowiednimi organami każdego państwa członkowskiego, w sprawie projektów wniosków dotyczących ustanowienia warunków lub metod, w przypadkach gdy zostało to jednoznacznie określone w niniejszym rozporządzeniu. Konsultacje te trwają co najmniej jeden miesiąc.

2. Wnioski dotyczące ustanowienia warunków lub metod złożone przez OSP i NEMO na poziomie unijnym są publikowane i przedkładane do konsultacji na poziomie unijnym. Wnioski złożone przez OSP i NEMO na poziomie regionalnym są przedkładane do konsultacji co najmniej na poziomie regionalnym. Strony składające wnioski na poziomie dwustronnym lub wielostronnym dokonują konsultacji co najmniej z zainteresowanymi państwami członkowskimi.

3. Podmioty odpowiedzialne za wniosek dotyczący ustanowienia warunków lub metod należycie uwzględniają uwagi zainteresowanych stron wynikające z konsultacji przeprowadzonych zgodnie z ust. 1 przed jego złożeniem organowi regulacyjnemu do zatwierdzenia, na żądanie zgodnie z art. 9 lub przed publikacją we wszystkich pozostałych przypadkach. We wszystkich przypadkach sporządza się i publikuje w sposób terminowy przejrzyste i wyczerpujące uzasadnienie przyczyn uwzględnienia lub nieuwzględnienia uwag będących wynikiem konsultacji w złożonym dokumencie, przed lub jednocześnie z publikacją wniosku dotyczącego ustanowienia warunków lub metod.

Artykuł 13

Obowiązki w zakresie poufności

1. Wszelkie poufne informacje otrzymywane, wymieniane lub przekazywane na podstawie niniejszego rozporządzenia podlegają warunkom tajemnicy zawodowej ustanowionym w ust. 2, 3 i 4.

2. Obowiązek zachowania tajemnicy zawodowej ma zastosowanie do każdej osoby objętej przepisami niniejszego rozporządzenia.

3. Informacje poufne uzyskane przez osoby, o których mowa w ust. 2, w trakcie wykonywania swoich obowiązków nie mogą zostać ujawnione żadnym innym osobom ani organom, bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym, innymi przepisami niniejszego rozporządzenia bądź innymi mającymi zastosowanie przepisami prawa UE.

4. Bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym organy regulacyjne lub osoby, które otrzymują informacje poufne na podstawie niniejszego rozporządzenia, mogą wykorzystać je wyłącznie do celów pełnienia swoich funkcji wynikających z niniejszego rozporządzenia.







TYTUŁ II

WYMOGI W ZAKRESIE WARUNKÓW I METOD DOTYCZĄCYCH ALOKACJI ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWYCH I ZARZĄDZANIA OGRANICZENIAMI PRZESYŁOWYMI







ROZDZIAŁ 1

Wyznaczanie zdolności przesyłowych







Sekcja 1

Wymogi ogólne

Artykuł 14

Przedziały czasowe wyznaczania zdolności przesyłowych

▼C1

1. Wszyscy OSP wyznaczają międzyobszarowe zdolności przesyłowe co najmniej dla poniższych przedziałów czasowych:

▼B

a) dzień następny dla rynku dnia następnego;

b) dzień bieżący dla rynku dnia bieżącego.

▼C1

2. W przypadku przedziału czasowego rynku dnia następnego wyznacza się poszczególne wartości międzyobszarowych zdolności przesyłowych dla każdego podstawowego okresu handlowego dnia następnego. W przypadku przedziału czasowego rynku dnia bieżącego wyznacza się poszczególne wartości międzyobszarowych zdolności przesyłowych dla każdego pozostałego podstawowego okresu handlowego dnia bieżącego.

▼B

3. W przypadku przedziału czasowego rynku dnia następnego wyznaczanie zdolności przesyłowych opiera się na najnowszych dostępnych informacjach. Aktualizacja informacji w przypadku przedziału czasowego rynku dnia następnego rozpoczyna się najwcześniej o 15:00 czasu rynkowego dwa dni przed dniem dostawy.

▼C1

4. Wszyscy OSP z każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych zapewniają ponowne wyznaczenie międzyobszarowych zdolności przesyłowych w przedziale czasowym rynku dnia bieżącego na podstawie najnowszych dostępnych informacji. W częstotliwości tego ponownego wyznaczenia uwzględnia się kwestie efektywności i bezpieczeństwa pracy.

▼B

Artykuł 15

Regiony wyznaczania zdolności przesyłowych

1. W terminie trzech miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP wspólnie opracowują wspólny wniosek dotyczący ustalenia regionów wyznaczania zdolności przesyłowych. Wniosek podlega konsultacjom zgodnie z art. 12.

2. We wniosku, o którym mowa w ust. 1, określa się granice obszarów rynkowych przypisane OSP, którzy należą do każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych. Wniosek spełnia następujące wymogi:

a) uwzględnia regiony określone w pkt 3.2 załącznika I do rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

b) każda granica obszaru rynkowego lub dwie osobne granice obszaru rynkowego, w stosownym przypadku, między którymi istnieje połączenie wzajemne, jest przypisana do jednego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych;

c) co najmniej dani OSP są przypisani do wszystkich regionów wyznaczania zdolności przesyłowych, w których mają granice obszaru rynkowego.

3. Regiony wyznaczania zdolności przesyłowych stosujące podejście FBA są łączone w jeden region wyznaczania zdolności przesyłowych, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki:

a) ich systemy przesyłowe są bezpośrednio ze sobą połączone;

b) uczestniczą w tym samym obszarze jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego;

c) ich połączenie jest bardziej efektywne niż pozostawienie ich osobno. Właściwe organy regulacyjne mogą zażądać od zainteresowanych OSP przeprowadzenia wspólnej analizy kosztów i korzyści na potrzeby oceny efektywności połączenia.







Sekcja 2

Wspólny model sieci

Artykuł 16

Metoda przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia

1. W terminie dziesięciu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP opracują wspólnie wniosek dotyczący ustanowienia jednolitej metody dostarczania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia wymaganych do ustanowienia wspólnego modelu sieci, podlegający konsultacjom zgodnie z art. 12. Wniosek musi zawierać uzasadnienie żądania takich informacji w oparciu o cele niniejszego rozporządzenia.

2. W ramach wniosku dotyczącego ustanowienia metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia określa się szczegółowo, które jednostki wytwórcze i ►C2 jednostki odbiorcze ◄ mają obowiązek przedstawiania informacji swoim odpowiednim OSP do celów wyznaczania zdolności przesyłowych.

3. We wniosku dotyczącym ustanowienia metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia określa się informacje, jakie mają być przekazywane OSP przez jednostki wytwórcze i ►C2 jednostki odbiorcze ◄ . Informacje te obejmują co najmniej:

a) informacje związane z ich danymi technicznymi;

b) informacje związane z dostępnością jednostek wytwórczych i ►C2 jednostek odbiorczych ◄ ;

c) informacje związane z harmonogramem prac jednostek wytwórczych;

d) odpowiednie dostępne informacje związane ze sposobem dysponowania jednostkami wytwórczymi.

4. W ramach metody określa się terminy przedstawienia informacji, o których mowa w ust. 3, dla jednostek wytwórczych i ►C2 jednostek odbiorczych ◄ .

5. Każdy OSP wykorzystuje i przekazuje innym OSP informacje, o których mowa w ust. 3. Informacje, o których mowa w ust. 3 lit. d), wykorzystuje się wyłącznie do celów wyznaczania zdolności przesyłowych.

6. Najpóźniej dwa miesiące od zatwierdzenia przez organy regulacyjne metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia ENTSO-E publikuje:

a) wykaz podmiotów, które mają obowiązek przekazywać informacje do OSP;

b) wykaz informacji określonych w ust. 3, które mają być przekazane;

c) terminy przekazania informacji.

Artykuł 17

Metoda dotycząca wspólnego modelu sieci

1. W terminie dziesięciu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP wspólnie opracowują wniosek w sprawie metody dotyczącej wspólnego modelu sieci. Wniosek podlega konsultacjom zgodnie z art. 12.

2. Metoda dotycząca wspólnego modelu sieci umożliwia ustanowienie wspólnego modelu sieci. Obejmuje co najmniej następujące elementy:

a) określenie scenariuszy zgodnie z art. 18;

b) określenie indywidualnych modeli sieci zgodnie z art. 19;

c) opis procesu łączenia indywidualnych modeli sieci w celu stworzenia wspólnego modelu sieci.

Artykuł 18

Scenariusze

1. Wszyscy OSP wspólnie opracowują scenariusze dla każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych, o którym mowa w art. 14 ust. 1 lit. a) i b). Wspólne scenariusze wykorzystuje się do opisania szczegółowej sytuacji prognozowanej w odniesieniu do wytwarzania, obciążeń i topologii systemu przesyłowego we wspólnym modelu sieci.

2. Należy opracować jeden scenariusz w odniesieniu do podstawowego okresu handlowego dla przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych dnia następnego i dnia bieżącego.

3. Dla każdego scenariusza wszyscy OSP razem sporządzają wspólne zasady ustalania salda w każdym obszarze rynkowym i przepływu w odniesieniu do każdej linii prądu stałego. Te wspólne zasady opierają się na najlepszej prognozie salda dotyczącej każdego obszaru rynkowego i na najlepszej prognozie przepływu na każdej linii prądu stałego w odniesieniu do każdego scenariusza i uwzględniają ogólną równowagę między obciążeniem a wytwarzaniem dla unijnego systemu przesyłowego. ►C1 Przy opracowywaniu scenariuszy nie może dochodzić do nieuzasadnionej dyskryminacji między wewnętrznymi a międzyobszarowymi wymianami zgodnie z pkt 1.7 załącznika I do rozporządzenia (WE) nr 714/2009. ◄

Artykuł 19

Indywidualny model sieci

1. W odniesieniu do każdego obszaru rynkowego i każdego scenariusza:

a) wszyscy OSP w obszarze rynkowym wspólnie przedstawiają jednolity indywidualny model sieci zgodny z przepisami art. 18 ust. 3; lub

b) każdy OSP w obszarze rynkowym przedstawia indywidualny model sieci dla swojego obszaru regulacyjnego, z uwzględnieniem połączeń wzajemnych, pod warunkiem że suma sald na obszarach regulacyjnych, z uwzględnieniem połączeń wzajemnych, obejmujących ten obszar rynkowy jest zgodna z przepisami art. 18 ust. 3.

2. Każdy indywidualny model sieci przedstawia najlepszą możliwą prognozę warunków systemów przesyłowych w odniesieniu do każdego scenariusza określonego przez OSP w momencie, w którym tworzony jest indywidualny model sieci.

3. Indywidualne modele sieci obejmują wszystkie elementy sieci systemu przesyłowego, które są stosowane w regionalnej analizie bezpieczeństwa pracy w danym przedziale czasowym.

4. Wszyscy OSP w maksymalnym stopniu harmonizują sposób tworzenia indywidualnych modeli sieci.

5. Każdy OSP przedstawia wszystkie niezbędne dane w indywidualnym modelu sieci, aby umożliwić przepływ mocy czynnej i biernej oraz analizy napięcia w warunkach ustalonych.

6. W stosownych przypadkach i za porozumieniem wszystkich OSP w ramach regionu wyznaczania zdolności przesyłowych wszyscy OSP takiego regionu przekazują sobie wzajemnie dane umożliwiające przeprowadzanie analiz napięcia i stabilności dynamicznej.







Sekcja 3

Metody wyznaczania zdolności przesyłowych

Artykuł 20

Wprowadzenie metody wyznaczania zdolności przesyłowych opartej na podejściu FBA

1. W przypadku przedziału czasowego rynku dnia następnego i przedziału czasowego rynku dnia bieżącego we wspólnych metodach wyznaczania zdolności przesyłowych stosuje się podejście FBA, chyba że spełniony został wymóg określony w ust. 7.

2. Najpóźniej 10 miesięcy od zatwierdzenia wniosku dotyczącego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 15 ust. 1 wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych składają wniosek dotyczący wspólnej metody skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych w ramach odpowiedniego regionu. Wniosek podlega konsultacjom zgodnie z art. 12. Wniosek dotyczący metody wyznaczania zdolności przesyłowych w ramach regionów na podstawie niniejszego ustępu w regionach wyznaczania zdolności przesyłowych opartych na regionach Europy Północno-Zachodniej i Europy Środkowo-Wschodniej określonych w pkt 3.2 lit. b) i d) załącznika I do rozporządzenia (WE) nr 714/2009, a także w regionach, o których mowa w ust. 3 i 4, musi być uzupełniony o wspólne ramy do celów koordynacji i zgodności metod FBA we wszystkich regionach, które mają być opracowane zgodnie z ust. 5.

3. OSP z regionu wyznaczania zdolności przesyłowych, w którym znajdują się Włochy, jak określono w pkt 3.2 lit. c) załącznika I do rozporządzenia (WE) nr 714/2009, mogą, bez uszczerbku dla obowiązku określonego w ust. 1, przedłużyć termin złożenia wniosku dotyczącego wspólnej metody skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych przy użyciu podejścia FBA dla odpowiedniego regionu na podstawie ust. 2 w terminie do sześciu miesięcy po przyłączeniu się Szwajcarii do łączenia rynków dnia następnego. Wniosek nie musi zawierać granic obszarów rynkowych we Włoszech oraz między Włochami a Grecją.

4. Nie później niż sześć miesięcy po przystąpieniu wszystkich umawiających się stron Traktatu Wspólnoty Energetycznej Europy Południowo-Wschodniej do uczestnictwa w jednolitym łączeniu rynków dnia następnego, OSP z co najmniej Chorwacji, Rumunii, Bułgarii i Grecji składają wspólnie wniosek dotyczący wprowadzenia wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych przy zastosowaniu podejścia FBA dla przedziału czasowego rynku dnia następnego i dnia bieżącego. We wniosku należy wskazać termin wdrożenia wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych przy zastosowaniu podejścia FBA przypadający nie później niż dwa lata po przystąpieniu umawiających się stron Traktatu Wspólnoty Energetycznej Europy Południowo-Wschodniej do uczestnictwa w jednolitym łączeniu rynków dnia następnego. OSP z państw członkowskich graniczących z innymi regionami zachęca się do przyłączenia się do tych inicjatyw w celu wdrożenia wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA w tych regionach.

5. W momencie, gdy co najmniej dwa sąsiadujące ze sobą regiony w tym samym obszarze synchronicznym wdrażają metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA dla przedziału czasowego rynku dnia następnego lub dnia bieżącego, do tego celu uznaje się je za jeden region, a OSP z tego regionu przedkładają w terminie sześciu miesięcy wniosek dotyczący wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA dla przedziału czasowego rynku dnia następnego lub dnia bieżącego. We wniosku należy wyznaczyć termin wdrożenia wspólnej metody wyznaczania międzyregionalnych zdolności przesyłowych nieprzekraczający 12 miesięcy po wdrożeniu podejścia FBA w tych regionach do celów powyższej metody dla przedziału czasowego rynku dnia następnego i 18 miesięcy po wdrożeniu podejścia FBA w tych regionach do celów metody dla przedziału czasowego rynku dnia bieżącego. Terminy określone w niniejszym ustępie można dostosować zgodnie z ust. 6.

Metoda w dwóch regionach wyznaczania zdolności przesyłowych, które rozpoczęły opracowywanie wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych, może być wdrożona w pierwszej kolejności przed opracowaniem wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych z jakimkolwiek dodatkowym regionem wyznaczania zdolności przesyłowych.

6. Jeżeli zainteresowani OSP są w stanie wykazać, że zastosowanie wspólnych metod wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA zgodnie z ust. 4 i 5 nie byłoby na razie bardziej efektywne przy założeniu tego samego poziomu bezpieczeństwa pracy, mogą oni wspólnie wnioskować do właściwych organów regulacyjnych o przedłużenie terminów.

7. OSP mogą wspólnie wnioskować do właściwych organów regulacyjnych o zastosowanie podejścia opartego na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto w regionach i na granicach obszarów rynkowych niewymienionych w ust. 2–4, jeżeli zainteresowani OSP są w stanie wykazać, że stosowanie metody wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA nie byłoby na razie bardziej efektywne niż podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto przy założeniu tego samego poziomu bezpieczeństwa pracy w danym regionie.

8. Aby umożliwić uczestnikom rynku dostosowanie się do wszelkich zmian w podejściu dotyczącym wyznaczania zdolności przesyłowych, zainteresowani OSP testują nowe podejście równolegle z podejściem istniejącym i angażują uczestników rynku na co najmniej sześć miesięcy przed wdrożeniem wniosku o zmianę podejścia dotyczącego wyznaczania zdolności przesyłowych.

▼C1

9. OSP każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych stosujący podejście FBA ustanawiają i udostępniają narzędzie umożliwiające uczestnikom rynku dokonanie oceny interakcji pomiędzy międzyobszarowymi zdolnościami przesyłowymi a międzyobszarowymi wymianami między obszarami rynkowymi.

▼B

Artykuł 21

Metoda wyznaczania zdolności przesyłowych

1. Wniosek dotyczący wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych dla regionu wyznaczania zdolności przesyłowych określonego zgodnie z art. 20 ust. 2 obejmuje co najmniej poniższe elementy dla każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych:

a) metody wyznaczania danych wejściowych na potrzeby wyznaczania zdolności przesyłowych, które obejmują następujące parametry:

(i) metodę wyznaczania marginesu niezawodności zgodnie z art. 22;

(ii) metody wyznaczania granic bezpieczeństwa pracy, zdarzenia losowe odnoszące się do wyznaczania zdolności przesyłowych i ograniczenia alokacji zgodnie z art. 23;

(iii) metodę wyznaczania współczynników zmiany wytwarzania zgodnie z art. 24;

(iv) metodę wyznaczania działań zaradczych uwzględnianych w wyznaczaniu zdolności przesyłowych zgodnie z art. 25;

b) szczegółowy opis podejścia dotyczącego wyznaczania zdolności przesyłowych, który obejmuje poniższe elementy:

(i) model matematyczny stosowanego podejścia dotyczącego wyznaczania zdolności przesyłowych z wykorzystaniem różnych danych wejściowych dotyczących wyznaczania zdolności przesyłowych;

▼C1

(ii) zasady unikania nieuzasadnionej dyskryminacji między wewnętrznymi a międzyobszarowymi wymianami w celu zapewnienia zgodności z pkt 1.7 załącznika I do rozporządzenia (WE) 714/2009;

(iii) zasady uwzględniania, w stosownych przypadkach, przydzielonych wcześniej międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

(iv) zasady dostosowania przepływów mocy na krytycznych elementach sieci lub dostosowania międzyobszarowych zdolności przesyłowych ze względu na działania zaradcze zgodnie z art. 25;

▼B

(v) w przypadku podejścia FBA – model matematyczny wyznaczania współczynników rozpływu energii elektrycznej i wyznaczania dostępnych marginesów na krytycznych elementach sieci;

▼C1

(vi) w przypadku podejścia opartego na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto – zasady wyznaczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych, w tym zasady efektywnego podziału zdolności krytycznych elementów sieci w zakresie przepływów mocy między granicami różnych obszarów rynkowych;

(vii) w przypadku gdy na przepływy mocy na krytycznych elementach sieci wpływ mają międzyobszarowe giełdy energii elektrycznej w różnych regionach wyznaczania zdolności przesyłowych – zasady podziału zdolności krytycznych elementów sieci w zakresie przepływów mocy między różnymi regionami wyznaczania zdolności przesyłowych w celu obsługi tych przepływów;

c) metodę weryfikacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych zgodnie z art. 26.

▼B

2. W przypadku przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych dnia bieżącego metoda wyznaczania zdolności przesyłowych określa także częstotliwość, z jaką zdolności przesyłowe zostaną ponownie ocenione zgodnie z art. 14 ust. 4, z podaniem przyczyn wyboru danej częstotliwości.

3. Metoda wyznaczania zdolności przesyłowych obejmuje procedurę rezerwową, w przypadku gdy początkowe wyznaczenie zdolności przesyłowych nie prowadzi do żadnych wyników.

4. Wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych stosują, w miarę możliwości, ujednolicone dane wejściowe dotyczące wyznaczania zdolności przesyłowych. Do dnia 31 grudnia 2020 r. wszystkie regiony stosują ujednoliconą metodę wyznaczania zdolności przesyłowych, która w szczególności przewiduje ujednoliconą metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w oparciu o podejście FBA oraz podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto. Ujednolicenie metody wyznaczania zdolności przesyłowych podlega ocenie efektywności dotyczącej ujednolicenia metod w oparciu o podejście FBA i metod dotyczących skoordynowanych zdolności przesyłowych netto, które zapewniają ten sam poziom bezpieczeństwa pracy. Wszyscy OSP przedkładają wszystkim organom regulacyjnym ocenę wraz z wnioskiem w sprawie przejścia na ujednoliconą metodę wyznaczania zdolności przesyłowych w terminie 12 miesięcy od wdrożenia przez co najmniej dwa regiony wyznaczania zdolności przesyłowych wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 20 ust. 5.

Artykuł 22

Metoda określania marginesu niezawodności

1. Wniosek dotyczący wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych uwzględnia metodę określania marginesu niezawodności. Metoda określania marginesu niezawodności składa się z dwóch etapów. Najpierw właściwi OSP szacują rozkład prawdopodobieństwa odchyleń między oczekiwanymi przepływami mocy w momencie wyznaczania zdolności przesyłowych a zrealizowanymi przepływami mocy w czasie rzeczywistym. Następnie margines niezawodności oblicza się, uzyskując wartość na podstawie rozkładu prawdopodobieństwa.

2. Metoda określania marginesu niezawodności ustanawia zasady wyznaczania rozkładu prawdopodobieństwa odchyleń między oczekiwanymi przepływami mocy w momencie wyznaczania zdolności przesyłowych a zrealizowanymi przepływami mocy w czasie rzeczywistym oraz zawiera informacje na temat niepewności, które należy uwzględnić w wyznaczeniu. Aby określić te niepewności, metoda winna uwzględniać w szczególności:

a) niezamierzone odchylenia fizycznych przepływów energii elektrycznej w podstawowym okresie handlowym spowodowane przez regulację przepływów energii w obrębie obszarów regulacyjnych i pomiędzy nimi w celu zachowania stałej częstotliwości;

b) niepewności, które mogłyby mieć wpływ na wyznaczanie zdolności przesyłowych i które mogłyby pojawiać się między przedziałem czasowym wyznaczania zdolności przesyłowych a czasem rzeczywistym, dla analizowanego podstawowego okresu handlowego.

3. W metodzie określania marginesu niezawodności OSP określają także wspólne ujednolicone zasady uzyskiwania marginesu niezawodności z rozkładu prawdopodobieństwa.

4. Na podstawie metody przyjętej zgodnie z ust. 1 OSP określają margines niezawodności, uwzględniając granice bezpieczeństwa pracy systemu i niepewności między przedziałem czasowym wyznaczania zdolności przesyłowych a czasem rzeczywistym oraz działania zaradcze dostępne po wyznaczeniu zdolności przesyłowych.

▼C1

5. W odniesieniu do każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych zainteresowani OSP określają margines niezawodności dla krytycznych elementów sieci, w przypadku gdy stosuje się podejście FBA, oraz dla międzyobszarowych zdolności przesyłowych, w przypadku gdy stosuje się podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto.

▼B

Artykuł 23

Metody dotyczące granic bezpieczeństwa pracy systemu, zdarzeń losowych i ograniczeń alokacji

1. Każdy OSP uwzględnia granice bezpieczeństwa pracy systemu oraz zdarzenia losowe wykorzystywane w analizie bezpieczeństwa pracy systemu.

2. Jeżeli granice bezpieczeństwa pracy systemu oraz zdarzenia losowe wykorzystywane w wyznaczaniu zdolności przesyłowych różnią się od wykorzystywanych w analizie bezpieczeństwa pracy systemu, OSP opisują we wniosku dotyczącym wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych konkretną metodę i kryteria, z których skorzystali do wyznaczenia granic bezpieczeństwa pracy i zdarzeń losowych wykorzystanych w celu wyznaczenia zdolności przesyłowych.

3. Jeżeli OSP stosują ograniczenia alokacji, można je określić jedynie za pomocą:

a) ograniczeń, które są potrzebne do utrzymania systemu przesyłowego w ramach granic bezpieczeństwa pracy systemu i które nie mogą być przełożone efektywnie na maksymalne przepływy na krytycznych elementach sieci; lub

b) ograniczeń mających na celu zwiększenie nadwyżki ekonomicznej dla jednolitego łączenia rynków dnia następnego lub jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego.

Artykuł 24

Metoda określania współczynników zmiany wytwarzania

1. Wniosek dotyczący wspólnej metody wyznaczania zdolności przesyłowych zawiera propozycję metody ustalania jednego wspólnego współczynnika zmiany wytwarzania w odniesieniu do każdego obszaru rynkowego i scenariusza, opracowaną zgodnie z art. 18.

2. Współczynnik zmiany wytwarzania odzwierciedla najlepszy stosunek zmiany salda danego obszaru rynkowego do określonej zmiany wytwarzania lub obciążenia we wspólnym modelu sieci. W prognozie tej wykorzystuje się w szczególności informacje uzyskane na podstawie metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia.

Artykuł 25

Metoda dotycząca działań zaradczych w ramach wyznaczania zdolności przesyłowych

1. Mając na względzie realizację celów niniejszego rozporządzenia każdy OSP w ramach każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych indywidualnie określa dostępne działania zaradcze uwzględniane w ramach wyznaczania zdolności przesyłowych.

2. Każdy OSP w obrębie każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych współpracuje z innymi OSP w tym samym regionie w zakresie wykorzystania działań zaradczych uwzględnianych w ramach wyznaczania zdolności przesyłowych oraz w zakresie faktycznego stosowania tych działań w czasie rzeczywistym.

3. Aby umożliwić uwzględnienie działań zaradczych w ramach wyznaczania zdolności przesyłowych, wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych uzgadniają stosowanie działań zaradczych, które wymagają działania ze strony więcej niż jednego OSP.

4. Każdy OSP zapewnia uwzględnienie działań zaradczych w ramach wyznaczania zdolności przesyłowych, pod warunkiem że dostępne działania zaradcze pozostałe po wyznaczeniu, wraz z marginesem niezawodności, o którym mowa w art. 22, są wystarczające do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu.

5. Każdy OSP uwzględnia przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych bezkosztowe działania zaradcze.

6. Każdy OSP zapewnia, aby działania zaradcze uwzględnione w wyznaczaniu zdolności przesyłowych były takie same w odniesieniu do wszystkich przedziałów czasowych wyznaczania zdolności przesyłowych, z uwzględnieniem dostępności technicznej dla każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych.

Artykuł 26

▼C1

Metoda weryfikacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych

1. Każdy OSP weryfikuje i ma prawo skorygować międzyobszarowe zdolności przesyłowe dotyczące granic obszarów rynkowych OSP lub krytycznych elementów sieci przekazane przez podmioty odpowiedzialne za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z art. 27–31.

2. W przypadku stosowania podejścia opartego na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto wszyscy OSP w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych uwzględniają w metodzie wyznaczania zdolności przesyłowych, o której mowa w art. 21, zasadę dzielenia korekty międzyobszarowych zdolności przesyłowych między różnymi granicami obszarów rynkowych.

3. Każdy OSP może ograniczyć międzyobszarowe zdolności przesyłowe w trakcie weryfikacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych, o której mowa w ust. 1, ze względów bezpieczeństwa pracy systemu.

▼B

4. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych współpracuje z sąsiadującymi podmiotami odpowiedzialnymi za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych w trakcie wyznaczania zdolności przesyłowych i weryfikacji.

▼C1

5. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych co trzy miesiące przedstawia wszystkim organom regulacyjnym z regionu wyznaczania zdolności przesyłowych sprawozdanie ze wszystkich ograniczeń wprowadzonych w trakcie weryfikacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych zgodnie z ust. 3. W sprawozdaniu tym podaje się lokalizację i wielkość ograniczenia międzyobszarowych zdolności przesyłowych oraz uzasadnienie wprowadzonych ograniczeń.

▼B

6. Wszystkie organy regulacyjne z regionu wyznaczania zdolności przesyłowych podejmują decyzję co do publikacji całości lub części sprawozdania, o którym mowa w ust. 5.







Sekcja 4

Proces wyznaczania zdolności przesyłowych

Artykuł 27

Przepisy ogólne

1. Najpóźniej sześć miesięcy od daty podjęcia decyzji w sprawie metody przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia, o której mowa w art. 16, oraz w sprawie metody dotyczącej wspólnego modelu sieci, o której mowa w art. 17, wszyscy OSP zorganizują proces łączenia indywidualnych modeli sieci.

2. Najpóźniej cztery miesiące od daty podjęcia decyzji w sprawie metod wyznaczania zdolności przesyłowych, o których mowa w art. 20 i 21, wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych wspólnie ustanawiają podmioty odpowiedzialne za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych i określają zasady ich działania.

3. Co dwa lata wszyscy OSP z każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych, w ramach sporządzanego co dwa lata sprawozdania z wyznaczania zdolności przesyłowych i alokacji opracowanego zgodnie z art. 31, dokonują przeglądu jakości danych przedłożonych w procesie wyznaczania zdolności przesyłowych.

4. Korzystając z najnowszych dostępnych informacji, wszyscy OSP regularnie, co najmniej raz w roku, dokonują przeglądu i aktualizacji:

a) granic bezpieczeństwa pracy systemu, zdarzeń losowych i ograniczeń alokacji wykorzystywanych do wyznaczania zdolności przesyłowych;

b) rozkładu prawdopodobieństwa odchyleń między przewidywanymi przepływami mocy w czasie wyznaczania zdolności przesyłowych a faktycznymi przepływami mocy w czasie rzeczywistym wykorzystywanego do wyznaczania marginesów niezawodności;

c) działań zaradczych uwzględnianych przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych;

d) stosowania metod określania współczynnika zmiany wytwarzania, krytycznych elementów sieci i zdarzeń losowych, o których mowa w art. 22–24.

Artykuł 28

Tworzenie wspólnego modelu sieci

1. W odniesieniu do każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych, o którym mowa w art. 14 ust. 1, każda jednostka wytwórcza lub ►C2 jednostka odbiorcza ◄ podlegająca przepisom art. 16 przekazuje OSP odpowiedzialnemu za dany obszar regulacyjny dane określone w metodzie przekazywania danych dotyczących wytwarzania i obciążenia, w określonych terminach.

2. Każda jednostka wytwórcza lub ►C2 jednostka odbiorcza ◄ przekazująca informacje na podstawie art. 16 ust. 3 dostarcza możliwie jak najbardziej wiarygodny zbiór szacunków.

3. W odniesieniu do każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych każdy OSP ustanawia indywidualny model sieci w zakresie każdego scenariusza zgodnie z art. 19 w celu połączenia indywidualnych modeli sieci we wspólny model sieci.

4. Każdy OSP dostarcza OSP odpowiedzialnym za połączenie indywidualnych modeli sieci we wspólny model sieci możliwie jak najbardziej wiarygodny zbiór szacunków dla każdego indywidualnego modelu sieci.

5. W odniesieniu do każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych należy utworzyć jeden, ogólnounijny wspólny model sieci dla każdego scenariusza, o którym mowa w art. 18, przez łączenie danych wejściowych uzyskanych od wszystkich OSP stosujących proces wyznaczania zdolności przesyłowych, o którym mowa w ust. 3 niniejszego artykułu.

Artykuł 29

▼C1

Regionalne wyznaczanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych

1. Dla każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych każdy OSP przedstawia podmiotom odpowiedzialnym za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych i wszystkim innym OSP w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych następujące informacje: granice bezpieczeństwa pracy, współczynniki zmiany wytwarzania, działania zaradcze, marginesy niezawodności, ograniczenia alokacji i wcześniej przydzielone międzyobszarowe zdolności przesyłowe.

▼B

2. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych przeprowadza analizę bezpieczeństwa pracy systemu, stosując granice bezpieczeństwa pracy systemu, przez wykorzystanie wspólnego modelu sieci utworzonego w odniesieniu do każdego scenariusza zgodnie z art. 28 ust. 5.

▼C1

3. Przy wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych:

▼B

a) stosuje współczynnik zmiany wytwarzania do wyznaczenia wpływu zmian sald danego obszaru rynkowego i przepływów na liniach prądu stałego;

b) ignoruje krytyczne elementy sieci, na które zmiany sald danego obszaru rynkowego nie wpływają w znaczący sposób, zgodnie z metodą określoną w art. 21; oraz

▼C1

c) zapewnia, aby wszystkie zbiory sald danego obszaru rynkowego i przepływy na liniach prądu stałego nieprzekraczające międzyobszarowych zdolności przesyłowych były zgodne z marginesami niezawodności i granicami bezpieczeństwa pracy zgodnie z art. 21 ust. 1 lit. a) ppkt (i) oraz (ii), a także uwzględnia przydzielone już międzyobszarowe zdolności przesyłowe zgodnie z art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (iii).

4. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych optymalizuje międzyobszarowe zdolności przesyłowe za pomocą dostępnych działań zaradczych uwzględnianych przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych zgodnie z art. 21 ust. 1 lit. a) ppkt (iv).

▼B

5. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych stosuje zasady dotyczące podziału zgodnie z art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (vi).

6. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych uwzględnia model matematyczny stosowanego podejścia do wyznaczania zdolności przesyłowych, o którym mowa w art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (i).

7. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych, który stosuje podejście FBA:

a) wykorzystuje dane dotyczące granic bezpieczeństwa pracy systemu do wyznaczania maksymalnych przepływów na krytycznych elementach sieci;

b) używa wspólnego modelu sieci, współczynników zmiany wytwarzania i zdarzeń losowych do wyznaczania współczynników rozpływu energii elektrycznej;

▼C1

c) wykorzystuje współczynniki rozpływu energii elektrycznej do wyznaczania przepływów wynikających z wcześniej przydzielonych międzyobszarowych zdolności przesyłowych w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych;

d) wyznacza przepływy na krytycznych elementach sieci w ramach każdego scenariusza (uwzględniając zdarzenia losowe) i dostosowuje je, zakładając brak międzyobszarowej wymiany energii elektrycznej w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych, przy zastosowaniu zasady unikania nieuzasadnionej dyskryminacji między wewnętrznymi a międzyobszarowymi wymianami, o której mowa w art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (ii);

e) wyznacza dostępne marginesy na krytycznych elementach sieci, uwzględniając zdarzenia losowe, które są równe maksymalnym przepływom pomniejszonym o dostosowane przepływy, o których mowa w lit. d), marginesy niezawodności i przepływy wynikające z wcześniej przydzielonych międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

▼B

f) dostosowuje dostępne marginesy na krytycznych elementach sieci lub współczynniki rozpływu energii elektrycznej za pomocą dostępnych działań zaradczych, które należy uwzględnić przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych zgodnie z art. 25.

8. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych, który stosuje podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto:

a) wykorzystuje wspólny model sieci, współczynniki zmiany wytwarzania i zdarzenia losowe do wyznaczania maksymalnej wymiany energii elektrycznej na granicach obszaru rynkowego, która jest równa maksymalnej wyznaczonej wymianie między dwoma obszarami rynkowymi po obu stronach granicy obszaru rynkowego z uwzględnieniem granic bezpieczeństwa pracy systemu;

b) dostosowuje maksymalną wymianę energii elektrycznej, stosując działania zaradcze uwzględnione przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych zgodnie z art. 25;

▼C1

c) dostosowuje maksymalną wymianę energii elektrycznej, stosując zasady unikania nieuzasadnionej dyskryminacji między wewnętrznymi a międzyobszarowymi wymianami zgodnie z art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (ii);

▼B

d) stosuje zasady określone w art. 21 ust. 1 lit. b) ppkt (vi) w celu efektywnego podziału zdolności w zakresie przepływów mocy na krytycznych elementach sieci między różnymi granicami obszarów rynkowych;

▼C1

e) wyznacza międzyobszarowe zdolności przesyłowe, które są równe maksymalnej wymianie energii elektrycznej skorygowanej o margines niezawodności i wcześniej przydzielone międzyobszarowe zdolności przesyłowe.

▼B

9. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych współpracuje z sąsiadującymi podmiotami odpowiedzialnymi za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych. Sąsiadujący OSP zapewniają taką współpracę, wymieniając i potwierdzając informacje w zakresie współzależności z odpowiednimi regionalnymi podmiotami odpowiedzialnymi za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych w celu wyznaczania i weryfikacji zdolności przesyłowych. Przed wyznaczeniem zdolności sąsiadujący OSP przedstawiają podmiotom odpowiedzialnym za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych informacje dotyczące współzależności. W stosownych przypadkach ocena dokładności tych informacji oraz środki naprawcze są przedstawiane w sporządzanym co dwa lata sprawozdaniu przygotowywanym zgodnie z art. 31.

10. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych określa:

a) parametry FBA dla każdego obszaru rynkowego w ramach regionu wyznaczania zdolności przesyłowych, w przypadku stosowania podejścia FBA; lub

▼C1

b) wartości międzyobszarowych zdolności przesyłowych dla każdej granicy obszaru rynkowego danego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych, w przypadku stosowania podejścia opartego na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto.

11. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych przedstawia każdemu OSP w swoim regionie wyznaczania zdolności przesyłowych międzyobszarowe zdolności przesyłowe w celu weryfikacji zgodnie z art. 21 ust. 1 lit c).

▼B

Artykuł 30

▼C1

Weryfikacja i przedstawianie międzyobszarowych zdolności przesyłowych

▼B

1. Każdy OSP weryfikuje wyniki wyznaczania zdolności przesyłowych w danym regionie dla granic swojego obszaru rynkowego lub krytycznych elementów sieci zgodnie z art. 26.

2. Każdy OSP przesyła weryfikację swoich zdolności przesyłowych i ograniczenia alokacji odpowiednim podmiotom odpowiedzialnym za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych i innym OSP z właściwych regionów wyznaczania zdolności przesyłowych.

▼C1

3. Każdy podmiot odpowiedzialny za skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych przedstawia zweryfikowane międzyobszarowe zdolności przesyłowe i ograniczenia alokacji na potrzeby alokacji zdolności przesyłowych zgodnie z art. 46 i 58.

▼B







Sekcja 5

Sporządzane co dwa lata sprawozdanie z wyznaczania zdolności przesyłowych i alokacji

Artykuł 31

Sporządzane co dwa lata sprawozdanie z wyznaczania zdolności przesyłowych i alokacji

1. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia ENTSO-E sporządzi sprawozdanie z wyznaczania zdolności przesyłowych i alokacji oraz przedłoży go Agencji.

2. Na żądanie Agencji ENTSO-E sporządza, co dwa lata, sprawozdanie z wyznaczania zdolności przesyłowych i alokacji i przedkłada go Agencji.

3. Dla każdego obszaru rynkowego, każdej granicy obszaru rynkowego i każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych sprawozdanie z wyznaczania zdolności przesyłowych i alokacji zawiera co najmniej:

a) zastosowane podejście dotyczące wyznaczania zdolności przesyłowych;

b) wskaźniki statystyczne dotyczące marginesów niezawodności;

▼C1

c) wskaźniki statystyczne dotyczące międzyobszarowych zdolności przesyłowych, w tym ograniczeń alokacji w stosownych przypadkach w odniesieniu do każdego przedziału czasowego wyznaczania zdolności przesyłowych;

▼B

d) wskaźniki jakościowe dotyczące informacji wykorzystanych przy wyznaczaniu zdolności przesyłowych;

e) w stosownych przypadkach – proponowane środki udoskonalające wyznaczanie zdolności przesyłowych;

f) w odniesieniu do regionów, w których stosuje się podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto – analizę weryfikującą, czy warunki określone w art. 20 ust. 7 są nadal spełniane;

g) w stosownych przypadkach wskaźniki służące ocenie i śledzeniu w perspektywie długoterminowej efektywności łączenia rynków dnia następnego i łączenia rynków dnia bieżącego, w tym także łączenia regionów wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 15 ust. 3;

h) zalecenia dotyczące dalszego rozwoju jednolitego łączenia rynków dnia następnego i łączenia rynków dnia bieżącego, w tym dalszej harmonizacji metod, procesów i zasad zarządzania.

4. Po konsultacjach z Agencją OSP wspólnie ustalają wskaźniki statystyczne i jakościowe stosowane do celów sprawozdania. Agencja może żądać zmiany tych wskaźników przed ich uzgodnieniem przez OSP lub w trakcie ich stosowania.

5. Agencja decyduje, czy sporządzane co dwa lata sprawozdanie zostanie opublikowane w całości czy w części.







ROZDZIAŁ 2

Konfiguracja obszarów rynkowych

Artykuł 32

Przegląd istniejących konfiguracji obszarów rynkowych

1. Przegląd istniejącej konfiguracji obszarów rynkowych może zostać dokonany przez:

a) Agencję, zgodnie z art. 34 ust. 7;

b) Kilka organów regulacyjnych, na podstawie zalecenia Agencji zgodnie z art. 34;

c) OSP z danego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych wraz z wszystkimi zainteresowanymi OSP, których obszary regulacyjne, w tym połączenia wzajemne, znajdują się w obrębie obszaru geograficznego, w którym konfiguracja obszarów rynkowych jest oceniana zgodnie z ust. 2 lit. a);

d) Jeden pojedynczy organ regulacyjny lub OSP za zgodą swojego właściwego organu regulacyjnego w odniesieniu do obszarów rynkowych w obrębie obszaru regulacyjnego OSP, jeśli konfiguracja obszarów rynkowych ma znikomy wpływ na sąsiadujące obszary regulacyjne OSP, z uwzględnieniem połączeń wzajemnych, a przegląd konfiguracji obszarów rynkowych jest konieczny, aby poprawić efektywność lub zachować bezpieczeństwo pracy systemu;

e) Państwa członkowskie w regionie wyznaczania zdolności przesyłowych.

2. W przypadku dokonania przeglądu zgodnie z ust. 1 lit. a), b), c) lub e) podmiot dokonujący przeglądu określa:

a) obszar geograficzny, w obrębie którego ma być oceniana konfiguracja obszarów rynkowych, i sąsiadujące obszary geograficzne, w odniesieniu do których należy uwzględnić wpływ;

b) uczestniczących OSP;

c) uczestniczące organy regulacyjne.

3. W przypadku dokonania przeglądu zgodnie z ust. 1 lit. d) zastosowanie mają następujące warunki:

a) obszar geograficzny, w którym ocenia się konfigurację obszarów rynkowych, ogranicza się do obszaru regulacyjnego danego OSP, z uwzględnieniem połączeń wzajemnych;

b) OSP z danego obszaru regulacyjnego jest jedynym OSP uczestniczącym w przeglądzie;

c) właściwy organ regulacyjny jest jedynym organem regulacyjnym uczestniczącym w przeglądzie;

d) odpowiedni OSP i organ regulacyjny przekazują odpowiednio sąsiadującym OSP i organom regulacyjnym wzajemnie uzgodnione wcześniejsze powiadomienie o przeglądzie z uzasadnieniem; oraz

e) określa się warunki przeglądu i publikuje wyniki przeglądu oraz wnioski dla właściwych organów regulacyjnych.

4. Proces przeglądu składa się z dwóch etapów.

a) W pierwszym etapie OSP uczestniczący w przeglądzie konfiguracji obszarów rynkowych: opracowują metodę i założenia, które zostaną wykorzystane w procesie przeglądu; proponują alternatywne konfiguracje obszarów rynkowych na potrzeby oceny.

Wniosek dotyczący metody i założeń, a także alternatywnej konfiguracji obszarów rynkowych jest przedkładany uczestniczącym organom regulacyjnym, które mogą zażądać skoordynowanych zmian w terminie trzech miesięcy.

b) W drugim etapie OSP uczestniczący w przeglądzie konfiguracji obszarów rynkowych:

(i) oceniają i porównują obecną konfigurację obszarów rynkowych i każdą alternatywną konfigurację obszarów rynkowych, stosując kryteria określone w art. 33;

(ii) przeprowadzają konsultacje zgodnie z art. 12 i warsztaty dotyczące propozycji alternatywnej konfiguracji obszarów rynkowych w stosunku do istniejącej konfiguracji obszarów rynkowych, w tym proponowanych terminów realizacji, chyba że konfiguracja obszarów rynkowych ma znikomy wpływ na obszary regulacyjne sąsiadujących OSP;

(iii) w terminie 15 miesięcy od daty podjęcia decyzji o dokonaniu przeglądu przedkładają uczestniczącym państwom członkowskim i organom regulacyjnym wspólny wniosek dotyczący utrzymania lub zmiany konfiguracji obszarów rynkowych.

c) Po otrzymaniu wspólnego wniosku dotyczącego utrzymania lub zmiany konfiguracji obszarów rynkowych zgodnie z ppkt (iii) powyżej, uczestniczące państwa członkowskie lub, gdy zostało to przewidziane przez państwa członkowskie, organy regulacyjne w terminie sześciu miesięcy osiągają porozumienie w sprawie wniosku dotyczącego utrzymania lub zmiany konfiguracji obszarów rynkowych.

5. NEMO lub uczestnicy rynku, na wniosek OSP, udostępniają OSP uczestniczącym w przeglądzie obszaru rynkowego informacje w celu umożliwienia im oceny konfiguracji obszarów rynkowych. Informacje te wymieniane są wyłącznie między uczestniczącymi OSP i jedynie w celu przeprowadzenia oceny konfiguracji obszarów rynkowych.

6. Inicjatywa przeprowadzenia przeglądu konfiguracji obszarów rynkowych i jej wyniki są publikowane przez ENTSO-E lub, jeśli przegląd został dokonany na podstawie ust. 1 lit. d), przez uczestniczącego OSP.

Artykuł 33

Kryteria przeglądu konfiguracji obszarów rynkowych

1. Jeżeli przegląd konfiguracji obszarów rynkowych jest przeprowadzany na podstawie art. 32, uwzględnia się co najmniej następujące kryteria:

a) w odniesieniu do bezpieczeństwa sieci:

(i) zdolność konfiguracji obszarów rynkowych do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu i bezpieczeństwa dostaw energii;

▼C1

(ii) zakres niepewności w wyznaczaniu międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

▼B

b) w odniesieniu do ogólnej efektywności rynku:

(i) każdy wzrost lub spadek efektywności ekonomicznej wynikający ze zmiany;

(ii) efektywność rynku, w tym co najmniej koszty zapewniania gwarancji zdolności przesyłowych, płynność rynku, koncentrację na rynku i władzę rynkową, ułatwienie efektywnej konkurencji, sygnały cenowe dotyczące budowy infrastruktury, dokładność i pewność sygnałów cenowych;

(iii) koszty transakcji i transformacji, w tym koszty zmiany istniejących zobowiązań umownych poniesione przez uczestników rynku, NEMO i OSP;

(iv) koszty budowy nowej infrastruktury, która może zmniejszyć istniejące ograniczenia;

(v) potrzebę zapewnienia realnego wyniku rynkowego bez stosowania na szeroką skalę nieefektywnych ekonomicznie działań zaradczych;

(vi) wszelkie negatywne skutki transakcji wewnętrznych dla innych obszarów rynkowych w celu zapewnienia zgodności z pkt 1.7 załącznika I do rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

(vii) wpływ na funkcjonowanie i efektywność mechanizmów bilansujących oraz procesy rozrachunków niezbilansowanych;

c) w odniesieniu do stabilności i trwałości obszarów rynkowych:

(i) konieczność zapewnienia wystarczającej stabilności i trwałości obszarów rynkowych w dłuższej perspektywie;

(ii) konieczność zapewnienia spójności obszarów rynkowych w odniesieniu do wszystkich przedziałów czasowych wyznaczania zdolności przesyłowych;

(iii) konieczność, aby każda jednostka wytwórcza i każda ►C2 jednostka odbiorcza ◄ należała wyłącznie do jednego obszaru rynkowego w odniesieniu do każdego podstawowego okresu handlowego;

(iv) lokalizację i częstotliwość ograniczeń, jeśli ograniczenia strukturalne mają wpływ na wytyczanie obszarów rynkowych, uwzględniając przyszłe inwestycje, które mogą zmniejszyć istniejące ograniczenia.

2. Przegląd obszarów rynkowych zgodnie z art. 32 obejmuje scenariusze uwzględniające szereg prawdopodobnych zmian w zakresie infrastruktury w trakcie 10 lat po roku, w którym podjęto decyzję o dokonaniu przeglądu.

Artykuł 34

Regularna sprawozdawczość w zakresie obecnej konfiguracji obszarów rynkowych prowadzona przez ENTSO-E i Agencję

1. Agencja dokonuje oceny efektywności obecnej konfiguracji obszarów rynkowych co trzy lata.

Agencja:

a) wnioskuje do ENTSO-E o sporządzenie sprawozdania technicznego dotyczącego obecnej konfiguracji obszarów rynkowych; oraz

b) sporządza sprawozdanie rynkowe, w którym ocenia się wpływ obecnej konfiguracji obszarów rynkowych na efektywność rynku.

2. Sprawozdanie techniczne, o którym mowa w ust. 1 akapit drugi lit. a), obejmuje co najmniej:

a) wykaz ograniczeń strukturalnych i innych głównych ograniczeń fizycznych, w tym ich lokalizację i częstotliwość;

b) analizę przewidywanej zmiany tych ograniczeń fizycznych lub ich przewidywanego usunięcia ze względu na inwestycje w sieci lub ze względu na istotne zmiany w wytwarzaniu lub we wzorcach zużycia;

c) w stosownych przypadkach analizę podziału przepływów mocy, które nie wynikają z mechanizmu alokacji zdolności przesyłowych, w odniesieniu do każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych;

d) dochód z ograniczeń i koszty gwarancji;

e) scenariusz obejmujący dziesięcioletni przedział czasowy.

3. Każdy OSP przekazuje dane i analizę, aby umożliwić terminowe przygotowanie sprawozdania technicznego dotyczącego obecnej konfiguracji obszarów rynkowych.

4. ENTSO-E przekazuje Agencji sprawozdanie techniczne dotyczące obecnej konfiguracji obszarów rynkowych najpóźniej dziewięć miesięcy od daty wniosku Agencji.

5. Sprawozdanie techniczne dotyczące obecnej konfiguracji obszarów rynkowych obejmuje okres ostatnich pełnych trzech lat kalendarzowych poprzedzających wniosek Agencji.

6. Bez uszczerbku dla obowiązków w zakresie poufności, o których mowa w art. 13, ENTSO-E udostępnia sprawozdanie techniczne do publicznej wiadomości.

7. W przypadku ujawnienia w sprawozdaniu technicznym lub rynkowym nieefektywności w obecnej konfiguracji obszarów rynkowych Agencja może zażądać od OSP wykonania przeglądu obecnej konfiguracji obszarów rynkowych zgodnie z art. 32 ust. 1.







ROZDZIAŁ 3

Redysponowanie i zakupy przeciwne

Artykuł 35

Koordynowanie redysponowania i zakupów przeciwnych

1. W terminie 16 miesięcy od zatwierdzenia przez organy regulacyjne regionów wyznaczania zdolności przesyłowych, o których mowa w art. 15, wszyscy OSP w każdym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych opracują wniosek w sprawie wspólnej metody koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych. Wniosek podlega konsultacjom zgodnie z art. 12.

2. Metoda koordynowanego redysponowania i koordynowanych zakupów przeciwnych obejmuje działania o znaczeniu transgranicznym i umożliwi