02019R0943 — PT — 23.06.2022 — 001.001

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►B REGULAMENTO (UE) 2019/943 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 5 de junho de 2019 relativo ao mercado interno da eletricidade (reformulação) (Texto relevante para efeitos do EEE) (JO L 158 de 14.6.2019, p. 54)

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▼B

REGULAMENTO (UE) 2019/943 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO

de 5 de junho de 2019

relativo ao mercado interno da eletricidade

(reformulação)

(Texto relevante para efeitos do EEE)







CAPÍTULO I

OBJETO, ÂMBITO DE APLICAÇÃO E DEFINIÇÕES

Artigo 1.o

Objeto e âmbito de aplicação

O presente regulamento visa:

a) Estabelecer a base para a prossecução dos objetivos da União da Energia e em especial o quadro em matéria de clima e energia para 2030, permitindo que os sinais de mercado sejam considerados para efeitos de uma maior eficiência, de uma percentagem mais elevada de fontes de energia renovável, de segurança do abastecimento, de flexibilidade, de sustentabilidade, de descarbonização e de inovação;

b) Definir princípios fundamentais para o bom funcionamento de mercados integrados da eletricidade que permitam um acesso não discriminatório ao mercado de todos os fornecedores de recursos e clientes de eletricidade, capacitem os consumidores, garantirem a competitividade no mercado global, a resposta da procura, o armazenamento de energia e a eficiência energética e facilitem a agregação da procura e da oferta na distribuição, permitindo a integração do mercado e a integração setorial, bem como a remuneração de mercado da eletricidade de fontes renováveis;

c) Criar regras equitativas em matéria de comércio transfronteiriço de eletricidade, aumentando assim a concorrência no mercado interno da eletricidade, tendo em conta as características particulares dos mercados nacionais e regionais, incluindo a criação de um mecanismo de balanço para os fluxos transfronteiriços de eletricidade, o estabelecimento de princípios harmonizados no que se refere às tarifas para o transporte transfronteiriço e a atribuição das capacidades disponíveis de interligação entre as redes de transporte nacionais;

d) Facilitar a emergência de um mercado grossista transparente e em bom funcionamento, que contribua para um elevado nível de segurança do abastecimento de eletricidade, e prevendo mecanismos para a harmonização das regras aplicáveis ao comércio transfronteiriço de eletricidade.

Artigo 2.o

Definições

São aplicáveis as seguintes definições:

1) «Interligação», uma linha de transporte que atravessa ou transpõe uma fronteira entre Estados-Membros e que liga as redes de transporte nacionais dos Estados-Membros;

2) «Entidade reguladora», uma entidade reguladora designada por cada Estado-Membro nos termos do artigo 57.o, n.o 1, da Diretiva (UE) 2019/944;

3) «Fluxo transfronteiriço», o fluxo físico de eletricidade numa rede de transporte de um Estado-Membro, resultante do impacto da atividade de produtores, clientes, ou ambos, situados fora desse Estado-Membro sobre a sua rede de transporte;

4) «Congestionamento», uma situação em que não é possível satisfazer todos os pedidos dos participantes no mercado para realizarem transações entre zonas de rede, uma vez que implicariam transportar fluxos físicos significativos através de elementos da rede que não têm capacidade para tal;

5) «Nova interligação», uma interligação não terminada até 4 de agosto de 2003;

6) «Congestionamento estrutural», o congestionamento da rede de transporte que é capaz de ser inequivocamente definido, é previsível, apresenta estabilidade geográfica ao longo do tempo e ocorre frequentemente nas condições normais da rede de eletricidade;

7) «Operador de mercado», uma entidade que presta um serviço em que as propostas de venda da eletricidade são comparadas com as propostas de compra de eletricidade;

8) «Operador nomeado do mercado da eletricidade», um operador de mercado designado pela autoridade competente para desempenhar funções relacionadas com o acoplamento único do mercado para o dia seguinte ou intradiário;

9) «Valor da energia não distribuída», uma estimativa em euros/MWh do preço máximo da eletricidade que os clientes estão dispostos a pagar para evitar uma indisponibilidade de serviço;

10) «Balanço», todas as ações e processos, em todos os prazos, através dos quais os operadores de redes de transporte asseguram, de forma duradoura, a manutenção da frequência da rede dentro de um determinado intervalo de estabilidade e o cumprimento do volume de reservas necessário para respeitar os padrões de qualidade exigidos;

11) «Energia de balanço», a energia utilizada pelos operadores das redes de transporte para efetuar a balanço;

12) «Prestador de serviços de balanço», um participante no mercado que fornece energia de balanço e/ou capacidade de balanço aos operadores de redes de transporte;

13) «Capacidade de balanço», um volume de capacidade que um prestador de serviços de balanço aceitou manter e em relação ao qual o prestador de serviços de balanço concordou em apresentar propostas para o volume correspondente da energia de balanço ao operador da rede de transporte, durante o período de vigência do contrato;

14) «Agente de mercado responsável pela liquidação de desvios», um participante no mercado, ou o seu representante designado, responsável pelos seus desvios no mercado da eletricidade;

15) «Período de liquidação de desvios», a unidade de tempo em que o desvio dos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios é calculado;

16) «Preço de desvio», o preço, quer seja positivo, negativo ou igual a zero, em cada período de liquidação de desvios, do desvio em cada direção;

17) «Zona de preços de desvio», a área em que um preço de desvio é calculado;

18) «Processo de pré-qualificação», o processo de verificação do cumprimento de um fornecedor de capacidade de balanço com os requisitos estabelecidos pelos operadores das redes de transporte;

19) «Capacidade em reserva», a quantidade de reservas de controlo da frequência, reservas de restabelecimento da frequência ou reservas de substituição que tem de estar à disposição do operador da rede de transporte;

20) «Despacho prioritário», no modelo de autodespacho, o despacho de centrais elétricas com base em critérios diferentes da ordem económica das propostas e, no modelo de despacho centralizado, o despacho de centrais elétricas com base em critérios diferentes da ordem económica das propostas e dos condicionalismos da rede, dando prioridade ao despacho de determinadas tecnologias de produção;

21) «Região de cálculo da capacidade», a zona geográfica à qual é aplicável o cálculo da capacidade coordenada;

22) «Mecanismo de capacidade», uma medida temporária destinada a assegurar o nível necessário de adequação dos recursos através da remuneração dos recursos com base na sua disponibilidade, não incluindo as medidas relativas a serviços de sistema ou à gestão do congestionamento;

23) «Cogeração de elevada eficiência», a cogeração que corresponde aos critérios enunciados no anexo II da Diretiva 2012/27/UE do Parlamento Europeu e do Conselho ( 1 );

24) «Projeto de demonstração», um projeto demonstrativo de uma tecnologia única no seu género na União e representando uma inovação substantiva que transcende o estado da técnica;

25) «Participante no mercado», a pessoa singular ou coletiva que compra, vende ou produz eletricidade, que está envolvida na agregação ou que é um operador de serviços de resposta da procura ou de serviços de armazenamento de energia, incluindo através da colocação de ordens de negociação, em um ou mais mercados de eletricidade, incluindo nos mercados de balanço de energia;

26) «Redespacho», uma medida, incluindo o deslastre, ativada por um ou mais operadores das redes de transporte ou das redes de distribuição, que altera o padrão de produção, de carga, ou ambos, com o objetivo de mudar os fluxos físicos na rede de eletricidade e aliviar os congestionamentos físicos ou assegurar de outro modo a segurança do sistema;

27) «Trocas compensatórias», a troca interzonal realizada pelos operadores das redes entre duas zonas de ofertas, para aliviar os congestionamentos físicos;

28) «Instalação de produção de energia», uma instalação que converte energia primária em energia elétrica e que consiste num ou mais módulos geradores ligados a uma rede;

29) «Modelo de despacho central», um modelo de programação e de despacho no âmbito do qual os programas de geração e os programas de consumo, bem como o despacho das instalações de produção de energia e das instalações de consumo, no tocante a instalações despacháveis, são estabelecidos por um operador de redes de transportes no âmbito do processo de programação integrado;

30) «Modelo de autodespacho», um modelo de programação e de despacho no âmbito do qual os programas de geração e os programas de consumo, bem como o despacho das instalações de produção de energia e das instalações de consumo, são estabelecidos pelos agentes de programação dessas instalações;

31) «Produto normalizado de balanço», um produto de balanço harmonizado definido por todos os operadores de redes de transportes para troca de serviços de balanço;

32) «Produto específico de balanço», um produto de balanço diferente de um produto de balanço não-normalizado;

33) «Operador delegado», uma entidade a quem tarefas e obrigações específicas confiadas a um operador das redes de transporte ou a um operador do mercado da eletricidade nomeado, ao abrigo do presente regulamento ou de outro atos jurídicos da União, foram delegadas por esses operadores de redes de transportes ou operadores do mercado da eletricidade nomeado ou atribuídas por um Estado-Membro ou por uma entidade reguladora;

34) «Cliente», um cliente na aceção do artigo 2.o, ponto 1, da Diretiva (UE) 2019/944;

35) «Cliente final», um cliente final na aceção do artigo 2.o, ponto 3, da Diretiva (UE) 2019/944;

36) «Cliente grossista», um cliente grossista na aceção do artigo 2.o, ponto 2, da Diretiva (UE) 2019/944;

37) «Cliente doméstico», um cliente doméstico na aceção do artigo 2.o, ponto 4, da Diretiva (UE) 2019/944;

38) «Pequena empresa», uma pequena empresa na aceção do artigo 2.o, ponto 7, da Diretiva (UE) 2019/944;

39) «Cliente ativo», um cliente ativo na aceção do artigo 2.o, ponto 8, da Diretiva (UE) 2019/944;

40) «Mercados da eletricidade», mercados de eletricidade na aceção do artigo 2.o, ponto 9, da Diretiva (UE) 2019/944;

41) «Comercialização», comercialização na aceção do artigo 2.o, ponto 12, da Diretiva (UE) 2019/944;

42) «Contratos de fornecimento de eletricidade», contratos de fornecimento de eletricidade na aceção do artigo 2.o, ponto 13, da Diretiva (UE) 2019/944;

43) «Agregação», uma agregação na aceção do artigo 2.o, ponto 18, da Diretiva (UE) 2019/944;

44) «Resposta da procura», uma resposta da procura na aceção do artigo 2.o, ponto 20, da Diretiva (UE) 2019/944;

45) «Sistema de contadores inteligentes», um sistema de contadores inteligentes na aceção do artigo 2.o, ponto 23, da Diretiva (UE) 2019/944;

46) «Interoperabilidade», interoperabilidade na aceção do artigo 2.o, ponto 24, da Diretiva (UE) 2019/944;

47) «Distribuição», uma distribuição na aceção do artigo 2.o, ponto 28, da Diretiva (UE) 2019/944;

48) «Operador da rede de distribuição», operador da rede de distribuição na aceção do artigo 2.o, ponto 29, da Diretiva (UE) 2019/944;

49) «Eficiência energética», eficiência energética na aceção do artigo 2.o, ponto 30, da Diretiva (UE) 2019/944;

50) «Energia de fontes renováveis» ou «energia renovável», uma energia proveniente de fontes renováveis na aceção do artigo 2.o, ponto 31, da Diretiva (UE) 2019/944;

51) «Produção distribuída», uma produção distribuída na aceção do artigo 2.o, ponto 32, da Diretiva (UE) 2019/944;

52) «Transporte», um transporte na aceção do artigo 2.o, ponto 34, da Diretiva (UE) 2019/944;

53) «Operador da rede de transporte», um operador da rede de transporte na aceção do artigo 2.o, ponto 35, da Diretiva (UE) 2019/944;

54) «Utilizador da rede», um utilizador da rede na aceção do artigo 2.o, ponto 36, da Diretiva (UE) 2019/944;

55) «Produção», produção na aceção do artigo 2.o, ponto 37, da Diretiva (UE) 2019/944;

56) «Produtor», um produtor na aceção do artigo 2.o, ponto 38, da Diretiva (UE) 2019/944;

57) «Rede interligada», uma rede interligada na aceção do artigo 2.o, ponto 40, da Diretiva (UE) 2019/944;

58) «Pequena rede isolada», pequena rede isolada na aceção do artigo 2.o, ponto 42, da Diretiva (UE) 2019/944;

59) «Pequena rede interligada», pequena rede interligada na aceção do artigo 2.o, ponto 43, da Diretiva (UE) 2019/944;

60) «Serviço de sistema», um serviço de sistema na aceção do artigo 2.o, ponto 48, da Diretiva (UE) 2019/944;

61) «Serviço de sistema não associado à frequência», um serviço de sistema não associado à frequência na aceção do artigo 2.o, ponto 49, da Diretiva (UE) 2019/944;

62) «Armazenamento de energia», um armazenamento de energia na aceção do artigo 2.o, ponto 59, da Diretiva (UE) 2019/944;

63) «Centro de coordenação regional», o centro de coordenação regional estabelecido nos termos do artigo 35.o do presente regulamento;

64) «Mercado grossista de energia», Mercado grossista de energia na aceção do artigo 2.o, ponto 6, do Regulamento (UE) n.o 1227/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 2 );

65) «Zona de ofertas», a mais vasta zona geográfica dentro da qual os participantes no mercado podem trocar energia sem atribuição de capacidade;

66) «Atribuição de capacidade», a atribuição de capacidade interzonal;

67) «Zona de controlo», uma parte coerente da rede interligada, operada por um único operador de rede, incluindo cargas físicas ligadas e/ou unidades de produção, quando existam;

68) «Capacidade líquida coordenada de transporte», método de cálculo da capacidade baseado no princípio da avaliação e da definição ex ante do intercâmbio máximo de energia entre zonas de ofertas adjacentes;

69) «Elemento crítico da rede», um elemento da rede, situado dentro de uma zona de ofertas ou entre zonas de ofertas, tido em conta no processo de cálculo da capacidade, que limita a quantidade de energia que pode ser trocada;

70) «Capacidade intrazonal», a capacidade da rede interligada para suportar a transferência de energia entre zonas de ofertas;

71) «Unidade de geração», um gerador de eletricidade único pertencente a uma unidade de produção.







CAPÍTULO II

REGRAS GERAIS APLICÁVEIS AO MERCADO DA ELETRICIDADE:

Artigo 3.o

Princípios relativos ao funcionamento dos mercados da eletricidade

Os Estados-Membros, as entidades reguladoras, os operadores de redes de transporte, os operadores de redes de distribuição, os operadores do mercado e os operadores delegados devem garantir que os mercados da eletricidade são explorados de acordo com os seguintes princípios:

a) Os preços são formados com base na procura e na oferta;

b) As regras do mercado devem incentivar a livre formação de preços e devem evitar as ações que impeçam a formação dos preços em função da oferta e da procura;

c) As regras do mercado devem promover o desenvolvimento de uma produção mais flexível, de uma produção hipocarbónica sustentável e de uma maior flexibilidade da procura;

d) Os clientes devem poder beneficiar das oportunidades de mercado e do aumento da concorrência nos mercados retalhistas e devem poder agir como participantes no mercado no mercado da energia e na transição energética;

e) A participação dos clientes finais e das pequenas empresas no mercado deve ser assegurada através da agregação da produção de várias instalações de produção de energia ou ser alimentada a partir de múltiplas estruturas de resposta da procura, de forma a proporcionar ofertas conjuntas no mercado da eletricidade e ser gerida em conjunto na rede de eletricidade, de acordo com o direito da concorrência da União.

f) As regras do mercado devem possibilitar a descarbonização da rede da eletricidade e, portanto, da economia, permitindo, por exemplo, a integração da eletricidade de fontes de energia renovável e incentivando a eficiência energética;

g) As regras do mercado devem proporcionar incentivos ao investimento para a produção, em especial investimentos a longo prazo para um sistema elétrico hipocarbónico e sustentável, o armazenamento de energia, a eficiência energética, a resposta da procura, de forma a assegurar a satisfação das necessidades do mercado e devem facilitar a concorrência leal, e garantir assim a segurança do abastecimento;

h) Devem ser progressivamente eliminados os obstáculos aos fluxos transfronteiriços de eletricidade entre zonas de ofertas ou Estados-Membros e às transações transfronteiriças nos mercados da eletricidade e nos mercados de serviços;

i) As regras do mercado devem prever a cooperação regional, quando tal reforce a eficácia;

j) A produção, o armazenamento de energia e resposta à procura seguros e sustentáveis devem participar no mercado em pé de igualdade, ao abrigo dos requisitos previstos no direito da União;

k) Todos os produtores são direta ou indiretamente responsáveis pela venda da eletricidade que produzem;

l) As regras do mercado devem permitir o desenvolvimento de projetos de demonstração de fontes, tecnologias ou redes de energia sustentáveis, seguras e hipocarbónicas, a realizar e utilizar em benefício da sociedade;

m) As regras do mercado devem permitir o despacho da produção, o armazenamento de energia e a resposta da procura eficientes;

n) As regras do mercado devem permitir a entrada e saída de empresas produtoras e fornecedoras de eletricidade e de armazenamento de energia, com base na avaliação da viabilidade económica e financeira das suas operações;

o) A fim de permitir que os participantes no mercado estejam protegidos contra os riscos de volatilidade dos preços no mercado e de atenuar a incerteza sobre o retorno dos investimentos futuros, os produtos de cobertura a longo prazo devem ser negociáveis em bolsa de forma transparente e os contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo devem ser negociados nos mercados fora da bolsa, sujeitos ao cumprimento do o direito da concorrência da União;

p) As regras do mercado devem facilitar o comércio de produtos em toda a União e as alterações regulamentares devem ter em conta os efeitos sobre os mercados e produtos a prazo e de futuros tanto de curto como de longo prazo;

q) Os participantes no mercado devem ter o direito de dispor de acesso às redes de transporte e distribuição em condições objetivas, transparentes e não discriminatórias.

Artigo 4.o

Transição justa

A Comissão deve apoiar os Estados-Membros que estabelecem uma estratégia nacional de redução progressiva da capacidade existente de produção a partir de carvão e de outros combustíveis fósseis e de capacidade de extração mineira por todos os meios disponíveis para permitir uma «transição justa» nas regiões afetadas por mudanças estruturais. A Comissão deve assistir os Estados-Membros na gestão dos impactos em termos sociais e económicos causados pela transição para energias limpas.

A Comissão deve trabalhar em estreita parceria com os interessados de regiões muito dependentes do carvão e do carbono, deve promover o acesso aos fundos e programas disponíveis, assim como a utilização dos mesmos, e deve incentivar o intercâmbio de boas práticas, incluindo debates sobre roteiros industriais e necessidades de requalificação.

Artigo 5.o

Responsabilidade em matéria de balanço

1. Todos os participantes no mercado são responsáveis pelos desvios que provocam no sistema («responsabilidade de balanço»). Para o efeito, os participantes no mercado devem ser agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios, ou delegar contratualmente a sua responsabilidade num agente de mercado responsável pela liquidação de desvios da sua escolha. Cada agente de mercado responsável pela liquidação de desvios deve ser financeiramente responsável pelos seus desvios e procurar estar equilibrado ou contribuir para o equilíbrio da rede de eletricidade.

2. Os Estados-Membros só podem conceder derrogações da responsabilidade em matéria de balanço para: a) Projetos de demonstração para as tecnologias inovadoras, sujeitos à aprovação pela entidade reguladora, desde que essas derrogações se limitem no tempo e na medida necessários para a consecução dos fins de demonstração; b) Instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável com uma capacidade de produção de eletricidade instalada inferior a 400 kW; c) Instalações que beneficiam de apoio aprovado pela Comissão ao abrigo das regras da União em matéria de auxílios estatais, nos termos dos artigos 107.o, 108.o e 109.o do TFUE, e que entraram em funcionamento antes de 4 de julho de 2019.

Os Estados-Membros podem, sem prejuízo dos artigos 107.o a 108.o do TFUE, prever incentivos para os participantes no mercado que estejam total ou parcialmente isentos de responsabilidade de balanço a assumir uma plena responsabilidade de balanço.

3. Se um Estado-Membro conceder uma derrogação nos termos do n. o 2, deve garantir que as responsabilidades financeiras pelos desvios são assumidas por outro participante no mercado.

4. Para as instalações de produção de energia que entram em funcionamento a partir de 1 de janeiro de 2026, o n. o 2, alínea b), aplica-se unicamente às instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável com uma capacidade de produção de eletricidade instalada inferior a 200 kW.

Artigo 6.o

Mercado de balanço

1. Os mercados de balanço, incluindo os processos de pré-qualificação, devem ser organizados de forma a: a) Assegurar a não discriminação efetiva entre os participantes no mercado, tendo em conta as diferentes necessidades técnicas da rede de eletricidade e as diferentes capacidades técnicas das fontes de geração, de armazenamento de energia e de resposta da procura; b) Assegurar uma definição transparente e tecnologicamente neutra dos serviços e a sua contratação de modo transparente e baseado no mercado; c) Assegurar o acesso não discriminatório a todos os participantes no mercado, quer individualmente quer através de agregação, incluindo a eletricidade de fontes de energia renovável variável, a resposta da procura e o armazenamento de energia; d) Respeitar a necessidade de ter em conta o aumento das quotas de produção variável, o aumento da capacidade de resposta da procura e o advento das novas tecnologias.

2. O preço da energia de balanço não é predeterminado nos contratos para a capacidade de balanço. Os procedimentos de contratação são transparentes, nos termos do artigo 40. o , n. o 4 da Diretiva (UE) 2019/944, protegendo ao mesmo tempo, a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.

3. Os mercados de balanço devem garantir a segurança operacional e permitir a utilização máxima possível e a atribuição eficiente de capacidade interzonal nos diferentes períodos de operação, nos termos do artigo 17. o .

4. A liquidação da energia de balanço para os produtos de balanço normalizados e específicos deve basear-se em preços marginais (preços marginais de balanço), a não ser que todas as entidades reguladoras aprovem um método alternativo de fixação do preço, com base numa proposta conjunta de todos os operadores de redes de transporte, na sequência de uma análise que demonstre que esse método alternativo de fixação do preço é mais eficiente.

Os participantes no mercado devem poder apresentar as suas propostas da forma mais próxima do tempo real quanto possível, e a hora de fecho do mercado da energia de balanço não deve ser antes da hora de encerramento do mercado intradiário interzonal.

Os operadores de redes de transporte que apliquem um modelo de despacho centralizado podem estabelecer regras adicionais nos termos da orientação-quadro relativa ao balanço de eletricidade adotada com base no artigo 6.o, n.o 11, do Regulamento (CE) n.o 714/2009.

5. Os desvios são resolvidos a um preço que reflete o valor da energia em tempo real.

6. Uma zona de preços de desvio deve ser igual a uma zona de ofertas, exceto no caso de um modelo de despacho centralizado em que uma zona de preços de desvio possa constituir uma parte de uma zona de oferta.

7. O cômputo da capacidade em reserva é efetuado pelos operadores de redes de transporte e deve ser facilitado a nível regional.

8. A contratação de capacidade de balanço deve ser realizada pelos operadores de redes de transporte e pode ser facilitada a nível regional e a reserva da capacidade transfronteiriça para tal fim pode ser limitada. A contratação de capacidade de balanço deve ser baseada no mercado e organizada de modo não discriminatório entre os participantes no mercado incluídos no processo de pré-qualificação, nos termos do artigo 40. o , n. o 4 da Diretiva (UE) 2019/944, quer os participantes no mercado participem individualmente ou por agregação.

A contratação de capacidade de balanço deve ter por base um mercado primário, a menos que, e na medida em que, a entidade reguladora tenha concedido uma derrogação que permita a utilização de outras formas de contratação baseadas no mercado, devido à falta de concorrência no mercado dos serviços de balanço. As derrogações à obrigação de basear a contratação de capacidade de balanço na utilização dos mercados primários devem ser reexaminadas de três em três anos.

9. A aquisição por concurso de capacidade de balanço em alta e em baixa deve ser efetuada separadamente, a não ser que a entidade reguladora aprove uma derrogação deste princípio no caso de uma avaliação levada a cabo pelo operador da rede de transporte demonstrar que tal resultaria numa maior eficiência económica. A contratação de capacidade de balanço deve realizar-se, no máximo, um dia antes da prestação da capacidade de balanço e o período de contratação não deve durar mais de um dia, a não ser e na medida em que a entidade reguladora tenha aprovado prazos de contratação anteriores e/ou mais longos para garantir a segurança do abastecimento ou melhorar a eficiência económica.

Se for concedida uma derrogação pelo menos para um mínimo de 40 % dos produtos de compensação normalizados e um mínimo de 30 % de todos os produtos utilizados para a capacidade de balanço, a contratação da capacidade de balanço deve realizar-se, no máximo, um dia antes da prestação da capacidade de balanço e o período de contratação não deve durar mais de um dia. A contratação da parte restante da capacidade de balanço deve realizar-se, no máximo, um mês antes da prestação da capacidade de balanço e deve ter uma duração máxima de um mês.

10. A pedido do operador da rede de transporte, a entidade reguladora pode decidir prorrogar o período de contratação da parte restante da capacidade de balanço referida no n.o 9, no máximo, por um período de 12 meses, desde que essa decisão seja limitada no tempo e que os efeitos positivos em termos de baixa dos custos para os clientes finais ultrapassem os impactos negativos no mercado. O pedido inclui: a) O período específico durante o qual se aplica a isenção; b) O volume específico de capacidade de balanço a que se aplica a isenção; c) Uma análise do impacto da isenção pretendida na participação dos recursos de balanço; e d) Uma justificação da isenção que demonstre que esta se traduzirá numa baixa de custos para os clientes finais.

11. Não obstante o disposto no n. o 10, a partir de 1 de janeiro de 2026, os períodos contratuais não podem prolongar-se por mais de seis meses.

12. Até 1 de janeiro de 2028, as entidades reguladoras devem comunicar à ACER e à Comissão a percentagem da capacidade total abrangida por contratos com duração ou com um período de contratação superiores a um dia.

13. Os operadores de redes de transporte ou operadores delegados devem publicar — da forma mais próxima do tempo real quanto possível, mas num prazo após entrega não superior a 30 minutos — informações sobre o estado atual de equilíbrio de sistema das suas zonas de programação, os preços de desvios estimados e os preços estimados da energia de balanço.

14. Sempre que os produtos de balanço normalizados não forem suficientes para garantir a segurança operacional ou quando alguns recursos de balanço não puderem participar no mercado de balanço mediante produtos de balanço normalizados, os operadores de redes de transporte podem propor, e as entidades reguladores podem aprovar, derrogações aos n. os 2 e 4 para produtos de balanço específicos que sejam ativados localmente sem os trocar com outros operadores de redes de transporte.

As propostas de derrogações devem incluir uma descrição das medidas propostas para minimizar a utilização de produtos específicos sujeitos à eficiência económica, uma demonstração de que os produtos específicos não geram ineficiências e distorções significativas no mercado de balanço, dentro e fora da zona de programação, bem como, se for caso disso, regras e informações destinadas ao processo de conversão das ofertas de energia de balanço relativas a produtos de balanço específicos em ofertas de energia de balanço relativas a produtos de balanço normalizados.

Artigo 7.o

Mercados para o dia seguinte e intradiário

1. Os operadores de redes de transporte e os operadores do mercado da eletricidade nomeados devem organizar conjuntamente a gestão integrada dos mercados para o dia seguinte e intradiário, nos termos do Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão. Os operadores de redes de transporte e os operadores do mercado da eletricidade nomeados devem cooperar a nível da União ou, quando for mais adequado, a nível regional, a fim de maximizar a eficiência e a eficácia dos mercados da eletricidade para o dia seguinte e intradiário da União. A obrigação de cooperar aplica-se sem prejuízo do direito da concorrência da União. Nas suas funções relacionadas com o comércio de eletricidade, os operadores de redes de transporte e os operadores do mercado da eletricidade nomeados devem ser objeto de supervisão regulamentar pelas entidades reguladoras e pela ACER nos termos do artigo 59. o da Diretiva (UE) 2019/944 e pela ACER nos termos dos artigos 4. o e 8. o do Regulamento (UE) 2019/942.

2. Os mercados para o dia seguinte e intradiário devem: a) Ser organizados de forma não discriminatória; b) Maximizar a probabilidade de todos os participantes no mercado gerirem os desvios; c) Maximizar as oportunidades de todos os participantes no mercado atuarem no comércio interzonal transfronteiriço da forma mais próxima do tempo real quanto possível em todas as zonas de ofertas; d) Proporcionar preços que reflitam os princípios fundamentais do mercado, incluindo o valor da energia em tempo real, e em que os participantes no mercado se possam basear para celebrarem acordos sobre produtos de cobertura a longo prazo; e) Garantir a segurança operacional e permitir uma utilização máxima da capacidade de transporte; f) Ser transparentes e, simultaneamente, proteger a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis e garantir que o comércio decorra de forma anónima; g) Não fazer qualquer distinção entre as transações dentro de uma zona de ofertas e entre zonas de ofertas diferentes; e h) Ser organizados de forma a assegurar que todos os participantes no mercado têm acesso ao mercado, quer individualmente quer através de agregação.

Artigo 8.o

Comércio nos mercados para o dia seguinte e intradiário

1. Os operadores do mercado da eletricidade nomeados devem permitir aos participantes no mercado que realizem transações de energia da forma mais próxima do tempo real quanto possível, e pelo menos até à hora de encerramento do mercado intradiário interzonal.

2. Os operadores do mercado da eletricidade nomeados devem proporcionar aos participantes no mercado a oportunidade de realizarem transações de energia em intervalos de tempo pelo menos tão curtos quanto o período de liquidação de desvios em ambos os mercados para o dia seguinte e intradiário.

3. Os operadores do mercado da eletricidade nomeados devem apresentar produtos para negociação nos mercados para o dia seguinte e intradiários em lotes suficientemente pequenos, permitindo a licitação mínima de 500 kW ou menos, de forma a permitir a participação efetiva da resposta da procura, do armazenamento de energia e de energia renovável de pequena escala, inclusive a participação direta dos clientes.

4. Até 1 de janeiro de 2021, o período de liquidação de desvios deve ser de 15 minutos em todas as zonas de programação, a menos que as entidades reguladoras tenham concedido uma derrogação ou uma isenção. As derrogações só podem ser concedidas até 31 de dezembro de 2024.

A partir de 1 de janeiro de 2025, o período de liquidação de desvios não deve ser superior a 30 minutos, se todas as entidades reguladoras duma zona síncrona tiverem concedido uma isenção.

Artigo 9.o

Mercados a prazo

1. Nos termos do Regulamento (UE) 2016/1719, os operadores de redes de transporte devem emitir direitos de transporte a longo prazo ou adotar medidas equivalentes, a fim de permitir aos participantes no mercado, incluindo os proprietários de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável, cobrir os riscos a nível de preços através das fronteiras da zona de ofertas, a menos que uma avaliação dos mercados a prazo realizada pelas entidades reguladoras competentes relativamente às fronteiras das zonas de ofertas demonstre que existem possibilidades de cobertura suficientes nas zonas de ofertas em questão.

2. Os direitos de transporte a longo prazo devem ser atribuídos de forma transparente, baseada no mercado e não discriminatória, através de uma plataforma única de atribuição.

3. Sem prejuízo do cumprimento do direito da concorrência da União, os operadores do mercado devem ter a liberdade de desenvolver produtos de cobertura, nomeadamente produtos de cobertura a longo prazo, para proporcionar aos participantes no mercado, incluindo os proprietários de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável, possibilidades adequadas de cobertura dos riscos financeiros face às flutuações de preços. Os Estados-Membros não devem restringir essa atividade de cobertura às transações no interior do Estado-Membro ou da zona de ofertas.

Artigo 10.o

Limites de ofertas técnicas

1. Não são fixados limites máximos, nem limites mínimos do preço grossista da eletricidade. Esta disposição é aplicável, nomeadamente, às ofertas de balanço em todos os períodos de operação, e inclui os preços de balanço de energia e os preços dos desvios, sem prejuízo dos limites técnicos de preços que podem ser aplicados nos períodos de balanço, bem como nos períodos para o dia seguinte e intradiários, nos termos do n. o 2.

2. Os operadores do mercado da eletricidade nomeados podem aplicar limites máximos e mínimos harmonizados aos preços de equilíbrio para os períodos para o dia seguinte e intradiários. Esses limites devem ser suficientemente elevados para não restringir desnecessariamente as transações e devem ser harmonizados no mercado interno e ter em conta o valor máximo da energia não distribuída. Os operadores do mercado da eletricidade nomeados implementam um mecanismo transparente para adaptar automaticamente os limites de ofertas técnicas em tempo útil caso se preveja que venham a ser atingidos os limites fixados. Os limites mais elevados ajustados continuam a ser aplicáveis até haver mais aumentos no âmbito desse mecanismo.

3. Os operadores de redes de transporte não devem tomar quaisquer medidas que tenham por objetivo modificar os preços grossistas.

4. As entidades reguladoras ou outras entidades competentes designadas pelos Estados-Membros devem identificar as políticas e as medidas aplicadas no seu território que possam contribuir para restringir indiretamente a formação dos preços grossistas, incluindo a restrição de ofertas relativas à ativação da energia de balanço, os mecanismos de capacidade, as medidas adotadas pelos operadores de redes de transporte, as medidas destinadas a contestar os resultados do mercado ou evitar abusos de posição dominante, ou a definição ineficiente das zonas de ofertas.

5. Se uma entidade reguladora ou outra entidade competente designada tiver identificado uma política ou medida suscetível de restringir a formação dos preços grossistas, deve tomar todas as medidas necessárias para a eliminar ou, se tal não for possível, atenuar o impacto dessa política ou dessas medidas a nível das ofertas. Os Estados-Membros devem apresentar um relatório à Comissão até 5 de janeiro de 2020, que especifica as medidas e ações que tenham tomado ou tencionem tomar.

Artigo 11.o

Valor da energia não distribuída

1. Até 5 de julho de 2020, se tal for requerido para o estabelecimento de uma norma de fiabilidade nos termos do artigo 25. o , as entidades reguladoras ou outras entidades competentes designadas pelos Estados-Membros devem determinar uma única estimativa do valor da energia não distribuída para o seu território. Essa estimativa deve ser disponibilizada ao público. As entidades reguladoras ou outras entidades competentes designadas podem fixar diferentes estimativas de acordo com as zonas de ofertas, quando existe mais do que uma zona de ofertas no seu território. Caso uma zona de ofertas seja constituída por territórios de mais de um Estado-Membro, as entidades reguladoras ou outras entidades competentes designadas fixam um único valor da energia não distribuída para essa zona de ofertas. Para fixar o valor da energia não distribuída, as entidades reguladoras ou outras entidades competentes designadas aplicam a metodologia elaborada nos termos do artigo 23. o , n. o 6.

2. As entidades reguladoras e outras entidades competentes designadas devem atualizar as respetivas estimativas do valor da energia não distribuída, pelo menos de cinco em cinco anos ou antes, quando se verificar uma alteração significativa.

Artigo 12.o

Despacho da produção e resposta da procura

1. O despacho a partir das instalações de produção de energia e a resposta da procura devem ser não discriminatórios, transparentes e, salvo disposição em contrário nos n. os 2 a 6, baseados no mercado.

2. Sem prejuízo dos artigos 107.o, 108.o e 109.o do TFUE, os Estados-Membros devem assegurar que, ao procederem ao despacho das instalações de produção de energia, os operadores de redes devem dar prioridade às instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável, na medida em que a operação segura da rede de eletricidade nacional o permita, com base em critérios transparentes e não discriminatórios e quando essas instalações de produção de energia são: a) Instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável e que têm uma capacidade de produção de eletricidade instalada inferior a 400 kW; ou b) Projetos de demonstração para as tecnologias inovadoras, sujeitos à aprovação pela entidade reguladora, desde que aquela prioridade seja limitada no tempo e na medida necessária para fins de demonstração.

3. Um Estado-Membro pode decidir não aplicar o despacho prioritário às instalações de produção de energia nos termos do n.o 2, alínea a), cujo início de funcionamento ocorreu, pelo menos, seis meses após essa decisão ou aplicar um nível de capacidade mínima inferior ao estabelecido no n.o 2, alínea a), se: a) Os seu mercado intradiário e os seus mercados grossista e de balanço funcionarem bem e forem plenamente acessíveis a todos os participantes no mercado, nos termos do presente regulamento; b) As regras de despacho e de gestão dos congestionamentos são transparentes para todos os participantes no mercado; c) A contribuição nacional dos Estados-Membros para a meta vinculativa global da União referente à quota de energia proveniente de fontes renováveis ao abrigo do artigo 3.o, n.o 2, da Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento e do Conselho ( 3 ) e do artigo 4.o, alínea a), n.o 2, do Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 4 ) é, pelo menos, igual ao resultado da fórmula estabelecida no anexo II do Regulamento (UE) 2018/1999 e a quota de energia de fontes renováveis do Estado-Membro não é inferior aos seus pontos de referência nos termos do artigo 4.o, alínea a), n.o 2, do Regulamento (UE) 2018/1999, ou em alternativa, a quota de energia de fontes renováveis do Estado-Membro no consumo final bruto de eletricidade é de, pelo menos, 50 %; d) O Estado-Membro notificou a derrogação prevista à Comissão, indicando pormenorizadamente a forma como são preenchidas as condições previstas nas alíneas a), b) e c); e e) O Estado-Membro publicou a derrogação prevista, incluindo a fundamentação pormenorizada de concessão dessa derrogação, tendo em devida conta a proteção das informações comercialmente sensíveis sempre que necessário.

Qualquer derrogação deve evitar alterações retroativas em instalações de produção que já beneficiem de prioridade de despacho, não obstante qualquer acordo voluntário entre um Estado-Membro e uma instalação de produção.

Sem prejuízo dos artigos 107.o, 108.o e 109.o do TFUE, os Estados-Membros podem conceder incentivos às instalações elegíveis para despacho prioritário para abandonarem voluntariamente o despacho prioritário.

4. Sem prejuízo dos artigos 107. o , 108. o e 109. o do TFUE, os Estados-Membros podem conceder o despacho prioritário à eletricidade produzida em instalações de produção de energia que utilizam cogeração de elevada eficiência com uma capacidade de eletricidade instalada inferior a 400 kW.

5. Para as instalações de produção de energia que entram em funcionamento a partir de 1 de janeiro de 2026, o n. o 2, alínea a), aplica-se unicamente às instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável e que têm uma capacidade de produção de eletricidade instalada inferior a 200 kW.

6. o , n. o 5, da Diretiva 2012/27/UE ou do artigo 16. o , n. o 2, da Diretiva 2009/28/CE do Parlamento Europeu e do Conselho ( Sem prejuízo dos contratos celebrados antes de 4 de julho de 2019, as instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência que entraram em funcionamento antes de 4 de julho de 2019 e que, quando entraram em funcionamento, foram objeto de despacho prioritário, nos termos do artigo 15., n.5, da Diretiva 2012/27/UE ou do artigo 16., n.2, da Diretiva 2009/28/CE do Parlamento Europeu e do Conselho ( 5 ), devem continuar a beneficiar de despacho prioritário. O despacho prioritário deixa de ser aplicável a partir da data em que a instalação de produção de energia for sujeita a alterações significativas, considerando-se que tal ocorra pelo menos nos casos em que seja necessário um novo acordo de ligação ou haja um aumento da capacidade de produção.

7. O despacho prioritário não deve comprometer o funcionamento seguro da rede de eletricidade, não pode ser utilizado para justificar a redução das capacidades interzonais para além do que está previsto no artigo 16. o e deve basear-se em critérios transparentes e não discriminatórios.

Artigo 13.o

Redespacho

1. O redespacho da produção e o redespacho da resposta da procura devem basear-se em critérios objetivos, transparentes e não discriminatórios. Deve ser aberto a todas as tecnologias de produção, a todo o armazenamento de energia e toda a resposta da procura, incluindo os operadores estabelecidos noutros Estados-Membros, exceto se tal não for tecnicamente viável.

2. Os recursos objeto de redespacho devem ser selecionados entre as instalações de produção, armazenamento de energia ou resposta da procura, por meio de mecanismos baseados no mercado, e devem ser financeiramente compensados. As ofertas de energia de balanço utilizadas para redespacho não fixam o preço da energia de balanço.

3. O redespacho da produção, o armazenamento de energia e o redespacho da resposta da procura não baseados no mercado só podem ser utilizados: a) Quando não existir uma alternativa baseada no mercado; b) Quando todos os recursos baseados no mercado já tiverem sido utilizados; c) Quando o número de instalações de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura para a prestação do serviço disponíveis na zona for insuficiente para garantir uma concorrência efetiva, ou d) Quando a atual situação da rede conduzir de forma tão regular e previsível a congestionamentos, que o redespacho baseado no mercado conduziria a uma oferta estratégica periódica que aumentaria o nível de congestionamento interno e os Estados-Membros em causa tiverem adotado um plano de ação para resolver esses congestionamentos ou garantir que a capacidade mínima disponível para o comércio interzonal esteja de acordo com o artigo 16.o, n.o 8.

4. Os operadores de redes de transporte e os operadores de redes de distribuição pertinentes apresentam relatórios à entidade reguladora competente, pelo menos uma vez por ano, sobre: a) O nível de desenvolvimento e eficácia dos mecanismos de redespacho baseados no mercado para as instalações de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura; b) As razões, os volumes em MWh e o tipo de fonte de produção objeto de redespacho; c) As medidas adotadas para reduzir a necessidade de redespacho descendente de instalações de produção que utilizam fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência no futuro, incluindo os investimentos em digitalização das infraestruturas da rede e em serviços que aumentam a flexibilidade.

A entidade reguladora pertinente deve apresentar um relatório à ACER e publicar uma síntese das informações a que se referem as alíneas a), b) e c) do primeiro parágrafo, em conjunto com recomendações para melhorias, quando necessário.

5. Sem prejuízo dos requisitos relativos à manutenção da fiabilidade e segurança da rede, e com base em critérios transparentes e não discriminatórios definidos pelas entidades reguladoras, os operadores de redes de transporte e os operadores de redes de distribuição devem: a) Garantir a capacidade de as redes de transporte e distribuição enviarem a eletricidade de fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência com o mínimo possível de redespachos. Tal não deve impedir que o planeamento da rede tenha em conta o redespacho limitado quando os operadores de redes de transporte ou os operadores de redes de distribuição puderem demonstrar de forma transparente que tal é mais eficaz do ponto de vista económico e não exceder os 5 % da eletricidade gerada anualmente por instalações que utilizam fontes de energia renovável e que estão ligadas diretamente à respetiva rede, salvo disposição em contrário de um Estado-Membro em que a eletricidade de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável ou por cogeração de elevada eficiência represente mais do que 50 % do consumo final bruto anual de eletricidade; b) Adotar as medidas operacionais adequadas relativamente à rede e ao mercado, a fim de minimizar o redespacho descendente de eletricidade de fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência; c) Assegurar que as suas redes sejam suficientemente flexíveis, de modo a que as possam gerir.

6. Quando se utilizar o redespacho descendente não baseado no mercado, são aplicáveis os seguintes princípios: a) As instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável só devem ser objeto de redespacho descendente se não existir outra alternativa, ou se as outras soluções resultassem em custos significativamente desproporcionados ou riscos graves para a segurança da rede; b) A eletricidade produzida mediante um processo de cogeração de elevada eficiência só pode ser objeto de redespacho descendente quando não existir outra alternativa, à exceção do redespacho descendente de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável, ou se as outras soluções resultassem em custos desproporcionados ou riscos graves para a segurança da rede; c) A eletricidade autogerada proveniente de instalações de produção que utilizam fontes de energia renovável ou cogeração de elevada eficiência que não é enviada para a rede de transporte ou de distribuição não deve ser objeto de redespacho descendente, salvo se não houver outra solução para resolver questões de segurança da rede; d) O redespacho descendente ao abrigo das alíneas a), b) e c) deve ser devidamente justificado e transparente. A justificação deve ser incluída no relatório previsto no n.o 3.

7. Quando se utilizar o redespacho não baseado no mercado, este deve ser objeto de balanço financeira pelo operador do sistema que o solicitou, a favor do operador da instalação de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura objeto do redespacho, exceto no caso dos produtores que aceitaram um acordo de ligação no qual não é garantida a entrega firme de energia. Esse balanço financeiro deve ser pelo menos igual ao maior dos seguintes elementos ou uma combinação de ambos se a aplicação exclusiva do elemento maior conduzir a um balanço injustificadamente baixa ou injustificadamente elevada: a) Os custos de exploração adicionais causados pelo redespacho, tais como o combustível adicional em caso de redespacho ascendente ou o aquecimento de apoio em caso de redespacho descendente das instalações de produção de energia que utilizam a cogeração de elevada eficiência; b) As receitas líquidas obtidas com a venda no mercado para o dia seguinte da eletricidade que a instalação de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura teria gerado sem o redespacho solicitado; nos casos em que seja concedido apoio financeiro a instalações de produção, de armazenamento de energia ou da resposta da procura com base no volume de eletricidade produzida ou consumida, o apoio financeiro que teria sido recebido mas tendo em conta o redespacho solicitado deve ser considerado como parte das receitas líquidas.







CAPÍTULO III

ACESSO À REDE E GESTÃO DE CONGESTIONAMENTOS







SECÇÃO 1

Atribuição de capacidades

Artigo 14.o

Reexame das zonas de ofertas

1. Os Estados-Membros tomam todas as medidas adequadas para dar resposta aos congestionamentos. As fronteiras das zonas de ofertas devem basear-se em congestionamentos estruturais a longo prazo na rede de transporte. As zonas de ofertas não devem conter tais congestionamentos estruturais, a menos que não tenham impacto nas zonas de ofertas vizinhas ou, como isenção temporária, o seu impacto nas zonas de ofertas vizinhas seja atenuado mediante o recurso a medidas de correção e que esses congestionamentos estruturais não conduzam à diminuição da capacidade de comércio interzonal, de acordo com os requisitos do artigo 16. o . A configuração das zonas de ofertas na União deve ser concebida de forma a maximizar a eficiência económica e a maximizar as oportunidades de comércio intrazonal nos termos do artigo 16. o , mantendo simultaneamente a segurança do abastecimento.

2. De três em três anos, a REORT para a Eletricidade deve apresentar um relatório sobre o congestionamento estrutural e outros tipos de congestionamento físico importantes entre as zonas de ofertas e no seu interior, incluindo a sua localização e frequência, nos termos da orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão dos congestionamentos, adotada com base no artigo 18. o , n. o 5, do Regulamento (CE) n. o 714/2009. Desse relatório constará uma avaliação sobre se a capacidade de comércio interzonal atingiu a trajetória linear nos termos do artigo 15. o ou a capacidade mínima nos termos do artigo 16. o do presente regulamento.

3. A fim de assegurar uma configuração ótima das zonas de ofertas, deve efetuar-se um reexame das zonas de ofertas. Esse reexame deve identificar todos os congestionamentos estruturais e incluir uma análise das diferentes configurações das zonas de ofertas de forma coordenada, com o envolvimento das partes interessadas de todos os Estados-Membros pertinentes, de acordo com o processo previsto na orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18. o , n. o 5, do Regulamento (CE) n. o 714/2009. As zonas de ofertas atuais devem ser avaliadas com base na sua capacidade de criar um ambiente de mercado fiável, incluindo uma produção flexível e uma capacidade de carga, o que é crucial para evitar estrangulamentos da rede, equilibrar a procura e a oferta de eletricidade e assegurar a segurança dos investimentos na infraestrutura de rede a longo prazo.

4. Para efeitos do presente artigo e no artigo 15. o do presente regulamento, os termos «Estados-Membros pertinentes», «operadores de redes de transporte» ou «entidades reguladoras» referem-se àqueles que participam no reexame da configuração das zonas de ofertas, bem como os situados na mesma região de cálculo da capacidade de acordo com a orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18. o , n. o 5, do Regulamento (CE) n. o 714/2009.

5. Até 5 de outubro de 2019, todos os operadores de redes de transporte devem apresentar uma proposta de metodologia e pressupostos que serão utilizados no processo de reexame das zonas de ofertas, bem como as configurações alternativas de zonas de ofertas a ter em conta para aprovação pelas entidades reguladoras competentes. As entidades reguladoras competentes tomam uma decisão sobre a proposta por unanimidade num prazo de três meses após a apresentação da proposta. Se as entidades reguladoras não conseguirem chegar a uma decisão por unanimidade sobre a proposta dentro daquele prazo, a ACER deve decidir, num prazo adicional de três meses, sobre a metodologia e os pressupostos, bem como as configurações alternativas de zonas de ofertas avaliadas. A metodologia deve basear-se nos congestionamentos estruturais que se preveja não possam ser ultrapassados nos próximos três anos, tendo em devida conta os progressos tangíveis realizados quanto aos projetos de desenvolvimento de infraestruturas cuja construção esteja prevista para o mesmo período.

6. Com base na metodologia e nos pressupostos aprovados nos termos do n. o 5, os operadores de redes de transporte que participam no reexame das zonas de ofertas devem apresentar uma proposta conjunta aos Estados-Membros pertinentes ou às autoridades competentes sobre a possibilidade de alterar ou manter a configuração das zonas de ofertas, o mais tardar 12 meses após a aprovação da metodologia nos termos do n. o 5. Os outros Estados-Membros, as Partes Contratantes da Comunidade da Energia ou outros países terceiros que partilhem a mesma zona síncrona com qualquer Estado-Membro pertinente podem apresentar as suas observações.

7. Sempre que for identificado um congestionamento estrutural no relatório elaborado nos termos do n. o 2 do presente artigo, ou no reexame das zonas de ofertas nos termos do presente artigo, ou por um ou mais operadores de redes de transporte nas suas zonas de controlo num relatório aprovado pela entidade reguladora competente, o Estado-Membro que identificou o congestionamento estrutural — em cooperação com os seus operadores de redes de transporte — decide, no prazo de 6 meses a contar da receção do relatório, definir planos de ação de âmbito nacional ou multinacional nos termos do artigo 15. o ou reexaminar e alterar a sua configuração de zonas de ofertas. Essas decisões devem ser imediatamente notificadas à Comissão e à ACER.

8. No caso dos Estados-Membros que tenham optado por uma alteração da configuração das zonas de ofertas nos termos do n. o 7, os Estados-Membros em causa devem tomar uma decisão unânime no prazo de seis meses a contar da notificação referida do n. o 7. Outros Estados-Membros podem apresentar comentários aos Estados-Membros pertinentes que os devem ter em conta quando tomam a sua decisão. Essa decisão deve ser fundamentada e notificada à Comissão e à ACER. Caso os Estados-Membros pertinentes não consigam chegar a uma decisão unânime no prazo dos referidos seis meses, devem notificar imediatamente a Comissão. A título de medida de último recurso, a Comissão, após consulta à ACER, adota uma decisão de alterar ou manter a configuração das zonas de ofertas nos Estados-Membros e entre esses Estados-Membros, o mais tardar seis meses após receber essa notificação.

9. Os Estados-Membros e a Comissão devem consultar as partes interessadas antes de adotarem qualquer decisão ao abrigo do presente artigo.

10. Qualquer decisão adotada nos termos do presente artigo deve especificar a data de aplicação de uma alteração. A data de aplicação deve estabelecer um equilíbrio entre a necessidade de celeridade e considerações de ordem prática, incluindo o comércio a prazo de eletricidade. As decisões podem definir disposições transitórias adequadas.

11. Nos casos em que são lançados novos reexames das zonas de ofertas, nos termos da orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18. o , n. o 5, do Regulamento (CE) n. o 714/2009, é aplicável o disposto no presente artigo.

Artigo 15.o

Planos de ação

1. Na sequência da decisão tomada nos termos do artigo 14. o , n. o 7, o Estado-Membro que identificou um congestionamento estrutural deve elaborar um plano de ação em cooperação com a respetiva entidade reguladora. Esses planos de ação devem prever um calendário concreto para a adoção de medidas tendentes a reduzir os congestionamentos estruturais identificados no prazo de quatro anos após a adoção da decisão nos termos do artigo 14. o , n. o 7.

2. Independentemente dos progressos concretos alcançados no plano de ação, os Estados-Membros devem garantir que, sem prejuízo das derrogações concedidas ao abrigo do artigo 16. o , n. o 9 ou dos desvios ao abrigo do artigo 16. o , n. o 3, as capacidades comerciais interzonais sejam aumentadas todos os anos até que nível mínimo de capacidade previsto no artigo 16. o , n. o 8, seja alcançado. Esse nível mínimo de capacidade deve ser alcançado até 31 de dezembro de 2025.

O referido aumento anual deve ser alcançado através de uma trajetória linear. O ponto de partida desta trajetória deve consistir na capacidade atribuída nessa fronteira ou o elemento crítico da rede no ano anterior à adoção do plano de ação, ou na média da capacidade durante os três anos anteriores à adoção do plano de ação, consoante o valor mais elevado. O Estado-Membro deve assegurar que, durante o período em que esteja a executar o seu plano de ação, a capacidade disponibilizada para as transações interzonais nos termos do artigo 16.o, n.o 8, seja pelo menos igual aos valores da trajetória linear, nomeadamente utilizando medidas corretivas na região de cálculo da capacidade.

3. Os custos das medidas de correção necessárias para alcançar a trajetória linear previstos no n. o 2 ou para disponibilizar capacidade interzonal nas fronteiras pertinentes ou nos elementos críticos da rede em que o plano de ação toca devem ser suportados pelo Estado-Membro ou pelos Estados-Membros que executam o plano de ação.

4. Anualmente, durante a execução do plano de ação e no prazo de seis meses a contar do fim da vigência do plano de ação, os operadores de redes de transporte pertinentes devem avaliar se, no período dos últimos 12 meses, a capacidade transfronteiriça disponível atingiu a trajetória linear ou se, a partir de 1 de janeiro de 2026, os níveis mínimos de capacidade previstos no artigo 16. o , n. o 8, foram alcançados. Os operadores de redes de transporte pertinentes devem apresentar a sua avaliação à ACER e às entidades reguladoras relevantes. Antes de elaborar o relatório, cada operador da rede de transporte envia à sua entidade reguladora, para aprovação, a sua contribuição para os relatórios, incluindo todos os dados relevantes.

5. No caso dos Estados-Membros relativamente aos quais a avaliação nos termos do n. o 4 revelar que um operador da rede de transporte não cumpriu a trajetória linear, estes Estados-Membros devem chegar a uma decisão unânime, no prazo de seis meses a contar da receção do relatório de avaliação referida no n. o 4, sobre se vão alterar ou manter a configuração da zona de ofertas nos e entre esses Estados-Membros. Ao tomar tal decisão, os Estados-Membros pertinentes devem ter em conta comentários apresentados por outros Estados-Membros. A decisão tomada pelos Estados-Membros pertinentes deve ser fundamentada e notificada à Comissão e à ACER.

Caso os Estados-Membros pertinentes não consigam chegar a uma decisão unânime no prazo previsto, devem notificar imediatamente a Comissão. A título de medida de último recurso e o mais tardar seis meses após receber essa notificação, a Comissão, após consulta à ACER e às partes interessadas, adota uma decisão de alterar ou manter a configuração das zonas de ofertas nos e entre esses Estados-Membros.

6. Seis meses antes do fim da vigência do plano de ação, os Estados-Membros que identificaram congestionamentos estruturais decidem se resolvem os congestionamentos que subsistam por via da alteração da sua zona de oferta, ou se resolvem os congestionamentos internos que subsistam com ações de correção a seu cargo.

7. Quando um congestionamento estrutural tiver sido identificado nos termos do artigo 14. o , n. o 7, mas nenhum plano de ação tiver sido definido no prazo de seis meses, os operadores de redes de transporte pertinentes avaliam — no prazo de doze meses após o congestionamento estrutural ter sido identificado — se a capacidade transfronteiriça disponível atingiu o seu nível mínimo de capacidade previsto no artigo 16. o , n. o 8, para o período dos últimos 12 meses, e apresentam um relatório de avaliação as entidades reguladoras relevantes e a ACER.

Antes da elaboração do relatório, o operador da rede de transporte enviará à sua entidade reguladora, para aprovação, a sua contribuição para o relatório, incluindo todos os dados relevantes. No caso de a avaliação demonstrar que um operador da rede de transporte não cumpriu o nível mínimo de capacidade, é aplicável o processo de decisão previsto no n.o 5 do presente artigo.

Artigo 16.o

Princípios gerais da atribuição de capacidades e gestão dos congestionamentos

1. Para os problemas de congestionamento da rede, devem ser encontradas soluções não discriminatórias baseadas no mercado, que forneçam sinais económicos eficazes aos participantes no mercado e aos operadores de redes de transporte em causa. Os problemas de congestionamento da rede devem ser resolvidos através de métodos não baseados em transações, ou seja, métodos que não impliquem uma seleção entre os contratos dos diversos participantes no mercado. Ao tomar medidas operacionais para assegurar que a rede de transporte permanece no estado normal, o operador da rede de transporte deve ter em conta o efeito dessas medidas em zonas de controlo vizinhas e coordenar essas medidas com outros operadores de redes de transporte, tal como previsto no Regulamento (UE) 2015/1222.

2. Os procedimentos de restrição das transações devem ser utilizados apenas em situações de emergência em que os operadores de redes de transporte tenham de agir de forma expedita e não sejam possíveis o redespacho ou as trocas compensatórias. Qualquer procedimento deve ser aplicado de modo não discriminatório. Salvo em casos de força maior, os participantes no mercado aos quais tenha sido atribuída capacidade devem ser indemnizados por eventuais restrições.

3. Os centros de coordenação regional devem efetuar o cálculo coordenado da capacidade nos termos dos n. os 4 e 8 do presente artigo, previsto no artigo 37. o , n. o 1, alínea a), nos termos dos n. os 3 e 7, e no artigo 42. o , n. o 1.

Os centros de coordenação regional devem calcular capacidades interzonais que respeitem os limites de segurança operacional com recurso a dados dos operadores de redes de transporte, incluindo informação sobre a disponibilidade técnica de medidas corretivas, exceto a limitação de carga. Se os centros de coordenação regional concluírem que essas medidas corretivas disponíveis na região de cálculo da capacidade ou entre regiões de cálculo da capacidade não são suficientes para atingir a trajetória linear nos termos do artigo 15.o, n.o 2, ou os níveis mínimos de capacidade previsto no n.o 8 do presente artigo, respeitando os limites de segurança operacional, podem, como medida de último recurso, estabelecer ações coordenadas que reduzam as capacidades interzonais nesse sentido. Os operadores de redes de transporte podem desviar-se de ações coordenadas no que se refere ao cálculo da capacidade coordenada e à análise de segurança coordenada, mas só nos termos do artigo 42.o, n.o 2.

Até 3 meses após a data de entrada em vigor dos centros de coordenação regionais nos termos do artigo 35.o, n.o 2 do presente regulamento, e, posteriormente, uma vez por trimestre apresentam um relatório às entidades reguladoras competentes e à ACER sobre as reduções de capacidade ou desvios de ações de coordenação nos termos do segundo parágrafo e avaliam as incidências e fazem recomendações, se necessário, sobre a forma de evitar tais desvios no futuro. Se a ACER concluir que os requisitos prévios para um desvio nos termos do presente número não foram cumpridos ou têm natureza estrutural, a ACER apresenta um parecer às entidades reguladoras pertinentes e à Comissão. As entidades reguladoras competentes devem tomar as medidas adequadas contra os operadores de redes de transporte ou os centros de coordenação regionais, nos termos dos artigos 59.o ou 62.o da Diretiva (UE) 2019/944, se os pré-requisitos para esse desvio nos termos do presente número não tiverem sido cumpridos.

Os desvios de natureza estrutural são abordados no plano de ação nos termos do artigo 14.o, n.o 7, ou numa atualização de um plano de ação existente.

4. O nível máximo de capacidade das interligações e das redes de transporte afetadas pela capacidade transfronteiriça deve ser posto à disposição dos participantes no mercado que respeitem os padrões de segurança do funcionamento da rede. As trocas compensatórias e o redespacho, incluindo o redespacho transfronteiriço, devem ser utilizados para maximizar as capacidades disponíveis, a fim de atingir os níveis mínimos de capacidade nos termos do n. o 8. É aplicado um processo coordenado e não discriminatório de ações corretivas transfronteiriças que permita aquela utilização, na sequência da implementação da metodologia de partilha de custos por meio de redespacho e de trocas compensatórias.

5. A atribuição de capacidades será efetuada por licitação explícita ou leilões implícitos, tanto em termos de capacidade como de energia. Ambos os métodos podem coexistir na mesma interligação. Para as transações intradiárias deve ser utilizado um regime contínuo, que pode ser complementado através de leilões.

6. Em caso de congestionamento, vencerão as ofertas de capacidade de rede válidas de valor mais elevado, que ofereçam implícita ou explicitamente o valor mais elevado para a capacidade de transporte (escassa) dentro de um determinado prazo. Com exceção das novas interligações que beneficiam de uma isenção ao abrigo do artigo 7. o do Regulamento (CE) n. o 1228/2003, do artigo 17. o do Regulamento (CE) n. o 714/2009 ou do artigo 63. o do presente regulamento, não é permitido estabelecer bases de licitação nos métodos de atribuição de capacidade.

7. A capacidade será livremente transacionável a nível secundário, desde que o operador da rede de transporte seja informado com a antecedência suficiente. Quando o operador da rede de transporte recusar uma eventual transação secundária, tal facto deve ser comunicado e explicado com clareza e transparência a todos os participantes no mercado pelo operador da rede de transporte e notificado à entidade reguladora.

8. Os operadores de redes de transporte não devem limitar o volume de capacidade de interligação a disponibilizar a participantes no mercado para resolverem congestionamentos no seio das suas próprias zonas de ofertas, ou como meio de gerir os fluxos resultantes de transações internas para zonas de ofertas. Sem prejuízo da aplicação das derrogações nos termos dos n.os 3 e 9 do presente artigo e em aplicação do artigo 15.o, n.o 2, considera-se cumprido o disposto no presente número se forem atingidos os seguintes níveis mínimos de capacidade disponível para o comércio interzonal: a) Para fronteiras que utilizam uma abordagem baseada na capacidade líquida coordenada de transporte, a capacidade mínima será de 70 % da capacidade de transporte, respeitando os limites de segurança operacional após dedução de emergências, tal como determinado nos termos da orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009; b) Para fronteiras que utilizam uma abordagem baseada nos fluxos, o nível mínimo de capacidade deve corresponder a uma margem fixada no processo de cálculo da capacidade disponível para fluxos induzidos pelo intercâmbio interzonal. A margem será de 70 % da capacidade, respeitando os limites de segurança operacional dos elementos críticos da rede internos ou interzonais, tendo em conta as emergências, tal como determinado nos termos da orientação relativa à atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos, adotada com base no artigo 18.o, n.o 5, do Regulamento (CE) n.o 714/2009.

A quantidade total de 30 % pode ser utilizada para margens de fiabilidade, fluxos circulares e fluxos internos de cada um dos elementos críticos da rede.

9. A pedido dos operadores de redes de transporte de uma região de cálculo da capacidade, as entidades reguladoras competentes podem conceder uma derrogação ao disposto no n. o 8 por razões previsíveis, sempre que tal seja necessário para manter a segurança operacional. Essas derrogações, que não podem estar relacionadas com o deslastre das capacidades já atribuídas nos termos do n. o 2, são concedidas um ano de cada vez ou até dois anos no máximo, desde que a derrogação diminua consideravelmente após o primeiro ano. As derrogações adotadas são limitadas ao estritamente necessário para manter a segurança nacional devem evitar as discriminações entre transações internas e interzonais.

Antes de conceder uma derrogação, a entidade reguladora em questão deve consultar as entidades reguladoras dos outros Estados-Membros que fazem parte de uma região afetada pelo cálculo da capacidade. Se uma entidade reguladora não concordar com a proposta de derrogação, a ACER decide se a derrogação deve ser concedida nos termos do artigo 6.o, n.o 10, alínea a), do Regulamento (UE) 2019/942. A justificação e os motivos da derrogação são publicados.

Quando uma derrogação for concedida, os operadores de redes de transporte devem elaborar e publicar a metodologia e os projetos que proporcionam uma solução a longo prazo para a questão na base da derrogação. A derrogação termina quando o prazo for atingido ou quando a solução for aplicada, consoante o que ocorrer primeiro.

10. Dentro de um prazo razoável antes do período de funcionamento relevante, os participantes no mercado devem informar os operadores de redes de transporte em causa da sua intenção de utilizar ou não a capacidade atribuída. A capacidade atribuída que não for utilizada deve ser reatribuída ao mercado, de forma aberta, transparente e não discriminatória.

11. Os operadores de redes de transporte devem, na medida do tecnicamente possível, fazer a liquidação das necessidades de capacidade de fluxos de energia em sentido oposto nas linhas de interligação congestionadas, a fim de utilizar essas linhas na sua capacidade máxima. Tendo plenamente em conta a segurança da rede, não devem ser recusadas transações que aliviem o congestionamento.

12. As consequências financeiras do incumprimento das obrigações decorrentes da atribuição de capacidade recairão sobre os operadores de redes de transporte ou sobre os responsáveis por esse incumprimento. Se os participantes no mercado não utilizarem a capacidade que lhes compete ou, no caso de capacidade explicitamente licitada, não transacionarem a capacidade a nível secundário ou não a devolverem em devido tempo, esses participantes no mercado perderão os direitos a essa capacidade e pagarão uma taxa que reflita os custos. As taxas em função dos custos, imputadas por não utilização de capacidade, serão justificadas e proporcionadas. Se não cumprir a sua obrigação fornecer capacidade firme de transporte, um operador das redes de transporte terá de compensar o participante no mercado pela perda dos direitos de capacidade. Para este efeito, não serão tidas em conta perdas derivadas. Os conceitos e métodos fundamentais para determinar as responsabilidades decorrentes do incumprimento de obrigações serão definidos com antecedência no que respeita às consequências financeiras e sujeitos a reexame pela entidade reguladora competente.

13. Ao repartir os custos das medidas de correção entre os operadores de redes de transporte, as entidades reguladoras devem analisar até que ponto os fluxos resultantes de transações internas a zonas de ofertas contribuem para o congestionamento que se verifica entre duas zonas de ofertas observadas e devem repartir os custos com base na contribuição para o congestionamento entre os operadores de redes de transporte das zonas de ofertas que criam esses fluxos, com exceção dos custos decorrentes dos fluxos resultantes de transações internas a zonas de ofertas que sejam inferiores ao nível que poderia ser esperado sem congestionamentos estruturais numa zona de ofertas.

Esse nível deve ser analisado e definido conjuntamente por todos os operadores de redes de transporte duma região de cálculo da capacidade para cada fronteira da zona de ofertas respetiva, devendo ser aprovado por todas as entidades reguladoras da região de cálculo da capacidade.

Artigo 17.o

Atribuição de capacidade interzonal nos diferentes períodos de operação

1. Os operadores de redes de transporte devem recalcular a capacidade interzonal disponível pelo menos depois do acoplamento dos mercados para o dia seguinte e após a hora de encerramento do mercado intradiário interzonal. Os operadores de redes de transporte devem atribuir a capacidade interzonal disponível, bem como a eventual capacidade interzonal remanescente ainda não atribuída e a eventual capacidade interzonal libertada por titulares de direitos de transporte físico proveniente de atribuições anteriores, no próximo processo de atribuição de capacidade interzonal.

2. Os operadores de redes de transporte devem definir uma estrutura adequada para a atribuição de capacidade interzonal nos diferentes períodos de operação, incluindo os períodos do dia seguinte, intradiários e de balanço. Essa estrutura de atribuição será sujeita a reexame pelas entidades reguladoras competentes. Ao elaborarem a sua proposta, os operadores de redes de transporte devem ter em conta: a) As características dos mercados; b) As condições de funcionamento da rede de eletricidade, como as implicações de compensar operações programadas firmes; c) O nível de harmonização das percentagens atribuídas a períodos diferentes e os períodos adotados para os diferentes mecanismos de atribuição de capacidade interzonal já existentes.

3. Sempre que estiver disponível capacidade interzonal após a hora de encerramento do mercado interzonal intradiário, os operadores de redes de transporte devem utilizar essa capacidade interzonal para o intercâmbio de energia de balanço ou para o funcionamento do processo de liquidação de desvios.

4. Quando a capacidade interzonal é atribuída para a troca de capacidade de balanço ou partilha de reservas nos termos do artigo 6. o , n. o 8 do presente regulamento, os operadores de redes de transporte devem utilizar as metodologias desenvolvidas na orientação-quadro sobre a balanço de eletricidade adotada com base no artigo 6. o , n. o 11, do Regulamento (CE) n. o 714/2009.

5. Os operadores de redes de transporte não devem aumentar a margem de fiabilidade calculada nos termos do Regulamento (UE) 2015/1222, devida ao intercâmbio de capacidade de balanço ou à partilha de reservas.







SECÇÃO 2

Tarifas de rede e receitas provenientes dos congestionamentos

Artigo 18.o

Tarifas de acesso às redes, utilização de redes e reforço

1. As tarifas de acesso às redes aplicadas pelos operadores de redes, incluindo tarifas de ligação às redes, de utilização das redes e, quando aplicável, tarifas de reforço relacionadas com redes, devem refletir os custos, ser transparentes, ter em conta a necessidade de segurança e flexibilidade da rede e refletir os custos realmente suportados, na medida em que estes correspondam aos de um operador da rede eficiente e estruturalmente comparável, e ser aplicadas de forma não discriminatória. Essas tarifas não devem incluir custos não relacionados que apoiem objetivos políticos não relacionados.

Sem prejuízo do artigo 15.o, n.os 1 e 6, e dos critérios previstos no anexo XI da Diretiva 2012/27/UE, o método utilizado para determinar as tarifas de rede deve apoiar de forma neutra a eficiência global do sistema a longo prazo, através de sinais de preços para os clientes e produtores e, em especial, ser aplicado de forma que não discrimine, positiva ou negativamente, entre a produção ligada à distribuição e a produção ligada ao transporte. As tarifas de rede não devem discriminar, positiva ou negativamente, o armazenamento e a agregação de energia, nem criar desincentivos à produção e ao consumo próprios nem à participação na resposta da procura. Sem prejuízo do disposto no n.o 3 do presente artigo, as referidas tarifas não devem ser em função da distância.

2. As metodologias tarifárias devem conceder incentivos adequados e refletir os custos fixos dos operadores de redes de transporte e dos operadores de redes de distribuição, quer a curto, quer a longo prazo, para aumentar as eficiências, incluindo a eficiência energética, promover a integração do mercado e a segurança do abastecimento, apoiar os investimentos eficientes e as atividades de investigação conexas, bem como facilitar a inovação no interesse do consumidor em áreas como a digitalização e os serviços e interligações de flexibilidade.

3. Quando adequado, o nível das tarifas aplicadas aos produtores ou clientes finais, ou ambos, deve fornecer sinais de localização a nível da União e ter em conta as perdas e os congestionamentos provocados na rede, bem como os custos de investimento em infraestruturas.

4. Na definição das tarifas de acesso à rede, devem ser tidos em conta os seguintes elementos: a) Os pagamentos e receitas resultantes do mecanismo de balanço entre operadores de redes de transporte; b) Os montantes efetivamente pagos e recebidos, bem como os montantes dos pagamentos previstos para períodos futuros, estimados com base em períodos anteriores.

5. A definição das tarifas de acesso à rede aplica-se sem prejuízo da tarifação resultante da gestão dos congestionamentos a que se refere o artigo 16. o .

6. Não deve ser aplicada qualquer tarifa de rede específica às transações interzonais de eletricidade.

7. As tarifas de distribuição devem refletir os custos tendo em conta a utilização da rede de distribuição pelos utilizadores da rede, incluindo os clientes ativos, podem conter elementos relacionados com a capacidade de ligação à rede e podem ser diferenciadas com base nos perfis de produção ou de consumo dos utilizadores da rede. Nos casos em que os Estados-Membros tenham implantado sistemas de contador inteligente, as entidades reguladoras devem ponderar a aplicação de tarifas de rede diferenciadas em função do período do dia, ao fixar ou aprovar as tarifas de transporte e distribuição ou as suas metodologias nos termos do artigo 59. o da Diretiva (UE) 2019/944 e, se for caso disso, podem ser introduzidas tarifas de rede diferenciadas em função do período do dia, refletindo a utilização da rede de forma transparente, eficiente em termos de custos e previsível para o cliente final.

8. As metodologias tarifárias de distribuição devem proporcionar incentivos aos operadores de redes de distribuição com vista à máxima eficiência em termos de custos no funcionamento e desenvolvimento das suas redes, designadamente através da contratação de serviços. Para o efeito, as entidades reguladoras devem reconhecer como elegíveis e incluir os custos relevantes nas tarifas de distribuição e podem introduzir objetivos de desempenho para incentivar os operadores de redes de distribuição a aumentar a eficiência das suas redes, incluindo mediante a eficiência energética, a flexibilidade e o desenvolvimento de redes inteligentes e de sistemas de contadores inteligentes.

9. Até 5 de outubro de 2019, a fim de atenuar o risco de fragmentação do mercado, a ACER apresenta um relatório sobre boas práticas em matéria de metodologias de tarifas de transporte e distribuição, tendo em conta as especificidades nacionais. Esse relatório sobre boas práticas deve incidir, no mínimo, sobre: a) O rácio das tarifas aplicadas aos produtores e das tarifas aplicadas aos clientes finais; b) Os custos a recuperar pelas tarifas; c) As tarifas de rede diferenciadas em função do período do dia; d) Os sinais de localização; e) A relação entre as tarifas de transporte e as tarifas de distribuição; f) Os métodos para garantir a transparência na definição e estrutura das tarifas; g) Os grupos de utilizadores da rede sujeitos a tarifas, incluindo, se for caso disso, as suas características, formas de consumo e eventuais isenções de tarifas; h) As perdas nas redes de alta, média e baixa tensão.

A ACER deve atualizar o relatório sobre boas práticas, pelo menos, de dois em dois anos.

10. As entidades reguladoras devem ter em conta o relatório sobre boas práticas ao fixarem ou aprovarem de tarifas de transporte e tarifas de distribuição ou as suas metodologias nos termos do artigo 59. o da Diretiva (UE) 2019/944.

Artigo 19.o

Receitas de congestionamentos

1. Os procedimentos de gestão dos congestionamentos associados a um período de operação previamente especificado só podem gerar receitas na eventualidade de congestionamentos que ocorram nesse período, com exceção das novas interligações que beneficiem de isenção ao abrigo do artigo 63. o do presente regulamento, do artigo 17. o do Regulamento (CE) n. o 714/2009 ou do artigo 7. o do Regulamento (CE) n. o 1228/2003. O procedimento para distribuição das receitas será sujeito a reexame pelas entidades reguladoras e não poderá falsear o processo de atribuição a favor de um determinado requerente de capacidade ou energia nem desincentivar a redução do congestionamento.

2. No que respeita às receitas provenientes da atribuição de capacidades interzonais são prioritários os seguintes objetivos: a) Garantia da efetiva disponibilidade da capacidade atribuída, incluindo balanço pela firmeza; ou b) Manter ou aumentar as capacidades interzonais através da otimização do uso de interligações existentes por meio de medidas corretivas coordenadas, se for caso disso; ou cobrindo os custos resultantes de investimentos na rede relevantes para reduzir o congestionamento das interligações.

3. Nos casos em que os objetivos prioritários estabelecidos no n. o 2 sejam atingidos adequadamente, as receitas podem ser utilizadas como rendimento a ter em conta pelas entidades reguladoras nacionais quando aprovam a metodologia de cálculo das tarifas de rede ou quando fixam tarifas da rede, ou ambas. As receitas remanescentes devem ser colocadas numa linha de conta interna separada até ao momento de poderem ser utilizadas para as finalidades enunciadas no n. o 2.

4. A utilização das receitas nos termos do n. o 2, alíneas a) ou b), fica sujeita a uma metodologia proposta pelos operadores de redes de transporte em consulta com as entidades reguladoras e as partes interessadas e aprovada pela ACER. Os operadores de redes de transporte apresentam a metodologia proposta à ACER até 5 de julho de 2020 e a ACER deve decidir sobre a metodologia proposta num prazo de seis meses após a receção da mesma.

A ACER pode solicitar aos operadores de redes de transporte que alterem ou atualizem a metodologia referida no primeiro parágrafo. A ACER decide sobre a metodologia alterada ou atualizada no prazo máximo de seis meses a contar da sua apresentação.

A metodologia deve especificar, no mínimo, as condições em que as receitas podem ser utilizadas para os fins referidos no n.o 2, as condições em que essas receitas podem ser colocadas numa rubrica contabilística interna separada para utilização futura nesses objetivos e o período durante o qual essas receitas podem ser colocadas na referida rubrica contabilística

5. Os operadores de redes de transporte devem definir, antecipadamente e de forma clara, a forma como as receitas associadas aos congestionamentos serão utilizadas, e apresentar relatórios à entidades reguladoras sobre a utilização efetivamente dada a essas receitas. Até 1 de março de cada ano, as entidades reguladoras devem informar a ACER e devem publicar um relatório indicando o seguinte: a) As receitas cobradas no período de 12 meses que termina em 31 de dezembro do ano anterior; b) O modo como essas receitas foram utilizadas, nos termos do n.o 2, incluindo os projetos específicos em que foram utilizadas e o montante colocado na rubrica contabilística separada; c) O montante utilizado para efeitos de cálculo das tarifas de rede; e d) A verificação de que o montante referido na alínea c) respeita o disposto no presente regulamento e a metodologia desenvolvida nos termos dos n.os 3 e 4.

Caso algumas das receitas de congestionamento sejam utilizadas para efeitos de cálculo das tarifas de rede, o relatório deve indicar de que forma os operadores de redes de transporte cumpriram os objetivos prioritários previstos no n.o 2, se aplicável.







CAPÍTULO IV

ADEQUAÇÃO DOS RECURSOS

Artigo 20.o

Adequação dos recursos no mercado interno da eletricidade

1. Os Estados-Membros devem monitorizar a adequação dos recursos no seu território com base na avaliação europeia da adequação dos recursos nos termos do artigo 23. o . A fim de complementar a avaliação europeia da adequação dos recursos, os Estados-Membros podem, além disso, efetuar avaliações nacionais da adequação dos recursos nos termos do artigo 24. o .

2. Quando a avaliação europeia da adequação dos recursos referida no artigo 23. o ou a avaliação nacional da adequação dos recursos referida no artigo 24. o identificar um problema de adequação dos recursos, o Estado-Membro em causa deve identificar todas as distorções regulamentares ou falhas de mercado que causam ou contribuem para essa situação.

3. Os Estados-Membros com problemas de adequação dos recursos identificados devem desenvolver e publicar um plano de execução, com um calendário para a adoção de medidas destinadas a eliminar as eventuais distorções regulamentares ou falhas de mercado identificadas como parte do processo de auxílios estatais. Ao procurarem resolver o problema de adequação dos recursos, os Estados-Membros devem, em especial, ter em conta os princípios enunciados no artigo 3.o e devem ponderar: a) Suprimir as distorções regulamentares; b) Eliminar os preços máximos, nos termos do artigo 10.o; c) Introduzir uma função de fixação de preços de escassez para a energia de balanço, tal como referido no artigo 44.o, n.o 3, do Regulamento (UE) 2017/2195; d) Reforçar a interligação e a capacidade de rede interna, com vista a atingir, pelo menos, os seus objetivos de interligação referidos no artigo 4.o, alínea d), ponto 1, do Regulamento (UE) 2018/1999; e) Permitir a produção própria, o armazenamento de energia, as medidas do lado da procura e a eficiência energética através da adoção de medidas destinadas a eliminar distorções regulamentares identificadas; f) Garantir que a contratação de balanço e de serviços de sistema seja eficaz do ponto de vista económico e baseada no mercado; g) Eliminar a fixação dos preços, quando exigido pelo artigo 5.o da Diretiva (UE) 2019/944.

4. Os Estados-Membros em causa devem transmitir os seus planos de execução à Comissão para reexame.

5. A Comissão emite um parecer, no prazo de quatro meses a contar da receção do plano de execução, indicando se as medidas são suficientes para eliminar as distorções regulamentares ou deficiências de mercado que foram identificadas nos termos do n. o 2 e pode convidar os Estados-Membros a alterarem o plano de execução nesse sentido.

6. Os Estados-Membros em causa devem acompanhar a aplicação do plano de execução e publicar os resultados dessa verificação num relatório anual submetendo-o à Comissão.

7. A Comissão deve emitir um parecer indicando se os planos de execução foram suficientemente implementados e se foi resolvido o problema de adequação dos recursos.

8. Os Estados-Membros devem continuar a aplicar o plano de execução após ser resolvido o problema de adequação dos recursos identificados.

Artigo 21.o

Princípios gerais dos mecanismos de capacidade

1. Para resolver os problemas de adequação dos recursos remanescentes, os Estados-Membros podem introduzir mecanismos de capacidade, como último recurso e aplicando simultaneamente as medidas previstas no artigo 20. o , n. o 3 do presente regulamento, e em conformidade com os artigos 107. o , 108. o e 109. o do TFUE.

2. Antes de introduzir os mecanismos de capacidade, os Estados-Membros em causa devem realizar um estudo exaustivo relativo aos possíveis efeitos desses mecanismos sobre os Estados-Membros vizinhos, através de consultas, no mínimo, com os Estados-Membros vizinhos com os quais têm uma ligação de rede direta e com as partes interessadas desses Estados-Membros.

3. Os Estados-Membros devem avaliar se um mecanismo de capacidade sob a forma de reserva estratégica pode responder aos problemas de adequação de recursos. Se tal não for o caso, os Estados-Membros podem introduzir outro tipo de mecanismo de capacidade.

4. Os Estados-Membros não podem aplicar mecanismos de capacidade se a avaliação europeia da adequação dos recursos e a avaliação nacional da adequação dos recursos — ou, na ausência de uma avaliação nacional da adequação dos recursos, a avaliação europeia da adequação dos recursos — não tiverem identificado problemas de adequação dos recursos.

5. Os Estados-Membros não podem aplicar mecanismos de capacidade antes de o plano de execução detalhado a que se refere o artigo 20. o , n. o 3, ser objeto dum parecer da Comissão, tal como referido no artigo 20. o , n. o 5.

6. Se um Estado-Membro aplicar um mecanismo de capacidade, deve reexaminar esse mecanismo de capacidade e garantir que não sejam celebrados novos contratos ao abrigo desse mecanismo se a avaliação europeia da adequação dos recursos e a avaliação nacional da adequação dos recursos — ou, na ausência de uma avaliação nacional da adequação dos recursos, a avaliação europeia da adequação dos recursos — não tiverem identificado um problema de adequação dos recursos ou se o plano de execução referido no artigo 20. o , n. o 3, não tiver sido alvo de um parecer, tal como referido no artigo 20. o , n. o 5.

7. Ao conceberem os mecanismos de capacidade, os Estados-Membros devem incluir uma disposição que permita a supressão administrativa gradual eficaz do mecanismo de capacidade se não forem celebrados novos contratos ao abrigo do n. o 6 durante três anos consecutivos.

8. Os mecanismos de capacidade devem ser temporários. Devem ser aprovados pela Comissão por um período não superior a 10 anos. Devem ser gradualmente eliminados, ou deve ser reduzido o volume das capacidades afetadas, com base no plano de execução previsto no artigo 20. o . Os Estados-Membros devem continuar a aplicar o plano de execução após a introdução do mecanismo de capacidade.

Artigo 22.o

Princípios para a conceção dos mecanismos de capacidade

1. Os mecanismos de capacidade: a) Devem ser temporários; b) Não devem criar distorções desnecessárias no mercado nem limitar o comércio interzonal; c) Não devem ir além do necessário para resolver o problema de adequação a que se refere o artigo 20.o; d) Devem selecionar os fornecedores de capacidade através de um processo transparente, não discriminatório e concorrencial; e) Devem proporcionar incentivos aos fornecedores de capacidade, para que estejam disponíveis em possíveis alturas de pressão sobre o sistema; f) Devem assegurar que a remuneração seja determinada através de um processo concorrencial; g) Devem estabelecer as condições técnicas para a participação de fornecedores de capacidade antes do processo de seleção; h) Devem ser abertos à participação de todos os recursos, incluindo o armazenamento de energia e a gestão do lado da procura, suscetíveis de assegurar o desempenho técnico necessário; i) Devem aplicar sanções adequadas aos fornecedores de capacidade que não estejam disponíveis em situações de pressão sobre o sistema;

2. Os princípios para a conceção das reservas estratégicas devem cumprir os seguintes requisitos: a) Quando um mecanismo de capacidade corresponde a uma reserva estratégica, os recursos desta só devem ser despachados se os operadores de redes de transporte estiverem em risco de esgotar os seus recursos de balanço para estabelecer um equilíbrio entre a oferta e a procura; b) Durante os períodos de liquidação de desvios em que os recursos da reserva estratégica são despachados, os desvios no mercado são fixados, pelo menos, pelo valor da energia não distribuída/por um valor superior ao limite técnico do preço intradiário a que se refere o artigo 10.o, n.o 1, consoante o que for mais elevado; c) O rendimento da reserva estratégica após o despacho é atribuído aos agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios através do mecanismo de liquidação de desvios; d) Os recursos que fazem parte da reserva estratégica não são remunerados através dos mercados grossistas de eletricidade nem dos mercados de balanço; e) Os recursos da reserva estratégica são mantidos fora do mercado pelo menos durante o período contratual.

Este requisito a que se refere a alínea a) do primeiro parágrafo não deve impedir que sejam ativados recursos antes do despacho efetivo, a fim de respeitar os condicionalismos inerentes à variação de carga, bem como os requisitos de funcionamento dos recursos. O rendimento da reserva estratégica durante a ativação não é atribuído a grupos de balanço através dos mercados grossistas nem modifica os seus desvios.

3. Para além dos requisitos estabelecidos no n.o 1, os mecanismos de capacidade que não sejam reservas estratégicas devem: a) Ser construídos de modo a garantir que o preço pago pela disponibilidade tende automaticamente para zero, quando se esperar que o nível de capacidade fornecida seja adequado para responder ao nível de capacidade procurada; b) Remunerar os recursos participantes apenas pela sua disponibilidade e garantir que a remuneração não afeta a decisão do fornecedor de capacidade de produzir ou não; c) Garantir que as obrigações de capacidade são transferíveis entre fornecedores de capacidade elegíveis.

4. Os mecanismos de capacidade devem incluir os seguintes requisitos em matéria de limites de emissões de CO2: a) A partir de 4 de julho de 2019, o mais tardar, as capacidades de geração cuja produção comercial tenha tido início nessa data ou após essa data e que emitam mais de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade, não devem ser integradas nem recebem pagamentos ou compromissos de futuros pagamentos no âmbito de um mecanismo de capacidade; b) A partir de 1 de julho de 2025, o mais tardar, as capacidades de geração cuja produção comercial tenha tido início antes de 4 de julho de 2019 e que emitam mais de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade e mais de 350 kg de CO2 provenientes de combustíveis fósseis em média por ano por kW instalado não devem ser integradas nem recebem pagamentos ou compromissos de futuros pagamentos no âmbito de um mecanismo de capacidade.

O limite de emissão de 550 g de CO2 provenientes de combustíveis fósseis por cada kWh de eletricidade e o limite de 350 kg de CO2 provenientes de combustíveis fósseis em média por ano por kW instalado e referido nas alíneas a) e b) do primeiro parágrafo devem ser calculados com base na eficiência de conceção da unidade de produção, ou seja, o rendimento líquido em capacidade nominal e sob normas relevantes previstas pela Organização Internacional de Normalização.

Até 5 de janeiro de 2020, a ACER publica um parecer com orientações técnicas sobre o cálculo dos valores referidos no primeiro parágrafo.

5. Os Estados-Membros que apliquem mecanismos de capacidade em 4 de julho de 2019 devem adaptar os seus mecanismos para dar cumprimento ao disposto no Capítulo 4 sem prejuízo dos compromissos ou contratos celebrados até 31 de dezembro de 2019.

Artigo 23.o

Avaliação europeia da adequação dos recursos

1. A avaliação europeia da adequação dos recursos identifica os problemas de adequação dos recursos, avaliando, para tal, a adequação global da rede de eletricidade para suprir a procura atual e prevista de eletricidade ao nível da União, dos Estados-Membros e das zonas de ofertas, se for caso disso. A avaliação europeia da adequação dos recursos deve ocorrer todos os anos durante um período de dez anos a contar da data dessa avaliação.

2. A avaliação europeia da adequação dos recursos deve ser realizada pela REORT para a Eletricidade.

3. o da Decisão da Comissão de 15 de novembro de 2012 ( o 5 do presente artigo. Até 5 de janeiro de 2020, a REORT para a Eletricidade deve apresentar ao Grupo de Coordenação da Eletricidade, instituído ao abrigo do artigo 1.da Decisão da Comissão de 15 de novembro de 2012 ( 6 ), e à ACER uma proposta de metodologia para a avaliação europeia da adequação dos recursos, com base nos princípios previstos no n.5 do presente artigo.

4. Os operadores de redes de transporte devem facultar à REORT para a Eletricidade os dados de que necessita para levar a cabo a avaliação europeia da adequação dos recursos.

A REORT para a Eletricidade deve realizar esta avaliação europeia da adequação dos recursos todos os anos. Os produtores e outros participantes no mercado devem fornecer aos operadores de redes de transporte dados relativos à utilização prevista dos recursos gerados, tendo em conta a disponibilidade dos recursos primários e cenários adequados de previsão da procura e da oferta.

5. A avaliação europeia da adequação dos recursos deve basear-se numa metodologia transparente que assegure que a avaliação: a) Seja efetuada a nível de cada uma das zonas de ofertas que abrangem, pelo menos, todos os Estados-Membros; b) Se baseie em cenários centrais de referência adequados de previsão da procura e da oferta, incluindo uma avaliação da probabilidade de desativação, de abandono por um período indefinido, de novas instalações de produção e de medidas para atingir os objetivos de eficiência energética e de interligação da eletricidade, e que integre uma análise de sensibilidade adequada sobre ocorrências meteorológicas e condições hidrológicas extremas, os preços grossistas e a evolução do preço do carbono; c) Preveja cenários distintos que reflitam a probabilidade variável dos problemas de adequação dos recursos a que os diferentes tipos de mecanismos de capacidade devem dar resposta; d) Tenha adequadamente em conta o contributo de todos os recursos,