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)

O PARLAMENTO EUROPEU E O CONSELHO DA UNIÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, nomeadamente o artigo 194.o, n.o 2,

Tendo em conta a proposta da Comissão Europeia,

Após transmissão do projeto de ato legislativo aos parlamentos nacionais,

Tendo em conta o parecer do Comité Económico e Social Europeu (1),

Tendo em conta o parecer do Comité das Regiões (2),

Deliberando de acordo com o processo legislativo ordinário (3),

Considerando o seguinte:

(1) O Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho (4) foi várias vezes alterado de modo substancial. Por razões de clareza, uma vez que são introduzidas novas alterações, deverá proceder-se à reformulação do referido regulamento.

(2) A União da Energia tem como objetivo proporcionar aos clientes finais — domésticos e empresas — uma energia segura, com segurança, sustentável, competitiva e a preços acessíveis. Historicamente, a rede da eletricidade era dominada por monopólios verticalmente integrados, muitas vezes empresas públicas, com grandes centrais de produção de energia nucleares ou de combustíveis fósseis. O mercado interno da eletricidade, que tem sido progressivamente realizado desde 1999, visa proporcionar uma possibilidade real de escolha a todos os consumidores da União criar novas oportunidades de negócio e intensificar o comércio transfronteiriço, de modo a assegurar ganhos de eficiência, preços competitivos e padrões de serviço mais elevados e a contribuir para a segurança do abastecimento e a sustentabilidade. O mercado interno da eletricidade contribuiu para o aumento da concorrência, em especial a nível do mercado grossista e do comércio interzonal, continuando a ser a base de um mercado da energia eficiente.

(3) O sistema energético da União está a atravessar a sua mais profunda mudança das últimas décadas e o mercado da eletricidade está no centro desta mudança. O objetivo comum de descarbonizar o sistema energético cria novas oportunidades e desafios para os participantes no mercado. Ao mesmo tempo, os progressos tecnológicos possibilitam novas formas de participação dos consumidores e de cooperação transfronteiriça.

(4) O presente regulamento estabelece regras que garantem o funcionamento do mercado interno da eletricidade e inclui requisitos relacionados com o desenvolvimento de formas de energia renovável e de política ambiental, em particular, regras específicas para determinados tipos de instalações de produção de energia renovável no que diz respeito à responsabilidade de balanço, ao despacho e ao redespacho, bem como um limite para as emissões de CO2 da nova capacidade de produção caso a referida capacidade esteja sujeita a medidas temporárias para garantir o nível necessário de adequação dos recursos, nomeadamente, mecanismos de capacidade.

(5) Deverá ser dado despacho prioritário à eletricidade de fontes renováveis a partir de pequenas instalações de produção de energia, quer através de uma ordem de prioridade específica na metodologia de despacho, quer através de requisitos legais ou regulamentares para que os operadores de mercado forneçam esta eletricidade ao mercado. O despacho prioritário concedido aos serviços de gestão do sistema nas mesmas condições económicas deverá considerar-se que cumpre do presente regulamento. De qualquer forma, o despacho prioritário deverá ser considerado compatível com a participação no mercado da eletricidade de instalações de produção de energia que utilizam fontes de energia renovável.

(6) As intervenções estatais, muitas vezes concebidas de modo descoordenado, conduziram a distorções crescentes do mercado grossista de eletricidade, com consequências negativas para o investimento e o comércio transfronteiriço.

(7) No passado, os clientes de eletricidade eram puramente passivos, adquirindo frequentemente a eletricidade a preços regulamentados sem qualquer relação direta com o mercado. No futuro, é necessário permitir aos clientes participar plenamente no mercado em pé de igualdade com os outros participantes no mercado e habilitá-los a gerir o seu próprio consumo de energia. A fim de integrar as quotas crescentes de energia renovável, a futura rede de eletricidade deverá fazer uso de todas as fontes disponíveis de flexibilidade, em especial soluções do lado da procura e o armazenamento de energia, bem como da digitalização, através da integração de tecnologias inovadoras na rede de eletricidade. Para alcançar uma descarbonização eficaz ao menor custo, compete à futura rede de eletricidade promover igualmente a eficiência energética. A conclusão do mercado interno da energia através da integração efetiva da energia renovável pode fomentar investimentos a longo prazo e contribuir para a realização dos objetivos da União da Energia e do quadro relativo ao clima e à energia para 2030, estabelecidos na comunicação da Comissão intitulada «Um quadro político para o clima e a energia no período de 2020 a 2030», de 22 de janeiro de 2014, e aprovados nas conclusões adotadas pelo Conselho Europeu na sua reunião de 23 e 24 de outubro de 2014.

(8) Uma maior integração do mercado e a evolução no sentido de uma maior volatilidade da produção de eletricidade exigem maiores esforços para coordenar as políticas energéticas nacionais com os países vizinhos e aproveitar as oportunidades de comércio transfronteiriço de eletricidade.

(9) Desenvolveram-se quadros regulamentares permitindo o comércio de eletricidade em toda a União. Esta evolução tem sido apoiada pela adoção de diversos códigos de rede e orientações para a integração dos mercados da eletricidade. Esses códigos de rede e orientações contêm disposições sobre as regras do mercado, o funcionamento da rede e a ligação à rede. A fim de assegurar a plena transparência e aumentar a segurança jurídica, os princípios fundamentais do funcionamento do mercado e da atribuição de capacidades em matéria de sistema de balanço dos mercados com períodos de operação intradiários, para o dia seguinte e a prazo, deverão igualmente ser adotados nos termos do processo legislativo ordinário e incorporados num único ato legislativo da União.

(10) O artigo 13.o do Regulamento (UE) 2017/2195 da Comissão (5) estabelece um processo segundo o qual os operadores da rede de transporte têm a possibilidade de delegar a totalidade ou uma parte das suas tarefas em terceiros. Os operadores da rede de transporte delegantes deverão continuar a ser responsáveis pelo cumprimento do presente regulamento. Além disso, os Estados-Membros deverão poder atribuir tarefas e obrigações a um terceiro. Tais atribuições deverão limitar-se a tarefas e obrigações executadas a nível nacional, tais como a liquidação de desvios. As restrições a essas atribuições não deverão conduzir a alterações desnecessárias das disposições nacionais em vigor. No entanto, os operadores de redes de transporte deverão continuar a ser responsáveis pelas tarefas que lhes são confiadas ao abrigo do artigo 40.o da Diretiva (UE) 2019/944 do Parlamento Europeu e do Conselho (6).

(11) No que diz respeito aos mercados de balanço, para que a formação de preços seja eficaz e não crie distorções na contratação de capacidade de balanço e de energia de balanço, é necessário que os contratos relativos à capacidade de balanço não determinem o preço da energia de balanço. Isto sem prejuízo das redes de despacho que utilizam um processo de programação integrado, nos termos do Regulamento (UE) 2017/2195.

(12) Os artigos 18.o, 30.o e 32.o do Regulamento (UE) 2017/2195 estabelecem que o método para a fixação dos preços de ambos os produtos normalizados e específicos de balanço de energia incentiva os participantes no mercado a manterem o seu próprio equilíbrio ou ajudarem a restabelecer o equilíbrio do sistema na sua zona de preços de desvio, reduzindo deste modo os desvios do sistema e os custos para a sociedade. Tais abordagens de preços deverão procurar a utilização economicamente eficiente da resposta da procura e de outros recursos de balanço, sujeitos a limites de segurança operacional.

(13) A integração dos mercados de energia de balanço deverá facilitar o funcionamento eficiente do mercado intradiário, a fim de prever a possibilidade de os participantes no mercado se compensarem da forma mais próxima do tempo real quanto possível, o que é possibilitado pela hora de fecho do mercado de balanço prevista no artigo 24.o do Regulamento (UE) 2017/2195. Só os desvios que subsistam depois do fecho do mercado intradiário deverão ser objeto de balanço pelos operadores da rede de transporte no mercado de balanço. O artigo 53.o do Regulamento (UE) 2017/2195 prevê também a harmonização do período de liquidação de desvios limitado a 15 minutos na União. Essa harmonização destina-se a apoiar o comércio intradiário e a fomentar o desenvolvimento de uma série de produtos comerciais com os mesmos tempos de entrega.

(14) Para que os operadores da rede de transporte possam contratar e utilizar capacidade de balanço de modo eficiente, económico e baseado no mercado, é necessário fomentar a integração do mercado. A esse respeito, o título IV do Regulamento (UE) 2017/2195 estabelece três metodologias através das quais os operadores da rede de transporte podem atribuir capacidade interzonal para a troca de capacidade de balanço e para a partilha de reservas, assentes numa análise de custos-benefícios: o processo de cootimização, o processo de atribuição baseado no mercado e o processo de atribuição baseado numa análise de eficiência económica. O processo de cootimização da atribuição deverá ser realizado «para o dia seguinte». Inversamente, o processo de atribuição baseado no mercado pode ser realizado caso a contratação não preceda o fornecimento de capacidade de balanço em mais de uma semana e a atribuição baseada numa análise de eficiência económica pode ser realizada caso a contratação preceda o fornecimento de capacidade de balanço em mais de uma semana, desde que as quantidades atribuídas sejam limitadas e se proceda a uma avaliação anual. Uma vez aprovada uma metodologia para o processo de atribuição de capacidade interzonal pelas entidades reguladoras competentes, dois ou mais operadores da rede de transporte poderão começar a aplicá-la precocemente, a fim de lhes permitir adquirir experiência e de possibilitar, em seguida, uma aplicação harmoniosa dessa metodologia por mais operadores da rede de transporte. A fim de promover a integração do mercado, a aplicação de tais metodologias deverá, porém, ser harmonizada ao nível de todos os operadores da rede de transporte.

(15) O título V do Regulamento (UE) 2017/2195 estabelece que o objetivo geral da liquidação de desvios é garantir que os agentes de mercado responsáveis pela liquidação de desvios mantenham o seu próprio equilíbrio ou ajudem a restabelecer o equilíbrio do sistema de modo eficiente, e prever incentivos para os participantes no mercado para manterem ou ajudarem a restabelecer o equilíbrio do sistema. A fim de adequar os mercados de balanço e o sistema energético geral à integração da percentagem crescente de energia renovável variável, os preços dos desvios deverão espelhar o valor da energia em tempo real. Todos os participantes no mercado deverão ser financeiramente responsáveis pelos desvios que provocam no sistema, correspondentes à diferença entre o volume afetado e a posição final no mercado. Para os agregadores de resposta da procura, o volume atribuído consiste no volume de energia fisicamente ativado pela carga dos clientes participantes, com base numa medição definida e numa metodologia de referência.

(16) O Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão (7) estabelece orientações detalhadas sobre a atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos interzonais nos mercados para o dia seguinte e intradiários, incluindo os requisitos para o estabelecimento de metodologias comuns para determinar os volumes de capacidade simultaneamente disponíveis entre zonas de ofertas, critérios para avaliar a eficiência e um processo de reexame para definir zonas de ofertas. Os artigos 32.o e 34.o do Regulamento (UE) 2015/1222 estabelecem as regras relativas ao reexame das configurações de zonas de ofertas existentes, os artigos 41.o e 54.o estabelecem os limites harmonizados para preços de equilíbrio máximos e mínimos para o dia seguinte e intradiário, o artigo 59.o estabelece as regras para a hora de encerramento interzonal intradiária, enquanto o artigo 74.o estabelece as regras no que respeita à metodologia de partilha dos custos de redespacho e trocas compensatórias.

(17) O Regulamento (UE) 2016/1719 da Comissão (8) estabelece regras pormenorizadas sobre a atribuição de capacidade interzonal nos mercados a prazo, sobre a criação de uma metodologia comum para determinar capacidades interzonais a longo prazo, sobre a criação de uma plataforma única de atribuição a nível europeu que ofereça direitos de transporte a longo prazo e sobre a possibilidade de devolver direitos de transporte a longo prazo, para a subsequente atribuição de capacidade a prazo, ou de transferir direitos de transporte a longo prazo entre os participantes no mercado. O artigo 30.o do Regulamento (UE) 2016/1719 estabelece regras que regulam os produtos de cobertura a prazo.

(18) O Regulamento (UE) 2016/631 da Comissão (9) estabelece os requisitos para a ligação à rede interligada de instalações de produção de energia, nomeadamente módulos geradores síncronos, módulos de parque gerador e módulos de parque gerador ao largo. Esses requisitos contribuem para assegurar condições equitativas de concorrência no mercado interno da eletricidade, para garantir a segurança das redes e a integração da eletricidade de fontes renováveis e para facilitar o comércio de eletricidade em toda a União. Os artigos 66.o e 67.o do Regulamento (UE) 2016/631 estabelecem as regras que regem as tecnologias emergentes na produção de eletricidade.

(19) A existência de zonas de ofertas que reflitam a distribuição da oferta e da procura é uma pedra angular da comercialização da eletricidade baseada no mercado e é condição necessária para que os métodos de atribuição de capacidade, nomeadamente a abordagem baseada nos fluxos, realizem plenamente as suas potencialidades. Por conseguinte, as zonas de ofertas deverão ser definidas de forma a garantir a liquidez do mercado, uma gestão eficiente dos congestionamentos e uma eficiência global do mercado. Quando se inicia o reexame de uma configuração existente de zonas de ofertas por uma única entidade reguladora ou por um operador de rede de transporte com a aprovação da entidade reguladora competente, o operador da rede de transporte na zona de controlo pertinente e a entidade reguladora competente deverão ser, respetivamente, o único operador da rede de transporte e a única entidade reguladora a participar no reexame das zonas de ofertas dentro da zona de controlo do operador da rede de transporte, se a configuração de zonas de ofertas tiver um impacto negligenciável nas zonas de controlo dos operadores da rede de transporte confinantes, incluindo interligações, e se o reexame da configuração das zonas de ofertas for necessário para melhorar a eficiência, maximizar as oportunidades de comércio transfronteiriço ou manter a segurança operacional. O operador da rede de transporte pertinente e a entidade reguladora competente deverão informar previamente os operadores da rede de transporte confinantes sobre o reexame e publicar os resultados deste. Deverá ser possível lançar um reexame regional das zonas de ofertas na sequência do relatório técnico sobre o congestionamento, em sintonia com o artigo 14.o do presente regulamento ou de acordo com os procedimentos em vigor previstos no Regulamento (UE) 2015/1222.

(20) Quando os centros de coordenação regionais executam o cálculo da capacidade, deverão maximizar a capacidade tendo em conta medidas corretivas não-onerosas e respeitando os limites de segurança operacional dos operadores da rede de transporte da região de cálculo da capacidade. Se o cálculo não resultar numa capacidade igual ou superior aos níveis mínimos de capacidade estabelecidos no presente regulamento, os centros de coordenação regionais deverão considerar todas as medidas corretivas onerosas disponíveis para aumentar a capacidade até aos níveis mínimos de capacidade, incluindo o potencial de redespacho dentro das regiões de cálculo da capacidade e entre estas, respeitando simultaneamente os limites de segurança operacional dos operadores da rede de transporte da região de cálculo da capacidade. Os operadores da rede de transporte deverão informar, de forma exata e transparente, sobre todos os aspetos do cálculo da capacidade de acordo com o presente regulamento e assegurar que todas as informações enviadas aos centros de coordenação regionais sejam exatas e adequadas à sua finalidade.

(21) Ao efetuarem o cálculo da capacidade, os centros de coordenação regionais deverão calcular as capacidades interzonais com recurso a dados dos operadores de redes de transporte que respeitem os limites de segurança operacional das zonas de controlo respetivas dos operadores de redes de transporte. Os operadores de redes de transporte deverão poder desviar-se do cálculo coordenado da capacidade se a sua aplicação resultar numa violação dos limites de segurança operacional dos elementos da rede na sua zona de controlo. Esses desvios deverão ser cuidadosamente acompanhados e comunicados de forma transparente, a fim de evitar abusos e garantir que o volume da capacidade de interligação a disponibilizar aos participantes no mercado não seja limitado, com o objetivo de resolver o congestionamento no interior de uma zona de ofertas. Caso exista um plano de ação, este deverá ter em conta os desvios e abordar a sua causa.

(22) Os princípios de base do mercado deverão prever que os preços da eletricidade sejam determinados através da oferta e da procura. Esses preços deverão indicar quando a eletricidade é necessária, proporcionando deste modo incentivos de mercado aos investimentos em fontes de flexibilidade, tais como a produção flexível, as interligações, a resposta da procura ou o armazenamento de energia.

(23) Na medida em que a descarbonização do setor da eletricidade, em cujo mercado a energia de fontes renováveis tem vindo a ocupar uma parte significativa, é um dos objetivos da União da Energia, é fundamental que o mercado elimine os obstáculos existentes ao comércio transfronteiriço e promova o investimento em infraestruturas de apoio, por exemplo, mais fontes de produção flexível, interligações, resposta da procura e armazenamento de energia. Para apoiar esta mudança para uma produção variável e distribuída e assegurar que os princípios do mercado da energia constituem a base para os futuros mercados da eletricidade da União, é essencial uma tónica renovada nos mercados de curto prazo e na fixação de preços de escassez.

(24) Os mercados de curto prazo melhoram a liquidez e a concorrência, permitindo que mais recursos participem plenamente no mercado, nomeadamente os recursos que são mais flexíveis. A efetiva fixação de preços de escassez estimulará os participantes no mercado a reagirem aos sinais do mercado e a estarem disponíveis quando o mercado mais necessita deles e assegura que estes podem recuperar os seus custos no mercado grossista. Por conseguinte, é essencial assegurar que os preços máximos administrativos e implícitos são suprimidos para permitir a fixação dos preços de escassez. Quando estiverem plenamente incorporados na estrutura do mercado, os mercados de curto prazo e os preços de escassez contribuem para a eliminação de outras medidas que provocam distorções do mercado, tais como os mecanismos de capacidade, a fim de garantir a segurança do abastecimento. Ao mesmo tempo, os preços de escassez sem limites de preços no mercado grossista não deverão comprometer a possibilidade de oferecer preços fiáveis e estáveis aos clientes finais, em particular os clientes domésticos, as pequenas e médias empresas (PME) e os clientes industriais.

(25) Sem prejuízo do disposto nos artigos 107.o, 108.o e 109.o do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE), as derrogações aos princípios fundamentais destes mercados, como a responsabilidade de balanço, o despacho baseado no mercado e o redespacho, prejudicam a flexibilidade e funcionam como entraves ao desenvolvimento de soluções como o armazenamento de energia, a resposta da procura ou a agregação. Embora continuem a ser necessárias derrogações para evitar encargos administrativos desnecessários para certos participantes no mercado, em especial os clientes domésticos e as PME, as derrogações amplas que abrangem tecnologias inteiras não são coerentes com o objetivo de alcançar processos eficientes de descarbonização e baseados no mercado, devendo, portanto, ser substituídas por medidas mais específicas.

(26) Uma condição indispensável para uma concorrência efetiva no mercado interno da eletricidade é a aplicação de tarifas não discriminatórias, transparentes e adequadas pela utilização das redes, incluindo as linhas de interligação da rede de transporte.

(27) Os cortes descoordenados das capacidades de interligação limitam cada vez mais o comércio de eletricidade entre os Estados-Membros, tendo-se tornado um sério obstáculo ao desenvolvimento de um mercado interno da eletricidade funcional. Por conseguinte, deverão ser postos à disposição dos participantes no mercado o nível máximo de capacidade das interligações e os elementos críticos da rede, cumprindo as normas de segurança do funcionamento da rede, nomeadamente a norma de segurança para emergências (N-1). No entanto, existem algumas limitações à fixação do nível de capacidade numa rede em malha. É necessário estabelecer níveis mínimo claros de capacidade disponível para o comércio interzonal, que reduzam as consequências dos fluxos circulares e do congestionamento interno no comércio interzonal e deem um valor de capacidade previsível para os participantes no mercado. Caso seja utilizada uma abordagem baseada nos fluxos, essa capacidade mínima deverá determinar a percentagem mínima da capacidade de uma interligação ou de um elemento crítico interzonal ou interno da rede que respeite os limites de segurança operacional a utilizar como elemento para o cálculo da capacidade coordenada no âmbito do Regulamento (UE) 2015/1222, tendo em conta as emergências. A parte restante da capacidade pode ser utilizada para margens de fiabilidade, fluxos circulares e fluxos internos. Além disso, caso se prevejam problemas para garantir a segurança da rede, deverá ser prevista a possibilidade de estabelecer derrogações durante uma fase transitória limitada: Tais derrogações deverão ser acompanhadas de uma metodologia e de projetos que proporcionem uma solução a longo prazo.

(28) A capacidade de transporte à qual será aplicável a abordagem do critério da capacidade mínima de 70 % de capacidade mínima será o transporte máximo de potência ativa que respeita os limites de segurança operacional e tem em conta as emergências. O cálculo coordenado desta capacidade de rede também tem em conta que os fluxos de eletricidade são distribuídos de forma desigual entre os elementos individuais e não se limitam a acrescentar capacidades às linhas de interligação. Esta capacidade não tem em conta fluxos circulares, fluxos internos ou a margem de fiabilidade que são tidas em conta nos remanescentes 30 %.

(29) Importa evitar que as diferentes normas de segurança, de funcionamento e de planificação usadas pelos operadores da rede de transporte conduzam a distorções de concorrência. Além disso, deverá haver transparência para os participantes no mercado no que respeita às capacidades de transporte disponíveis e às normas de segurança, de planificação e de funcionamento que afetam essas capacidades.

(30) Para orientar os investimentos necessários, os preços também devem dar sinais quanto às zonas em que a eletricidade é mais necessária. Numa rede de eletricidade zonal, os sinais de localização correta exigem uma definição coerente, objetiva e fiável das zonas de ofertas, mediante um processo transparente. A fim de assegurar o funcionamento eficiente e o planeamento da rede de eletricidade da União e fornecer sinais de preços eficazes às novas capacidades de produção, à resposta da procura e às infraestruturas de transporte, as zonas de ofertas deverão refletir o congestionamento estrutural. Em especial, a capacidade interzonal não deverá ser reduzida para solucionar o congestionamento interno.

(31) A fim de refletir os princípios distintos de otimização das zonas de ofertas sem pôr em risco os mercados líquidos e os investimentos na rede, deverão ser previstas duas opções para resolver os congestionamentos. Os Estados-Membros poderão optar entre reconfigurar a sua zona de ofertas ou medidas tais como o reforço da rede e a otimização da rede. O ponto de partida para uma tal decisão deverá ser a identificação de congestionamentos estruturais a longo prazo pelo operador ou pelos operadores de rede de transporte de um Estado-Membro, por um relatório da Rede europeia dos operadores de redes de transporte de eletricidade (a «REORT para a eletricidade») ou por um reexame das zonas de ofertas. Os Estados-Membros deverão tentar encontrar primeiro uma solução comum sobre a melhor forma de resolver os congestionamentos. Para tal, os Estados-Membros poderiam adotar planos de ação nacionais ou multinacionais para resolver os congestionamentos. Aos Estados-Membros que adotem um plano de ação para resolver os congestionamentos dever-se-á aplicar um período de transição sob a forma de trajetória linear para a abertura das interligações. No final da execução do presente plano de ação, os Estados-Membros deverão ter a possibilidade de decidir se optam pela reconfiguração da(s) zona(s) de ofertas ou se optam por aplicar aos restantes congestionamentos medidas corretivas cujos custos ficam a seu cargo. Neste último caso, a reconfiguração da sua zona de oferta não deverá ser efetuada contra a vontade desse Estado-Membro, desde que o nível mínimo de capacidade seja alcançado. Os níveis mínimos de capacidade que deverão ser utilizados no cálculo da capacidade coordenada deverão ser uma percentagem da capacidade de um elemento crítico da rede, tal como definido após o processo de seleção no âmbito do Regulamento (UE) 2015/1222, ou no caso de uma abordagem baseada nos fluxos, respeitando os limites de segurança operacional em situações de emergência. Uma decisão da Comissão em matéria de configuração da zona de ofertas deverá ser possível como medida de último recurso e deverá alterar apenas a configuração da zona de ofertas nos Estados-Membros que tenham optado por uma separação ou que não tenham atingido o nível mínimo de capacidade.

(32) Uma descarbonização eficaz da rede de eletricidade através da integração dos mercados exige a eliminação sistemática dos obstáculos ao comércio transfronteiriço, para superar a fragmentação do mercado e permitir que os clientes de energia da União beneficiem plenamente das vantagens da integração e da concorrência nos mercados da eletricidade.

(33) O presente regulamento deverá estabelecer princípios básicos no que se refere à tarifação e à atribuição de capacidades, prevendo simultaneamente a adoção de orientações que definam outros princípios e metodologias relevantes, a fim de permitir uma rápida adaptação à evolução das circunstâncias.

(34) A gestão dos problemas de congestionamento deverá fornecer sinais económicos corretos aos operadores das redes de transporte e aos participantes no mercado e deverá basear-se em mecanismos de mercado.

(35) Num mercado aberto e competitivo, os operadores das redes de transporte de origem e de destino dos fluxos transfronteiriços de eletricidade deverão compensar os operadores das redes de transporte que acolhem esses fluxos transfronteiriços nas suas redes pelos custos suportados em consequência desse facto.

(36) Os pagamentos compensatórios e os montantes recebidos a título de balanço entre operadores de redes de transporte deverão ser tidos em conta aquando do estabelecimento das tarifas das redes nacionais.

(37) Dado que o montante efetivo a pagar pelo acesso transfronteiriço à rede pode variar consideravelmente em função dos operadores das redes de transporte envolvidas e das diferenças de estrutura dos sistemas de tarifação aplicados nos Estados-Membros, é necessário um certo grau de harmonização para evitar distorções do comércio.

(38) Deverão ser estabelecidas regras sobre a utilização das receitas provenientes dos procedimentos de gestão dos congestionamentos, a menos que a natureza específica da interligação em causa justifique uma isenção temporária dessas regras.

(39) Para garantir condições de igualdade entre todos os participantes no mercado, as tarifas de rede deverão ser aplicadas de forma que não discriminem, quer positiva quer negativamente, entre a produção ligada à distribuição e a produção ligada ao transporte. As tarifas de rede não deverão estabelecer qualquer discriminação contra o armazenamento de energia, nem criar desincentivos à participação na resposta da procura ou constituírem um obstáculo ao aumento da eficiência energética.

(40) A fim de aumentar a transparência e a comparabilidade na fixação de tarifas nos casos em que não se considera adequada a harmonização obrigatória, deverá ser emitido um relatório sobre boas práticas em matéria de metodologia tarifária pela Agência Europeia de Cooperação dos Reguladores da Energia («ACER») criada pelo Regulamento (UE) 2019/942 do Parlamento Europeu e do Conselho (10).

(41) Para melhor assegurar um nível ótimo de investimento na rede transeuropeia e melhor enfrentar o desafio de realizar os projetos de interligação que sejam viáveis, mas não possam ser concretizados por não estarem identificados como prioritários a nível nacional, deve reexaminar-se a utilização das receitas associadas ao congestionamento e contribuir para garantir a disponibilidade e manter ou aumentar as capacidades de interligação.

(42) A fim de assegurar uma gestão ótima da rede de transporte de eletricidade e permitir o comércio e o fornecimento de eletricidade na União, à escala transfronteiriça, deverá ser criada uma REORT para a eletricidade. As funções da REORT para a eletricidade deverão ser desempenhadas na observância das regras de concorrência da União, que se mantêm aplicáveis às decisões da REORT para a eletricidade. As funções da REORT para a eletricidade deverão ser bem definidas e o seu método de trabalho deverá assegurar eficiência e transparência. Os códigos de rede elaborados pela REORT para a eletricidade não se destinam a substituir os necessários códigos de rede nacionais aplicáveis às questões não transfronteiriças. Dado que é possível alcançar progressos mais eficazes mediante uma abordagem a nível regional, os operadores das redes de transporte deverão instituir estruturas regionais no âmbito da estrutura de cooperação global, assegurando simultaneamente que os resultados a nível regional sejam compatíveis com os códigos de rede e os planos decenais não vinculativos de desenvolvimento das redes a nível da União. Os Estados-Membros deverão promover a cooperação e fiscalizar a eficácia da rede a nível regional. A cooperação a nível regional deverá ser compatível com a evolução para um mercado interno da eletricidade competitivo e eficaz.

(43) A REORT para a eletricidade deverá realizar uma sólida avaliação a médio e longo prazo sobre a adequação dos recursos a nível europeu, estabelecendo uma base objetiva para a avaliação dessa adequação. As questões de adequação dos recursos, que os mecanismos de capacidade abordam, deverão basear-se na avaliação da adequação dos recursos a nível europeu. Essa avaliação poderá ser complementada por avaliações nacionais.

(44) A metodologia para a avaliação da adequação dos recursos a longo prazo (desde os próximos dez anos até ao próximo ano) conforme prevista no presente regulamento, tem uma finalidade diferente das avaliações da adequação sazonais (para os seis meses seguintes), tal como previsto no artigo 9.o do Regulamento (UE) 2019/941 do Parlamento Europeu e do Conselho (11). As avaliações a médio e longo prazo são principalmente utilizadas para identificar problemas de adequação e aferir a necessidade de adotar mecanismos de capacidade, enquanto as avaliações da adequação sazonais são utilizadas para alertar para os riscos a curto prazo que possam ocorrer nos seis meses seguintes e que sejam suscetíveis de conduzir a uma deterioração significativa da situação da oferta de energia elétrica. Além disso, os centros de coordenação regionais também realizam as avaliações de adequação regional em matéria de gestão do sistema de transporte de eletricidade. Trata-se de avaliações de adequação de muito curto prazo (desde a próxima semana até ao dia seguinte) utilizadas no âmbito da exploração da rede.

(45) Antes de introduzir esses mecanismos de capacidade, os Estados-Membros deverão avaliar as distorções regulamentares que contribuem para os problemas de adequação dos recursos. Os Estados-Membros deverão tomar medidas para eliminar as distorções identificadas e deverão adotar um calendário para a sua aplicação. Os mecanismos de capacidade só deverão ser introduzidos para fazer face aos problemas de adequação que não possam ser resolvidos através da supressão de tais distorções.

(46) Os Estados-Membros que pretendam introduzir mecanismos de capacidade deverão identificar os objetivos de adequação dos recursos através de um processo transparente e verificável. Os Estados-Membros deverão ter a liberdade de estabelecer o seu próprio nível desejado de segurança do abastecimento.

(47) Nos termos do artigo 108.o do TFUE, a Comissão tem competência exclusiva para avaliar a compatibilidade com o mercado interno das medidas de auxílio estatal que os Estados-Membros possam adotar. Essa avaliação é efetuada ao abrigo do artigo 107.o, n.o 3, do TFUE e nos termos das disposições e orientações pertinentes que a Comissão adote para esse efeito. O presente regulamento aplica-se sem prejuízo da competência exclusiva da Comissão conferida pelo TFUE.

(48) Os mecanismos de capacidade existentes deverão ser reexaminados à luz do presente regulamento.

(49) Deverão ser estabelecidas no presente regulamento regras pormenorizadas para facilitar a participação transfronteiriça eficaz nos mecanismos de capacidade. Os operadores de redes de transporte deverão facilitar a participação transfronteiriça dos produtores interessados nos mecanismos de capacidade de outros Estados-Membros. Por conseguinte, deverão calcular as capacidades até que a participação transfronteiriça seja possível, deverão permitir a participação e deverão verificar as disponibilidades. As entidades reguladoras deverão aplicar as regras transfronteiriças nos Estados-Membros.

(50) Os mecanismos de capacidade não deverão ter como consequência uma compensação em excesso, garantindo simultaneamente a segurança do abastecimento. Para esse efeito, deverão ser criados mecanismos de capacidade que não sejam reservas estratégicas, a fim de assegurar que o preço pago pela disponibilidade tenda automaticamente para zero quando se esperar que o nível de capacidade que seria rentável no mercado da energia na ausência de um mecanismo de capacidade seja adequado para dar resposta ao nível de capacidade procurada.

(51) Para apoiar os Estados-Membros e as regiões que enfrentam desafios sociais, industriais e económicos devido à transição energética, a Comissão criou uma iniciativa relativa a regiões dependentes do carvão e do carbono. Nesse contexto, a Comissão deverá ajudar os Estados-Membros, incluindo com apoio financeiro orientado para permitir uma «transição justa» nessas regiões, sempre que possível.

(52) Tendo em conta as diferenças entre os sistemas energéticos nacionais e as limitações técnicas das redes de eletricidade existentes, a melhor abordagem para conseguir progressos na integração do mercado será frequentemente a nível regional. A cooperação regional entre os operadores das redes de transporte deverá, por conseguinte, ser reforçada. A fim de garantir uma cooperação eficaz, um novo quadro regulamentar deverá prever uma governação e supervisão regulamentar regionais reforçadas, incluindo através da atribuição de poderes de decisão à ACER no que diz respeito às questões transfronteiriças. É possível que uma cooperação mais estreita entre os Estados-Membros possa ser igualmente necessária em situações de crise, a fim de aumentar a segurança do abastecimento e limitar as distorções do mercado.

(53) A coordenação entre os operadores de redes de transporte a nível regional foi formalizada com a obrigatoriedade da participação dos operadores de redes de transporte na coordenação regional de segurança. A coordenação regional dos operadores de redes de transporte deverá continuar a ser desenvolvida com um reforço do quadro institucional através da criação de centros de coordenação regionais. A criação de centros de coordenação regionais deverá ter em conta as atuais iniciativas ou as iniciativas previstas de coordenação regional e deverá apoiar o funcionamento cada vez mais integrado das redes de eletricidade em toda a União, garantindo assim o seu desempenho eficiente e seguro. Por esse motivo, é necessário assegurar que a coordenação dos operadores de redes de transporte seja feita através de centros de coordenação regionais em toda a União. Caso os operadores de redes de transporte de uma dada região ainda não estiverem sujeitos a coordenação por um centro de coordenação regional existente ou previsto, os operadores de redes de transporte dessa região deverão estabelecer ou designar um centro de coordenação regional.

(54) O âmbito geográfico dos centros de coordenação regionais deverá permitir-lhes contribuir de forma eficaz para a coordenação das atividades dos operadores das redes de transporte nas regiões e deverá conduzir ao reforço do sistema de segurança e da eficiência do mercado. Os centros de coordenação regionais deverão ter flexibilidade para desempenhar as suas funções na região da forma mais adequada à natureza das tarefas específicas que lhes tiverem sido confiadas.

(55) Os centros de coordenação regionais deverão desempenhar funções quando a regionalização de funções criar valor acrescentado, em comparação com as funções desempenhadas a nível nacional. As funções dos centros de coordenação regionais deverão abranger as funções desempenhadas pelos coordenadores de segurança regional, nos termos do Regulamento (UE) 2017/1485 da Comissão (12), bem como as funções adicionais de gestão da rede, funcionamento do mercado e preparação para o risco. As funções exercidas pelos centros de coordenação regional não deverão incluir o funcionamento em tempo real da rede de eletricidade.

(56) No desempenho das suas funções, os centros de coordenação regionais deverão contribuir para a realização dos objetivos definidos para 2030 e 2050 no quadro político em matéria de clima e energia.

(57) Os centros de coordenação regionais deverão atuar privilegiando o interesse do funcionamento da rede e do mercado da região. Por conseguinte, os centros de coordenação regionais deverão dispor dos poderes de decisão necessários para coordenar as ações a adotar pelos operadores das redes de transporte da região no desempenho de determinadas funções de gestão da rede e desempenhar um papel consultivo reforçado nas restantes funções.

(58) Os recursos humanos, técnicos, materiais e financeiros dos centros de coordenação regionais não deverão exceder o estritamente necessário para o desempenho das suas funções.

(59) A REORT para a eletricidade deverá assegurar que as atividades dos centros de coordenação regionais são coordenadas para lá das fronteiras regionais.

(60) A fim de aumentar a eficiência das redes de distribuição de eletricidade na União e de assegurar uma cooperação estreita entre os operadores de redes de transporte e a REORT para a eletricidade, será criada uma entidade dos operadores da rede de distribuição da União (a seguir designada «entidade ORDUE»). As funções da entidade ORDUE deverão ser bem definidas e o seu método de trabalho deve assegurar a eficiência, representatividade e transparência entre os operadores das redes de distribuição da União. A entidade ORDUE deverá cooperar estreitamente com a REORT para a eletricidade no que respeita à elaboração e aplicação dos códigos de rede, quando aplicável, e deverá fornecer orientações, nomeadamente, sobre a produção distribuída e o armazenamento de energia nas redes de distribuição, ou noutros domínios relacionados com a gestão das redes de distribuição. A entidade ORDUE também deverá ter devidamente em conta as especificidades inerentes às redes de distribuição ligadas a redes elétricas a jusante em ilhas que não estejam ligadas a outras redes elétricas através de interligações.

(61) É necessário intensificar a cooperação e a coordenação entre os operadores das redes de transporte, a fim de criar códigos de rede para o fornecimento e a gestão do acesso efetivo e transparente às redes de transporte à escala transfronteiriça, e assegurar, por um lado, um planeamento coordenado e com suficiente perspetiva de futuro e, por outro, uma sólida evolução técnica para o sistema de transporte na União, incluindo a criação de capacidades de interligação, com a devida atenção ao ambiente. Esses códigos de rede deverão estar em sintonia com as orientações-quadro não vinculativas («orientações-quadro») e que são definidas pela ACER. A ACER deverá desempenhar um papel no reexame, com base em elementos de facto, dos projetos de códigos de rede, nomeadamente no que toca ao cumprimento das orientações-quadro, podendo recomendá-los para adoção pela Comissão. A ACER deverá avaliar as propostas de modificação dos códigos de rede, podendo recomendá-las para adoção pela Comissão. Os operadores das redes de transporte deverão explorar as suas redes de acordo com estes códigos de rede.

(62) A experiência adquirida com o desenvolvimento e adoção dos códigos de rede demonstrou que é conveniente simplificar o processo de desenvolvimento mediante a clarificação de que a ACER tem o direito de rever os projetos de códigos de rede de eletricidade antes de os submeter à apreciação da Comissão.

(63) Para garantir o funcionamento harmonioso do mercado interno da eletricidade, deverão prever-se procedimentos que permitam à Comissão aprovar decisões e orientações em matéria, por exemplo, de tarifação e de atribuição de capacidades, assegurando simultaneamente o envolvimento das entidades reguladoras neste processo, se necessário através da sua associação a nível da União. As entidades reguladoras, em conjunto com outras autoridades competentes nos Estados-Membros, têm um importante papel a desempenhar pelo contributo que podem prestar para o bom funcionamento do mercado interno da eletricidade.

(64) O trabalho que se prevê confiar à REORT para a eletricidade interessa a todos os participantes no mercado. Por conseguinte, é essencial um processo de consulta efetivo, cabendo um papel importante às estruturas existentes que foram instituídas para o facilitar e racionalizar através das entidades reguladoras ou da ACER.

(65) Para assegurar maior transparência no que diz respeito ao conjunto da rede de transporte de eletricidade na União, a REORT para a eletricidade deverá elaborar, publicar e atualizar regularmente um plano decenal não vinculativo de desenvolvimento da rede à escala da União. Este plano de desenvolvimento da rede deverá incluir as redes de transporte de eletricidade viáveis e as interligações regionais necessárias, relevantes sob o ponto de vista comercial ou da segurança do abastecimento.

(66) Os investimentos em novas infraestruturas de vulto deverão ser firmemente promovidos, assegurando simultaneamente o funcionamento adequado do mercado interno da eletricidade. A fim de realçar o efeito positivo que as interligações de corrente contínua isentadas exercem na concorrência e na segurança do abastecimento, deverá ser testado o interesse do mercado durante a fase de planeamento do projeto e deverão ser aprovadas regras de gestão dos congestionamentos. Se as interligações de corrente contínua estiverem localizadas no território de mais de um Estado-Membro, a ACER deverá, em último recurso, tratar o pedido de isenção a fim de ter em devida consideração as suas implicações transfronteiriças e facilitar o seu tratamento administrativo. Por outro lado, dado o perfil de risco excecional da construção destes grandes projetos infraestruturais isentados, as empresas com interesses na comercialização e produção deverão poder beneficiar de uma isenção temporária da plena aplicação das regras de separação, no caso de projetos desse tipo. As isenções concedidas em virtude do Regulamento (CE) n.o 1228/2003 do Parlamento Europeu e do Conselho (13) continuarão a aplicar-se até à data de caducidade prevista na decisão de concessão de isenção. As infraestruturas de eletricidade offshore com dupla funcionalidade (os chamados «ativos híbridos offshore») que combinam o transporte de energia eólica offshore para terra e interligações devem também ser elegíveis para efeitos de isenção, nomeadamente ao abrigo das regras aplicáveis às novas interligações de corrente contínua. Sempre que necessário, o quadro regulamentar deve ter devidamente em conta a situação específica desses ativos, a fim de superar os obstáculos à realização de ativos híbridos offshore socialmente rentáveis.

(67) Para aumentar a confiança no mercado, importa transmitir aos seus participantes a certeza de que quem se envolver em comportamentos abusivos pode ser alvo de sanções efetivas, proporcionadas e dissuasivas. As autoridades competentes deverão dispor de competências para investigar de modo efetivo alegações sobre abusos de mercado. É, por conseguinte, necessário que as autoridades competentes tenham acesso a dados que informem acerca das decisões operacionais tomadas pelos fornecedores. No mercado da eletricidade, muitas decisões importantes são tomadas pelos produtores, que deverão manter a informação sobre as mesmas ao dispor das autoridades competentes e facilmente acessível a estas últimas durante um prazo estabelecido. As autoridades competentes deverão, além disso, fiscalizar regularmente o cumprimento dos operadores das redes de transporte das normas. Os pequenos produtores que não têm possibilidade real de falsear o mercado, deverão ficar isentos desta obrigação.

(68) Os Estados-Membros e as autoridades competentes devem fornecer as informações relevantes à Comissão. Essas informações devem ser tratadas confidencialmente pela Comissão. Se necessário, a Comissão deverá ter a possibilidade de pedir as informações relevantes diretamente às empresas envolvidas, desde que as autoridades nacionais competentes sejam informadas.

(69) Os Estados-Membros deverão estabelecer regras no que se refere às sanções aplicáveis às infrações ao disposto no presente regulamento e garantir a sua aplicação. Essas sanções deverão ser efetivas, proporcionadas e dissuasivas.

(70) Os Estados-Membros, as Partes Contratantes da Comunidade da Energia e outros países terceiros que apliquem o presente regulamento, ou sejam parte da rede síncrona da Europa continental devem cooperar estreitamente sobre todas as questões relativas ao desenvolvimento de uma região integrada de comércio de eletricidade e devem abster-se de tomar quaisquer medidas suscetíveis de pôr em risco uma maior integração dos mercados da eletricidade ou a segurança do abastecimento dos Estados-Membros e das Partes Contratantes.

(71) Quando o Regulamento (CE) n.o 714/2009 foi adotado, existiam apenas algumas regras para o mercado interno da eletricidade a nível da União. Desde então, o mercado interno da União tornou-se mais complexo devido à mudança fundamental em curso nos mercados, nomeadamente no que diz respeito à implantação da produção de eletricidade de fontes de energia renovável variável para a produção de eletricidade. Assim, os códigos de rede e as orientações tornaram-se mais extensas e abrangentes, abordando tanto questões gerais como técnicas.

(72) A fim de assegurar o grau mínimo de harmonização necessário para o funcionamento eficaz do mercado, o poder de adotar atos nos termos do artigo 290.o do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia deverá ser delegado na Comissão no que diz respeito a elementos não essenciais de determinadas áreas específicas fundamentais para a integração do mercado. Esses atos deverão incluir a adoção e alteração de determinados códigos de rede e orientações quando completam o presente regulamento, a área geográfica para a cooperação regional dos operadores de redes de transporte, compensações financeiras entre operadores de redes de transporte, bem como a aplicação das disposições em matéria de isenção para novas interligações. É particularmente importante que a Comissão proceda às consultas adequadas durante os trabalhos preparatórios, inclusive ao nível dos peritos, e que essas consultas sejam conduzidas de acordo com os princípios estabelecidos no Acordo Interinstitucional, de 13 de abril de 2016, sobre legislar melhor (14). Em particular, a fim de assegurar a igualdade de participação na preparação dos atos delegados, o Parlamento Europeu e o Conselho recebem todos os documentos ao mesmo tempo que os peritos dos Estados-Membros, e os respetivos peritos têm sistematicamente acesso às reuniões dos grupos de peritos da Comissão que tratem da preparação dos atos delegados.

(73) A fim de assegurar condições uniformes para a execução do presente regulamento, deverão ser atribuídas competências de execução à Comissão nos termos do artigo 291.o do TFUE. Essas competências deverão ser exercidas nos termos do Regulamento (UE) n.o 182/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho (15). Os referidos atos de execução deverão ser adotados pelo procedimento de exame.

(74) Atendendo a que o objetivo do presente regulamento, a saber, a criação de um quadro harmonizado para o comércio transfronteiriço de eletricidade, não pode ser suficientemente alcançado pelos Estados-Membros, mas pode, devido à sua escala e efeitos, ser mais bem alcançado ao nível da União, a União pode tomar medidas em conformidade com o princípio da subsidiariedade consagrado no artigo 5.o do Tratado da União Europeia. Em conformidade com o princípio da proporcionalidade consagrado no mesmo artigo, o presente regulamento não excede o necessário para atingir esse objetivo.

(75) Por razões de coerência e de segurança jurídica, o presente regulamento aplica-se sem prejuízo das derrogações decorrentes do artigo 66.o da Diretiva (UE) 2019/944,

ADOTARAM O PRESENTE REGULAMENTO:

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 (16); 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 (17); 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 (18) e do artigo 4.o, alínea a), n.o 2, do Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho (19) 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. 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.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 (20), 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 ins