02019R0943 — RO — 23.06.2022 — 001.001

Acest document are doar scop informativ și nu produce efecte juridice. Instituțiile Uniunii nu își asumă răspunderea pentru conținutul său. Versiunile autentice ale actelor relevante, inclusiv preambulul acestora, sunt cele publicate în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene și disponibile pe site-ul EUR-Lex. Aceste texte oficiale pot fi consultate accesând linkurile integrate în prezentul document.

►B REGULAMENTUL (UE) 2019/943 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (reformare) (Text cu relevanță pentru SEE) (JO L 158 14.6.2019, p. 54)

Astfel cum a fost modificat prin:









▼B

REGULAMENTUL (UE) 2019/943 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI

din 5 iunie 2019

privind piața internă de energie electrică

(reformare)

(Text cu relevanță pentru SEE)







CAPITOLUL I

OBIECT, DOMENIU DE APLICARE ȘI DEFINIȚII

Articolul 1

Obiectul și domeniul de aplicare

Prezentul regulament are drept obiective:

(a) stabilirea unui fundament pentru realizarea eficientă a obiectivelor uniunii energetice și, în special, a cadrului privind clima și energia pentru 2030, permițând pieței să emită semnale pentru creșterea eficienței, a cotei ce revine surselor regenerabile de energie, a siguranței alimentării, a flexibilității, a sustenabilității, a decarbonizării și a inovării;

(b) stabilirea unor principii fundamentale pentru buna funcționare a piețelor integrate de energie electrică, care să asigure accesul nediscriminatoriu la piață tuturor furnizorilor de resurse și clienților de energie electrică, să abiliteze consumatorii, să asigure competitivitatea pe piața globală și consumul dispecerizabil, stocarea energiei și eficiența energetică și să faciliteze agregarea cererii și a ofertei distribuite și să permită integrarea pieței și integrarea sectorială, ca și remunerarea în funcție de piață a energiei electrice produse din surse regenerabile;

(c) stabilirea de norme echitabile pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, pentru a îmbunătăți concurența pe piața internă de energie electrică, luând în considerare caracteristicile specifice ale piețelor naționale și regionale, inclusiv instituirea unui mecanism de compensare pentru fluxurile transfrontaliere de energie electrică, stabilirea de principii armonizate privind tarifele pentru transportul transfrontalier și alocarea capacităților de interconectare disponibile între sistemele de transport naționale;

(d) facilitarea realizării unei piețe angro funcționale și transparente, care să contribuie la un nivel ridicat al siguranței alimentării cu energie electrică și să prevadă mecanisme de armonizare a normelor pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică.

Articolul 2

Definiții

Se aplică următoarele definiții:

1. „capacitate de interconexiune” înseamnă o linie de transport care traversează sau trece peste granița dintre statele membre și care face legătura între sistemele de transport ale statelor membre;

2. „autoritate de reglementare” înseamnă o autoritate de reglementare desemnată de fiecare stat membru în temeiul articolului 57 alineatul (1) din Directiva (UE) 2019/944;

3. „flux transfrontalier” înseamnă un flux fizic de energie electrică într-o rețea de transport a unui stat membru, care rezultă din impactul activității producătorilor, a clienților sau atât a producătorilor, cât și a clienților din afara acelui stat membru asupra rețelei sale de transport;

4. „congestie” înseamnă o situație în care nu pot fi satisfăcute toate solicitările participanților la piață de a tranzacționa între zone din rețea, deoarece acestea ar afecta semnificativ fluxurile fizice pe elemente de rețea care nu pot face față fluxurilor respective;

5. „capacitate de interconexiune nouă” înseamnă o capacitate de interconexiune care nu era finalizată la 4 august 2003;

6. „congestie structurală” înseamnă o congestie în sistemul de transport care poate fi definită fără ambiguitate, este previzibilă, este stabilă geografic de-a lungul timpului și reapare frecvent în condiții normale de funcționare a sistemului electroenergetic;

7. „operator al pieței” înseamnă o entitate care furnizează un serviciu prin care ofertele de vânzare de energie electrică sunt corelate cu ofertele de cumpărare de energie electrică;

8. „operator al pieței de energie electrică desemnat” sau „OPEED” înseamnă un operator al pieței desemnat de autoritatea competentă să îndeplinească sarcini referitoare la cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare sau a piețelor intrazilnice;

9. „valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică” înseamnă o estimare în EUR/MWh a prețului maxim al energiei electrice pe care clienții sunt dispuși să îl plătească pentru evitarea unei întreruperi a alimentării cu energie electrică;

10. „echilibrare” înseamnă toate acțiunile și procesele, în toate intervalele de timp, prin care operatorii de transport și de sistem asigură, în mod constant, atât menținerea frecvenței sistemului în limitele de stabilitate predefinite, cât și conformitatea cu volumul rezervelor necesare cu privire la calitatea cerută;

11. „energie de echilibrare” înseamnă energia utilizată de operatorii de transport și de sistem pentru echilibrare;

12. „furnizor de servicii de echilibrare” înseamnă un participant la piață care furnizează operatorilor de transport și de sistem fie energie de echilibrare, fie capacitate de echilibrare sau atât energie de echilibrare, cât și capacitate de echilibrare;

13. „capacitate de echilibrare” înseamnă un volum de capacitate pe care un furnizor de servicii de echilibrare a convenit îl păstreze și în privința căruia furnizorul de servicii de echilibrare a convenit să prezinte oferte pentru un volum corespunzător de energie de echilibrare operatorului de transport și de sistem pe durata contractului;

14. „parte responsabilă cu echilibrarea” înseamnă un participant la piață sau reprezentantul desemnat al acestuia care deține responsabilitatea pentru dezechilibrele sale pe piața de energie electrică;

15. „interval de decontare a dezechilibrelor” înseamnă perioada de timp pentru care se calculează dezechilibrul părților responsabile cu echilibrarea;

16. „preț de dezechilibru” înseamnă prețul, fie pozitiv, fie zero, fie negativ, în fiecare interval de decontare a dezechilibrelor pentru un dezechilibru în orice direcție;

17. „zonă a prețului de dezechilibru” înseamnă zona în care se calculează un preț de dezechilibru;

18. „proces de precalificare” înseamnă procesul de verificare a respectării de către un furnizor de capacitate de echilibrare a cerințelor stabilite de operatorii de transport și de sistem;

19. „capacitate de rezervă” înseamnă volumul rezervelor pentru asigurarea stabilității frecvenței, al rezervelor pentru restabilirea frecvenței sau al rezervelor de înlocuire care trebuie să fie la dispoziția operatorului de transport și de sistem;

20. „dispecerizare prioritară” înseamnă, în legătură cu modelul de autodispecerizare, dispecerizarea centralelor electrice pe baza unor criterii diferite de ordinea economică a ofertelor și, în legătură cu modelul de dispecerizare centralizată, dispecerizarea centralelor electrice pe baza unor criterii care sunt diferite de ordinea economică a ofertelor și de constrângerile rețelei, acordând prioritate dispecerizării anumitor tehnologii de producere;

21. „regiune de calcul al capacităților” înseamnă zona geografică în care se aplică calculul coordonat al capacităților;

22. „mecanism de asigurare a capacității” înseamnă o măsură temporară pentru a se asigura atingerea nivelului necesar de adecvare a resurselor prin remunerarea resurselor pentru disponibilitatea acestora, excluzând măsurile referitoare la servicii auxiliare sau la gestionarea congestiilor;

23. „cogenerare de înaltă eficiență” înseamnă cogenerarea care îndeplinește criteriile prevăzute în anexa II la Directiva 2012/27/UE a Parlamentului European și a Consiliului ( 1 );

24. „proiect demonstrativ” înseamnă un proiect care demonstrează că o tehnologie este o premieră în Uniune și reprezintă o inovație semnificativă care depășește cu mult stadiul actual al tehnologiei;

25. „participant la piață” înseamnă o persoană fizică sau juridică, care cumpără, vinde sau produce energie electrică, care este implicat în agregare sau care este un operator de consum dispecerizabil sau de servicii de stocare a energiei, inclusiv prin plasarea de ordine de tranzacționare pe una sau mai multe piețe de energie electrică, inclusiv pe piețele de echilibrare a energiei;

26. „redispecerizare” înseamnă o măsură, inclusiv de restricționare, activată de unul sau mai mulți operatori de transport și de sistem sau operatori de distribuție prin modificarea producerii, a tiparului de sarcină sau a ambelor, pentru a schimba fluxurile fizice din sistemul electroenergetic și a soluționa o congestie fizică sau a asigura siguranța sistemului;

27. „comercializarea în contrapartidă” înseamnă un schimb interzonal, inițiat de operatorii de sistem între două zone de ofertare pentru a soluționa cazurile de congestie fizică;

28. „instalație de producere a energiei electrice” înseamnă o instalație care convertește energia primară în energie electrică și care este compusă dintr-unul sau mai multe module de producere a energiei electrice conectate la o rețea;

29. „model de dispecerizare centralizată” înseamnă un model de programare și de dispecerizare prin care programele de producere și programele de consum, precum și dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice și a locurilor de consum, cu referire la instalațiile dispecerizabile, sunt determinate de un operator de transport și de sistem în cadrul unui proces integrat de programare;

30. „model de autodispecerizare” înseamnă un model de programare și de dispecerizare prin care programele de producere și programele de consum, precum și dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice și a locurilor de consum sunt determinate de agenții de programare ai instalațiilor respective;

31. „produs standard de echilibrare” înseamnă un produs de echilibrare armonizat, definit de toți operatorii de transport și de sistem pentru schimbul de servicii de echilibrare;

32. „produs specific de echilibrare” înseamnă un produs de echilibrare, diferit de un produs standard de echilibrare;

33. „operator delegat” înseamnă o entitate căreia i-au fost delegate obligații sau atribuții specifice încredințate operatorului de transport și de sistem sau operatorului pieței de energie electrică desemnat, în temeiul prezentului regulament sau al altor acte juridice ale Uniunii, de către respectivul operator de transport și de sistem sau OPEED sau căreia acestea i-au fost alocate de către un stat membru sau o autoritate de reglementare;

34. „client” înseamnă client în sensul definiției de la articolul 2 punctul 1 din Directiva (UE) 2019/944;

35. „client final” înseamnă client final în sensul definiției de la articolul 2 punctul 3 din Directiva (UE) 2019/944;

36. „client angro” înseamnă client angro în sensul definiției de la articolul 2 punctul 2 din Directiva (UE) 2019/944;

37. „client casnic” înseamnă client casnic în sensul definiției de la articolul 2 punctul 4 din Directiva (UE) 2019/944;

38. „întreprindere mică” înseamnă întreprindere mică în sensul definiției de la articolul 2 punctul 7 din Directiva (UE) 2019/944;

39. „client activ” înseamnă client activ în sensul definiției de la articolul 2 punctul 8 din Directiva (UE) 2019/944;

40. „piețe de energie electrică” înseamnă piețe de energie electrică în sensul definiției de la articolul 2 punctul 9 din Directiva (UE) 2019/944;

41. „furnizare” înseamnă furnizare în sensul definiției de la articolul 2 punctul 12 din Directiva (UE) 2019/944;

42. „contract de furnizare a energiei electrice” înseamnă contract de furnizare a energiei electrice în sensul definiției de la articolul 2 punctul 13 din Directiva (UE) 2019/944;

43. „agregare” înseamnă agregare în sensul definiției de la articolul 2 punctul 18 din Directiva (UE) 2019/944;

44. „consum dispecerizabil” înseamnă consum dispecerizabil în sensul definiției de la articolul 2 punctul 20 din Directiva (UE) 2019/944;

45. „sistem de contorizare inteligentă” înseamnă sistem de contorizare inteligentă în sensul definiției de la articolul 2 punctul 23 din Directiva (UE) 2019/944;

46. „interoperabilitate” înseamnă interoperabilitate în sensul definiției de la articolul 2 punctul 24 din Directiva (UE) 2019/944;

47. „distribuție” înseamnă distribuție în sensul definiției de la articolul 2 punctul 28 din Directiva (UE) 2019/944;

48. „operator de distribuție” înseamnă operator de distribuție în sensul definiției de la articolul 2 punctul 29 din Directiva (UE) 2019/944;

49. „eficiență energetică” înseamnă eficiență energetică în sensul definiției de la articolul 2 punctul 30 din Directiva (UE) 2019/944;

50. „energie din surse regenerabile” sau „energie regenerabilă” înseamnă energie din surse regenerabile în sensul definiției de la articolul 2 punctul 31 din Directiva (UE) 2019/944;

51. „producere distribuită” înseamnă producere distribuită în sensul definiției de la articolul 2 punctul 32 din Directiva (UE) 2019/944;

52. „transport” înseamnă transport în sensul definiției de la articolul 2 punctul 34 din Directiva (UE) 2019/944;

53. „operator de transport și de sistem” înseamnă operator de transport și de sistem în sensul definiției de la articolul 2 punctul 35 din Directiva (UE) 2019/944;

54. „utilizator al sistemului” înseamnă utilizator al sistemului în sensul definiției de la articolul 2 punctul 36 din Directiva (UE) 2019/944;

55. „producere” înseamnă producere în sensul definiției de la articolul 2 punctul 37 din Directiva (UE) 2019/944;

56. „producător” înseamnă producător în sensul definiției de la articolul 2 punctul 38 din Directiva (UE) 2019/944;

57. „sistem interconectat” înseamnă sistem interconectat în sensul definiției de la articolul 2 punctul 40 din Directiva (UE) 2019/944;

58. „mic sistem izolat” înseamnă mic sistem izolat în sensul definiției de la articolul 2 punctul 42 din Directiva (UE) 2019/944;

59. „mic sistem conectat” înseamnă mic sistem conectat în sensul definiției de la articolul 2 punctul 43 din Directiva (UE) 2019/944;

60. „serviciu de sistem” înseamnă serviciu de sistem în sensul definiției de la articolul 2 punctul 48 din Directiva (UE) 2019/944;

61. „serviciu de sistem care nu are ca scop stabilitatea frecvenței” înseamnă serviciu de sistem care nu are ca scop stabilitatea frecvenței în sensul definiției de la articolul 2 punctul 49 din Directiva (UE) 2019/944;

62. „stocare de energie” înseamnă stocare de energie în sensul definiției de la articolul 2 punctul 59 din Directiva (UE) 2019/944;

63. „centru de coordonare regional” înseamnă un centru de coordonare regional înființat în temeiul articolului 35 din prezentul regulament;

64. „piață angro de energie” înseamnă piață angro de energie în sensul definiției de la articolul 2 punctul 6 din Regulamentul (UE) nr. 1227/2011 al Parlamentului European și al Consiliului ( 2 );

65. „zonă de ofertare” înseamnă cea mai mare zonă geografică în care participanții la piață pot face schimb de energie fără alocarea de capacități;

66. „alocare a capacității” înseamnă atribuirea de capacitate interzonală;

67. „zonă de control” înseamnă o parte coerentă a sistemului interconectat, exploatată de un singur operator de sistem, și include sarcini fizice conectate și/sau unități generatoare, dacă există;

68. „capacitate netă de transport coordonată” înseamnă o metodă de calculare a capacității pe baza principiului evaluării și definirii ex ante și a unui schimb maxim de energie între zone de ofertare adiacente;

69. „element critic de rețea” înseamnă un element de rețea, fie în cadrul unei zone de ofertare, fie între zone de ofertare, luat în considerare în cadrul procesului de calculare a capacității, care limitează volumul de energie electrică ce poate fi schimbat;

70. „capacitate interzonală” înseamnă capacitatea sistemului interconectat de a permite transferul de energie între zone de ofertare;

71. „unitate generatoare” înseamnă un singur generator de energie electrică care aparține unei unități de producție.







CAPITOLUL II

NORME GENERALE PENTRU PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ

Articolul 3

Principiile de funcționare a piețelor de energie electrică

Statele membre, autoritățile de reglementare, operatorii de transport și de sistem, operatorii de distribuție, operatorii pieței și operatorii delegați se asigură că piețele de energie electrică funcționează în conformitate cu următoarele principii:

(a) prețurile se formează în funcție de cerere și ofertă;

(b) normele pieței încurajează formarea liberă a prețurilor și evită acțiunile care împiedică formarea prețurilor în funcție de cerere și ofertă;

(c) normele pieței facilitează dezvoltarea unei producții de energie mai flexibile, durabile, cu emisii scăzute de carbon, și o cerere mai flexibilă;

(d) clienții sunt în măsură să beneficieze de oportunitățile de pe piață și de creșterea concurenței pe piețele cu amănuntul și pot acționa ca participanți la piața de energie și la tranziția energetică;

(e) participarea la piață a clienților finali și a întreprinderilor mici este posibilă prin agregarea producerii de la mai multe instalații de producere a energiei electrice sau a sarcinii de la mai multe locuri de consum dispecerizabil pentru a face oferte comune pe piața de energie electrică și pentru a fi exploatate în comun în sistemul electroenergetic, în conformitate cu dreptul Uniunii în materie de concurență;

(f) normele pieței permit decarbonizarea sistemului electroenergetic și, astfel, a economiei, inclusiv prin facilitarea integrării energiei electrice din surse regenerabile de energie și prin oferirea de stimulente pentru eficiența energetică;

(g) normele pieței oferă stimulente adecvate pentru investiții în producere, în special pentru investiții pe termen lung într-un sistem electroenergetic durabil și cu emisii scăzute de dioxid de carbon, în stocarea energiei, în eficiență energetică și în consum dispecerizabil, pentru a răspunde nevoilor pieței și pentru a facilita concurența loială și pentru a garanta astfel siguranța alimentării;

(h) se înlătură treptat obstacolele din calea fluxurilor transfrontaliere de energie electrică între zone de ofertare sau state membre și a tranzacțiilor transfrontaliere pe piețele de energie electrică și piețele serviciilor conexe;

(i) normele pieței asigură cooperarea regională acolo unde aceasta ar fi eficace;

(j) producerea, stocarea energiei și consumul dispecerizabil în condiții de siguranță și durabilitate participă la piață în condiții de egalitate, în conformitate cu cerințele prevăzute în dreptul Uniunii;

(k) toți producătorii sunt responsabili în mod direct sau indirect de vânzarea energiei electrice pe care o produc;

(l) normele pieței permit dezvoltarea de proiecte demonstrative în domeniul unor surse de energie, tehnologii sau sisteme durabile, sigure și cu emisii scăzute de dioxid de carbon, care trebuie să fie realizate și utilizate în beneficiul societății;

(m) normele pieței permit dispecerizarea eficientă a activelor de producere, a stocării energiei și a consumului dispecerizabil;

(n) normele pieței permit intrarea și ieșirea întreprinderilor producătoare de energie electrică și a întreprinderilor de stocare a energiei și a întreprinderilor furnizoare de energie electrică pe baza evaluării efectuate de întreprinderile respective cu privire la viabilitatea economică și financiară a operațiunilor lor;

(o) pentru a permite protecția participanților la piață împotriva riscurilor de volatilitate a prețurilor pe baza pieței, și pentru a reduce incertitudinea referitoare la randamentul viitor al investițiilor, produsele de acoperire a riscurilor pe termen lung sunt tranzacționabile la bursă într-un mod transparent, iar contractele de furnizare pe termen lung sunt negociabile pe piețele extrabursiere, sub rezerva respectării dreptului Uniunii în materie de concurență;

(p) normele pieței facilitează comerțul cu produse în întreaga Uniune, iar schimbările în materie de reglementare iau în considerare efectele atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, asupra piețelor la termen și asupra produselor;

(q) participanții la piață au dreptul de a obține accesul la rețelele de transport și la rețelele de distribuție, în condiții obiective, transparente și nediscriminatorii.

Articolul 4

Tranziția echitabilă

Comisia sprijină statele membre care adoptă o strategie națională pentru reducerea progresivă a capacității existente de producere și extracție pe bază de cărbune și a altor combustibili fosili solizi, prin toate mijloacele disponibile, pentru a permite o tranziție echitabilă în regiunile afectate de schimbări structurale. Comisia acordă asistență statelor membre în abordarea efectelor sociale și economice ale tranziției la o energie curată.

Comisia lucrează în strânsă colaborare cu părțile interesate din regiunile cu utilizare intensivă a cărbunelui și cu emisii ridicate de dioxid de carbon, facilitează accesul la fondurile și programele disponibile și utilizarea acestora și încurajează schimbul de bune practici, inclusiv discuțiile privind foile de parcurs industriale și necesitățile în materie de recalificare.

Articolul 5

Responsabilitatea în materie de echilibrare

(1) Toți participanții la piață sunt responsabili pentru dezechilibrele pe care le cauzează în sistem (denumită în continuare „responsabilitatea în materie de echilibrare”). În acest scop, participanții la piață fie sunt părți responsabile cu echilibrarea, fie își deleagă prin contract responsabilitatea unei părți responsabile cu echilibrarea la alegerea lor. Fiecare parte responsabilă cu echilibrarea poartă răspunderea financiară pentru dezechilibrele sale și depune eforturi pentru a fi echilibrată sau contribuie la echilibrarea sistemului electroenergetic.

(2) Statele membre pot prevedea derogări de la responsabilitatea în materie de echilibrare numai în ceea ce privește: (a) proiectele demonstrative pentru tehnologii inovatoare, sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare, cu condiția ca respectivele derogări să se limiteze la durata și amploarea necesare pentru realizarea scopurilor demonstrative; (b) instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie, cu o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW; (c) instalațiile care beneficiază de sprijin aprobat de Comisie în conformitate cu normele Uniunii în materie de ajutoare de stat în temeiul articolelor 107, 108 și 109 din TFUE și puse în funcțiune înainte de 4 iulie 2019.

Statele membre pot, fără a aduce atingere articolelor 107 și 108 din TFUE, să ofere stimulente participanților la piață care beneficiază integral sau parțial de o scutire de la responsabilitatea în materie de echilibrare să își asume integral responsabilitatea în materie de echilibrare.

(3) Atunci când acordă o derogare în conformitate cu alineatul (2), un stat membru se asigură că responsabilitatea financiară pentru dezechilibre revine unui alt participant la piață.

(4) Pentru instalațiile de producere a energiei electrice puse în funcțiune începând de la 1 ianuarie 2026, alineatul (2) litera (b) se aplică numai instalațiilor de producere care utilizează surse regenerabile de energie și care au o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 200 kW.

Articolul 6

Piața de echilibrare

(1) Piețele de echilibrare, inclusiv procesele de precalificare, sunt organizate în așa fel încât: (a) să se asigure în mod eficace nediscriminarea participanților la piață, ținând seama de diferitele necesități tehnice ale sistemului electroenergetic și de diferitele capacități tehnice ale surselor de producere a energiei, de stocare a energiei și a consumului dispecerizabil; (b) să se asigure că serviciile sunt definite într-o manieră transparentă și neutră din punct de vedere tehnologic și că acestea sunt achiziționate printr-o procedură transparentă, bazată pe piață; (c) să se asigure accesul nediscriminatoriu la toți participanții la piață, individual sau prin agregare, inclusiv la energia electrică produsă din surse regenerabile de energie variabile, la consumul dispecerizabil și la serviciile de stocare a energiei; (d) să se respecte necesitatea de a integra ponderea din ce în ce mai mare de producere variabilă, creșterea consumului dispecerizabil și apariția unor noi tehnologii.

(2) Prețul energiei de echilibrare nu este predeterminat în contractele privind capacitatea de echilibrare. Procesele de achiziție sunt transparente, în conformitate cu articolul 40 alineatul (4) din Directiva (UE) 2019/944 respectând în același timp confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.

(3) Piețele de echilibrare asigură siguranța în funcționare, permițând, în același timp, utilizarea la maximum și alocarea eficientă a capacității interzonale de la un interval de timp la altul în conformitate cu articolul 17.

(4) Decontarea energiei de echilibrare pentru produsele de echilibrare standard și produsele de echilibrare specifice se bazează pe prețuri marginale, de tip „pay-as-cleared”, cu excepția cazului în care toate autoritățile de reglementare aprobă o metodă alternativă de stabilire a prețurilor pe baza unei propuneri comune a tuturor operatorilor de sistem și de transport, în urma unei analize care demonstrează că metoda alternativă de stabilire a prețurilor este mai eficientă.

Participanților la piață trebuie să li se permită să liciteze cât mai aproape posibil de timpul real, iar ora de închidere a porții pentru energia de echilibrare nu poate precede ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale.

Operatorul de transport și de sistem care aplică un model de dispecerizare centralizată poate stabili norme suplimentare în conformitate cu orientările privind echilibrarea sistemului de energie electrică adoptate în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(5) Dezechilibrele se decontează la un preț care reflectă valoarea energiei în timp real.

(6) O zonă a prețului de dezechilibru trebuie să fie egală cu o zonă de ofertare, cu excepția cazului unui model de dispecerizare centralizată, caz în care o zonă a prețului de dezechilibru poate constitui o parte a unei zone de ofertare.

(7) Dimensionarea capacității de rezervă se realizează de operatorii de transport și de sistem și se facilitează la nivel regional.

(8) Achizițiile de capacitate de echilibrare se realizează de operatorul de transport și de sistem și pot fi facilitate la nivel regional. Rezerva privind capacitatea transfrontalieră în acest scop poate fi limitată. Achizițiile de capacitate de echilibrare se bazează pe piață și sunt organizate în așa fel încât să fie nediscriminatorii pentru participanții la piață în procesul de precalificare, în conformitate cu articolul 40 alineatul (4) din Directiva (UE) 2019/944, indiferent dacă participanții la piață participă în mod individual sau prin agregare.

Achizițiile de capacitate de echilibrare se bazează pe o piață primară, cu excepția cazului și în măsura în care autoritatea de reglementare a aprobat o derogare prin care permite utilizarea altor forme de achiziții bazate pe piață din cauza lipsei concurenței pe piața serviciilor de echilibrare. Derogările de la obligația de efectuare a achizițiilor de capacitate de echilibrare prin utilizarea piețelor primare se revizuiesc la fiecare trei ani.

(9) Achizițiile de capacitate de echilibrare ascendentă și de capacitate de echilibrare descendentă se efectuează separat, cu excepția cazului în care autoritatea de reglementare aprobă o derogare de la acest principiu întrucât o evaluare realizată de operatorul de transport și de sistem a demonstrat că aceasta ar conduce la o eficiență economică mai ridicată. Contractele de capacitate de echilibrare se încheie cu cel mult o zi înainte de furnizarea capacității de echilibrare, pentru o durată contractuală de maximum o zi, cu excepția cazului și în măsura în care autoritatea de reglementare a aprobat încheierea de contracte mai devreme sau durate mai lungi ale contractului pentru a asigura siguranța alimentării sau pentru a îmbunătăți eficiența economică.

Atunci când este acordată o derogare, pentru cel puțin 40 % din produsele standard de echilibrare și cel puțin 30 % din toate produsele utilizate pentru capacitatea de echilibrare, contractele de capacitate de echilibrare se încheie pentru nu mai mult de o zi înainte de furnizarea capacității de echilibrare, iar durata contractuală este de maximum o zi. Contractarea părții rămase din capacitatea de echilibrare se execută cu cel mult o lună înainte de furnizarea capacității de echilibrare și are o durată contractuală de maximum o lună.

(10) La cererea operatorului de transport și de sistem, autoritatea de reglementare poate decide să prelungească durata contractuală a părții rămase de capacitate de echilibrare menționate la alineatul (9) pentru o durată maximă de douăsprezece luni, cu condiția ca o astfel de decizie să fie limitată în timp, iar efectele pozitive în ceea ce privește reducerea costurilor pentru clienții finali să depășească efectele negative asupra pieței. Cererea include: (a) perioada de timp pe parcursul căreia s-ar aplica scutirea; (b) cantitatea capacității de echilibrare pentru care s-ar aplica scutirea; (c) o analiză a impactului scutirii asupra participării resurselor de echilibrare; și (d) justificarea scutirii, prin care să se demonstreze că această scutire ar conduce la costuri mai mici pentru clienții finali.

(11) În pofida alineatului (10), de la 1 ianuarie 2026, duratele contractuale sunt de maximum șase luni.

(12) Până la 1 ianuarie 2028, autoritățile de reglementare raportează Comisiei și ACER cu privire la proporția din puterea totală care face obiectul unor contracte cu o durată mai mare de o zi sau cu o perioadă de achiziție mai mare de o zi.

(13) Operatorii de transport și de sistem sau operatorii delegați de aceștia publică, cât mai curând posibil, dar cu o întârziere de maximum 30 de minute după livrare, echilibrul actual al sistemului în cadrul zonelor lor de programare, prețurile de dezechilibru estimate și prețurile estimate ale energiei de echilibrare.

(14) În cazul în care produsele de echilibrare standard nu sunt suficiente pentru a asigura siguranța în funcționare sau în cazul în care unele resurse de echilibrare nu pot participa la piața de echilibrare prin produse de echilibrare standard, operatorii de transport și de sistem pot propune derogări de la alineatele (2) și (4) pentru produse de echilibrare specifice care sunt activate la nivel local fără a le schimba cu alți operatori de transport și de sistem, iar autoritățile de reglementare pot aproba astfel de derogări.

Propunerile de derogări includ o descriere a măsurilor propuse pentru reducerea la minimum a utilizării anumitor produse care fac obiectul eficienței economice, o demonstrație a faptului că produsele specifice nu creează ineficiențe și denaturări semnificative pe piața de echilibrare fie din interiorul, fie din afara zonei de programare, precum și, după caz, norme și informații privind procesul de transformare a ofertelor de energie de echilibrare din produse specifice de echilibrare în oferte de energie de echilibrare din produse standard de echilibrare.

Articolul 7

Piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice

(1) Operatorii de transport și de sistem și OPEED organizează în comun gestionarea piețelor integrate pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice în conformitate cu Regulamentul (UE) 2015/1222. Operatorii de transport și de sistem și OPEED cooperează la nivelul Uniunii sau, dacă este necesar, la nivel regional, cu scopul de a maximiza eficiența și eficacitatea tranzacționării pentru ziua următoare și a tranzacționării intrazilnice a energiei electrice în Uniune. Această obligație de cooperare nu aduce atingere aplicării dreptului Uniunii în materie de concurență. În exercitarea funcțiilor pe care le dețin în materie de tranzacționare a energiei electrice, operatorii de transport și de sistem și OPEED sunt supuși supravegherii reglementare de către autoritățile de reglementare în temeiul articolului 59 din Directiva (UE) 2019/944 și de către ACER în temeiul articolelor 4 și 8 din Regulamentul (UE) 2019/942.

(2) Piețele pentru ziua următoare și piețele intrazilnice: (a) sunt organizate în așa fel încât să fie nediscriminatorii; (b) maximizează capacitatea tuturor participanților la piață de a gestiona dezechilibrele; (c) maximizează posibilitățile tuturor participanților la piață de a participa la comerțul interzonal cât mai aproape posibil de timpul real în toate zonele de ofertare; (d) oferă prețuri care să reflecte principiile fundamentale ale pieței, inclusiv valoarea energiei în timp real, pe care participanții la piață să se poată baza atunci când contractează produse de acoperire a riscurilor pe termen mai lung; (e) asigură siguranța în funcționare, permițând, în același timp, utilizarea la maximum a capacității de transport; (f) sunt transparente, protejând în același timp confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial și asigurând caracterul anonim al tranzacționării; (g) nu fac nicio distincție între tranzacțiile realizate în interiorul unei zone de ofertare și cele realizate între zone de ofertare; și (h) sunt organizate în așa fel încât să asigure faptul că toți participanții la piață pot avea acces la piață în mod individual sau prin agregare.

Articolul 8

Tranzacționarea pe piețele pentru ziua următoare și pe piețele intrazilnice

(1) OPEED permit participanților la piață să tranzacționeze energie cât mai aproape posibil de timpul real, și cel puțin până la ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale.

(2) OPEED oferă participanților la piață posibilitatea de tranzacționa energie în intervale de timp cel puțin la fel de scurte ca intervalul de decontare a dezechilibrelor, atât pe piețele pentru ziua următoare, cât și pe piețele intrazilnice.

(3) OPEED furnizează produse pentru tranzacționare pe piețele pentru ziua următoare și pe piețele intrazilnice care să fie de dimensiuni suficient de mici, dimensiunea ofertei minime fiind de 500 kW sau mai puțin, pentru a permite participarea eficace a consumului dispecerizabil, a stocării energiei și a surselor regenerabile de energie la scară mică, inclusiv participarea directă a clienților.

(4) Până la 1 ianuarie 2021, intervalul de decontare a dezechilibrelor este de 15 minute în toate zonele de programare, cu excepția cazului în care autoritățile de reglementare au acordat o derogare sau o scutire. Derogările pot fi acordate numai până la 31 decembrie 2024.

De la 1 ianuarie 2025, intervalul de decontare a dezechilibrelor nu depășește 30 de minute în cazul în care a fost acordată o scutire de către toate autoritățile de reglementare dintr-o zonă sincronă.

Articolul 9

Piețele la termen

(1) În conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719, operatorii de transport și de sistem emit drepturi de transport pe termen lung sau pun în aplicare măsuri echivalente pentru a permite participanților la piață, inclusiv proprietarilor de instalații de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile, să își acopere riscurile în materie de preț dincolo de granițele zonelor de ofertare, cu excepția cazului în care o evaluare a pieței la termen efectuată de către autoritățile de reglementare competente cu privire la granițele zonelor de ofertare indică faptul că există suficiente oportunități de acoperire a riscurilor în zonele de ofertare vizate.

(2) Drepturile de transport pe termen lung se alocă în mod transparent și nediscriminatoriu, pe baza pieței, prin intermediul unei platforme unice de alocare.

(3) Sub rezerva respectării dreptului Uniunii în materie de concurență, operatorii pieței sunt liberi să dezvolte produse de acoperire a riscului la termen, inclusiv produse de acoperire a riscului pe termen lung, pentru a oferi participanților la piață, inclusiv proprietarilor de instalații de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile, posibilitățile adecvate de acoperire a riscurilor financiare rezultate din fluctuațiile prețurilor. Statele membre nu impun cerința ca astfel de activități de acoperire a riscurilor să se limiteze la tranzacțiile din interiorul unui stat membru sau al unei zone de ofertare.

Articolul 10

Limitele tehnice pentru ofertare

(1) Nu există o limită maximă și nici o limită minimă a prețului angro al energiei electrice. Această dispoziție se aplică, printre altele, ofertării și compensării în toate intervalele de timp și include energia de echilibrare și prețurile de dezechilibru, fără a aduce atingere limitelor tehnice de preț care pot fi aplicate în intervalul de echilibrare și în intervalele de timp pentru ziua următoare și intrazilnice, în conformitate cu alineatul (2).

(2) OPEED pot aplica limite armonizate ale prețurilor maxime și minime de închidere pentru intervalele de timp pentru ziua următoare și intrazilnice. Limitele respective sunt suficient de ridicate pentru a nu restricționa în mod inutil comerțul, sunt armonizate pentru piața internă și țin seama de valoarea maximă a pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică. OPEED pun în aplicare un mecanism transparent pentru ajustarea automată a limitelor tehnice pentru ofertare în timp util în cazul în care se preconizează atingerea limitelor stabilite. Limitele superioare ajustate rămân aplicabile până când sunt necesare creșteri suplimentare în cadrul mecanismului respectiv.

(3) Operatorii de transport și de sistem nu iau niciun fel de măsuri cu scopul de a modifica prețurile angro.

(4) Autoritățile de reglementare sau, în cazul în care un stat membru a desemnat o altă autoritate competentă în acest scop, respectivele autorități competente desemnate, identifică politicile și măsurile aplicate pe teritoriul lor care ar putea contribui în mod indirect la restricționarea formării prețurilor angro, inclusiv limitarea ofertelor legate de activarea energiei de echilibrare, mecanismele de asigurare a capacității, măsurile luate de către operatorii de transport și de sistem, măsurile care urmăresc să conteste rezultatele de pe piață sau să prevină abuzul de poziție dominantă sau zonele de ofertare ineficient definite.

(5) În cazul în care o autoritate de reglementare sau o altă autoritate competentă desemnată a identificat o politică sau o măsură care ar putea contribui la restricționarea formării prețurilor angro, aceasta ia toate măsurile adecvate pentru eliminarea politicii sau a măsurii respective sau, dacă nu este posibil, pentru atenuarea impactului politicii sau a măsurii respective asupra comportamentului de ofertare. Statele membre transmit Comisiei un raport până la 5 ianuarie 2020, care descrie în detaliu măsurile și acțiunile pe care le-au întreprins sau intenționează să le întreprindă.

Articolul 11

Valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică

(1) Până la 5 iulie 2020, în cazul în care acest lucru este necesar pentru stabilirea unui standard de fiabilitate în conformitate cu articolul 25, autoritățile de reglementare sau, în cazul în care un stat membru a desemnat o altă autoritate competență în acest scop, respectivele autorități competente desemnate, stabilesc o estimare unică a valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică pentru teritoriul lor. Estimarea respectivă se pune la dispoziția publicului. Autoritățile de reglementare sau alte autorități competente desemnate pot stabili estimări diferite per zonă de ofertare dacă au mai multe zone de ofertare pe teritoriul lor. În cazul în care o zonă de ofertare este compusă din teritorii aparținând mai multor state membre, autoritățile de reglementare sau celelalte autorități competente desemnate în cauză stabilesc o estimare unică a valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică pentru respectiva zonă de ofertare. La stabilirea estimării unice a valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică, autoritățile de reglementare sau alte autorități competente desemnate aplică metodologia menționată la articolul 23 alineatul (6).

(2) Autoritățile de reglementare și autoritățile competente desemnate își actualizează estimarea valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică cel puțin o dată la cinci ani sau mai devreme, în cazul în care constată o modificare semnificativă.

Articolul 12

Dispecerizarea producerii și consumul dispecerizabil

(1) Dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice și consumul dispecerizabil sunt nediscriminatorii, transparente și, cu excepția cazului în care se prevede altfel la alineatele (2)-(6), se bazează pe piață.

(2) Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 și 109 din TFUE, statele membre se asigură că la dispecerizarea instalațiilor de producere a energiei electrice, operatorii de sistem acordă prioritate instalațiilor de producere care utilizează surse regenerabile de energie, în măsura în care funcționarea sigură a sistemului electroenergetic național permite acest lucru, pe baza unor criterii transparente și nediscriminatorii și în cazul în care respectivele instalații de producere a energiei electrice sunt: (a) fie instalații de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie și care au o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW; (b) fie proiecte demonstrative pentru tehnologii inovatoare, sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare, cu condiția ca o astfel de prioritate să se limiteze la durata și amploarea necesare pentru a îndeplini scopurile demonstrative.

(3) Un stat membru poate decide să nu aplice dispecerizarea prioritară, astfel cum se menționează la alineatul (2) litera (a), pentru instalațiile de producere a energiei electrice care au început să funcționeze la cel puțin șase luni după luarea deciziei, sau să aplice o capacitate minimă mai mică decât cea prevăzută la alineatul (2) litera (a), sub rezerva următoarelor condiții: (a) statul membru are piețe intrazilnice și alte piețe angro și piețe de echilibrare care funcționează bine, iar aceste piețe sunt pe deplin accesibile tuturor participanților la piață, în conformitate cu prezentul regulament; (b) normele de redispecerizare și gestionarea congestiilor sunt transparente pentru toți participanții la piață; (c) contribuția națională a statelor membre la obiectivul global obligatoriu al Uniunii privind ponderea energiei din surse regenerabile de energie în temeiul articolului 3 alineatul (2) din Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European și a Consiliului ( 3 ) și al articolului 4 litera (a) punctul 2 din Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului ( 4 ) este cel puțin egală cu rezultatul corespunzător al formulei prevăzute în anexa II la Regulamentul (UE) 2018/1999, iar cota de energie din surse regenerabile a statului membru nu se situează sub punctele sale de referință în temeiul articolului 4 litera (a) punctul 2 din Regulamentul (UE) 2018/1999 sau, alternativ, ponderea energiei din surse regenerabile a statului membru în consumul final brut de energie electrică este de cel puțin 50 %; (d) statul membru a notificat Comisiei derogarea planificată, indicând în detaliu modul în care sunt îndeplinite condițiile prevăzute la literele (a), (b) și (c); și (e) statul membru a publicat derogarea planificată, inclusiv prezentarea detaliată a motivelor pentru care a acordat derogarea, ținând seama în mod corespunzător de protecția informațiilor sensibile din punct de vedere comercial, dacă este cazul.

Orice derogare evită modificările retroactive care afectează instalațiile de producere ce beneficiază deja de dispecerizarea prioritară, în pofida oricărui acord între un stat membru și o instalație de producere pe bază voluntară.

Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 și109 din TFUE, statele membre pot oferi stimulente instalațiilor eligibile pentru dispecerizarea prioritară pentru a renunța în mod voluntar la dispecerizarea prioritară.

(4) Fără a aduce atingere articolelor 107, 108 și 109 din TFUE, statele membre pot prevedea dispecerizarea prioritară a energiei electrice produse la instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează cogenerare de înaltă eficiență, cu o putere instalată de producere a energiei electrice mai mică de 400 kW.

(5) Pentru instalațiile de producere a energiei electrice puse în funcțiune începând cu 1 ianuarie 2026, alineatul (2) litera (a) se aplică numai instalațiilor de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile și care au o putere instalată de producere de energie electrică mai mică de 200 kW.

(6) Fără a aduce atingere contractelor încheiate înainte de 4 iulie 2019, instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile sau cogenerare de înaltă eficiență, care au fost puse în funcțiune înainte de 4 iulie 2019 și, când au fost puse în funcțiune, făceau obiectul dispecerizării prioritare în temeiul articolului 15 alineatul (5) din Directiva 2012/27/UE sau în temeiul articolului 16 alineatul (2) din Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European și a Consiliului ( 5 ), continuă să beneficieze de dispecerizare prioritară. Dispecerizarea prioritară nu se mai aplică acestor instalații de producere a energiei electrice de la data la care instalația de producere a energiei electrice suferă modificări semnificative, astfel cum se consideră a fi cazul cel puțin în situația în care este necesară încheierea unui nou contract de racordare sau crește capacitatea de producere a instalației de producere a energiei electrice.

(7) Dispecerizarea prioritară nu pune în pericol funcționarea sigură a sistemului electroenergetic, nu trebuie să fie utilizată ca justificare pentru restricționarea capacităților interzonale dincolo de ceea ce este prevăzut la articolul 16 și se bazează pe criterii transparente și nediscriminatorii.

Articolul 13

Redispecerizarea

(1) Redispecerizarea producerii și redispecerizarea consumului dispecerizabil se bazează pe criterii obiective, transparente și nediscriminatorii. Acestea sunt deschise tuturor tehnologiilor de producere, tuturor serviciilor de stocare a energiei și de consum dispecerizabil, inclusiv operatorilor pieței situați în alte state membre, cu excepția cazului în care acest lucru nu este fezabil din punct de vedere tehnic.

(2) Resursele redispecerizate sunt selectate dintre instalațiile de producere, serviciile de stocare a energiei sau consum dispecerizabil utilizând mecanisme de piață și sunt compensate financiar. Ofertele de energie de echilibrare utilizate pentru redispecerizare nu stabilesc prețul energiei de echilibrare.

(3) Redispecerizarea producerii, a stocării energiei și a consumului dispecerizabil care nu se bazează pe piață poate fi utilizată numai dacă: (a) nu este disponibilă nicio alternativă bazată pe piață; (b) au fost utilizate toate resursele disponibile bazate pe piață; (c) numărul instalațiilor de producere a energiei electrice, al instalațiilor de stocare de energie sau al instalațiilor de consum dispecerizabil disponibile este prea mic pentru a asigura o concurență efectivă în zona în care sunt situate instalații adecvate pentru furnizarea serviciului respectiv; sau (d) situația actuală a rețelei conduce la congestie în mod periodic și previzibil, astfel încât redispecerizarea bazată pe piață ar duce la prezentarea periodică de oferte strategice, care ar crește nivelul congestiei interne, iar statul membru în cauză fie a adoptat un plan de acțiune pentru a aborda această congestie, fie se asigură că nivelul minim al capacității pentru comerțul interzonal este în conformitate cu articolul 16 alineatul (8).

(4) Operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție relevanți transmit autorității de reglementare competente, cel puțin o dată pe an, un raport cu privire la: (a) nivelul de dezvoltare și eficacitate al mecanismelor de redispecerizare bazate pe piață pentru instalațiile de producere a energiei electrice, de stocare a energiei electrice și de consum dispecerizabil; (b) motivele, volumele în MWh și tipurile de surse de producere care fac obiectul redispecerizării; (c) măsurile luate pentru a reduce necesitatea redispecerizării descendente a instalațiilor de producere care utilizează surse de energie regenerabile sau cogenerare de înaltă eficiență în viitor, inclusiv investițiile în digitalizarea infrastructurii rețelei și în serviciile care sporesc flexibilitatea.

Autoritatea de reglementare transmite raportul către ACER și publică un rezumat al datelor menționate la primul paragraf literele (a), (b) și (c), precum și recomandări de îmbunătățire, dacă este necesar.

(5) Sub rezerva cerințelor referitoare la menținerea fiabilității și a siguranței rețelei, pe baza unor criterii transparente și nediscriminatorii stabilite de autoritățile de reglementare, operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție: (a) garantează capacitatea rețelelor de transport și a rețelelor de distribuție de a transporta energie electrică produsă din surse regenerabile sau prin cogenerare de înaltă eficiență cu un grad minim posibil de redispecerizare, fără ca acest lucru să îi împiedice să ia în calcul la planificarea rețelei un grad limitat de redispecerizare, atunci când operatorul de transport și de sistem sau operatorul de distribuție poate demonstra în mod transparent că acesta este mai eficient din punct de vedere economic și nu depășește 5 % din energia electrică produsă anual în instalații care utilizează surse regenerabile de energie și care sunt direct conectate la rețeaua lor respectivă, cu excepția unor dispoziții contrare prevăzute de un stat membru în care energia electrică din instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie sau energia electrică produsă prin cogenerare de înaltă eficiență reprezintă mai mult de 50 % din consumul anual final brut de energie electrică; (b) iau măsuri operaționale adecvate legate de rețele și de piață pentru a reduce la minimum redispecerizarea descendentă a energiei electrice produse din surse regenerabile de energie sau prin cogenerare de înaltă eficiență; (c) se asigură că rețelele lor sunt suficient de flexibile, astfel încât să le poată gestiona.

(6) În cazul în care se utilizează redispecerizare descendentă care nu se bazează pe piață, se aplică următoarele principii: (a) instalațiile de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie fac obiectul redispecerizării descendente numai dacă nu există alte alternative sau numai dacă alte soluții ar conduce la costuri disproporționate semnificative sau la riscuri severe în ceea ce privește siguranța rețelei; (b) energia electrică produsă în cadrul unui proces care utilizează cogenerare de înaltă eficiență face obiectul redispecerizării descendente numai dacă, în afară de redispecerizarea descendentă a instalațiilor de producere a energiei electrice care utilizează surse regenerabile de energie, nu există alte alternative sau numai dacă alte soluții ar conduce la costuri disproporționate sau la riscuri severe în ceea ce privește siguranța rețelei; (c) energia electrică autoprodusă provenită de la instalații de producere care utilizează surse regenerabile de energie sau cogenerare de înaltă eficiență care nu este introdusă în rețeaua de transport sau de distribuție nu sunt supuse redispecerizării descendente decât dacă nicio altă soluție nu ar rezolva aspectele legate de siguranța rețelei; (d) redispecerizarea descendentă în temeiul literelor (a), (b) și (c) trebuie să fie justificată temeinic și transparent. Justificarea se include în raportul prevăzut la alineatul (3).

(7) În cazul în care se face uz de redispecerizare care nu se bazează pe piață, aceasta face obiectul unei compensații financiare plătite de către operatorul de sistem care solicită redispecerizarea operatorului instalației de producere, al instalației de stocare a energiei sau al instalației de consum dispecerizabil care a făcut obiectul redispecerizării, cu excepția cazului în care producătorii acceptă un contract de racordare în temeiul căruia livrarea energiei nu este garantată în mod ferm. Această compensație financiară este cel puțin egală valoarea mai ridicată a următoarelor elemente sau cu o combinație a acestora, în cazul în care aplicarea doar a valorii mai ridicate ar duce la o compensație nejustificat de mică sau nejustificat de mare: (a) costurile de exploatare suplimentare cauzate de redispecerizare, cum ar fi costuri suplimentare cu combustibilul în cazul redispecerizării ascendente, furnizarea de căldură de rezervă în cazul redispecerizării descendente instalațiilor de producere a energiei electrice care utilizează cogenerarea de înaltă eficiență; (b) veniturile nete din vânzarea de energie electrică pe piața pentru ziua următoare pe care instalația de producere a energiei electrice, instalația de stocare a energiei sau instalația de consum dispecerizabil le-ar fi generat în absența solicitării de redispecerizare; în cazul în care se acordă sprijin financiar pentru instalațiile de producere a energiei electrice, instalațiile de stocare a energiei sau instalațiile de consum dispecerizabil pe baza volumului de energie electrică produs sau consumat, sprijinul financiar care s-ar fi acordat în absența cererii de redispecerizare se consideră parte a veniturilor nete.







CAPITOLUL III

ACCESUL LA REȚEA ȘI GESTIONAREA CONGESTIILOR







SECȚIUNEA 1

Alocarea capacității

Articolul 14

Revizuirea zonelor de ofertare

(1) Statele membre iau toate măsurile corespunzătoare pentru abordarea congestiilor. Granițele zonelor de ofertare se bazează pe congestiile structurale pe termen lung din rețeaua de transport. Zonele de ofertare nu conțin astfel de congestii structurale, cu excepția cazului în care acestea nu au un impact asupra zonelor de ofertare învecinate sau, ca scutire temporară, impactul acestora asupra zonelor de ofertare învecinate este atenuat prin intermediul unor măsuri de remediere, iar respectivele congestii structurale nu conduc la reduceri ale capacității de tranzacționare interzonale în conformitate cu cerințele de la articolul 16. Configurația zonelor de ofertare din Uniune trebuie să fie concepută în așa fel încât să se maximizeze eficiența economică și oportunitățile de tranzacționare interzonale în conformitate cu articolul 16, menținându-se în același timp siguranța alimentării.

(2) Din trei în trei ani, ENTSO pentru energie electrică raportează cu privire la congestiile structurale și la alte congestii fizice majore între și în interiorul zonelor de ofertare, inclusiv locația și frecvența acestor congestii, în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Raportul respectiv cuprinde o evaluare a măsurii în care capacitatea pentru comerțul interzonal a atins traiectoria liniară în temeiul articolului 15 sau capacitatea minimă în temeiul articolului 16 din prezentul regulament.

(3) Pentru a se asigura o configurare optimă a zonelor de ofertare, se efectuează o revizuire a zonelor de ofertare. Această revizuire identifică toate congestiile structurale și include o analiză a diverselor configurații ale zonelor de ofertare în mod coordonat, cu implicarea părților interesate afectate din toate statele membre relevante, în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Zonele de ofertare actuale sunt evaluate în funcție de capacitatea acestora de a crea un mediu de piață fiabil, inclusiv pentru producția flexibilă și capacitatea de încărcare, care este esențială pentru evitarea blocajelor rețelei, pentru echilibrarea cererii și ofertei de energie electrică și pentru asigurarea siguranței pe termen lung a investițiilor în infrastructura rețelei.

(4) În sensul prezentului articol și al articolului 15 din prezentul regulament, statele membre relevante, operatorii de transport și de sistem sau autoritățile de reglementare sunt statele membre, operatorii de transport și de sistem sau autoritățile de reglementare care participă la revizuirea configurației zonelor de ofertare și cele aflate în aceeași regiune de calcul al capacităților în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(5) Până la 5 octombrie 2019, toți operatorii de transport și de sistem relevanți transmit o propunere de metodologie și ipoteze care urmează a fi utilizate în procesul de revizuire a zonelor de ofertare, precum și configurațiile alternative ale zonelor de ofertare care sunt avute în vedere, pentru a fi aprobate de către autoritățile de reglementare relevante. Autoritățile de reglementare relevante iau o decizie unanimă cu privire la propunere în termen de trei luni de la transmiterea propunerii. În cazul în care autoritățile de reglementare nu ajung la o decizie unanimă cu privire la propunere în acest interval de timp, ACER, într-un termen suplimentar de trei luni, decide referitor la metodologie și ipoteze, precum și referitor la configurațiile alternative ale zonelor de ofertare avute în vedere. Metodologia se bazează pe congestiile structurale care nu se preconizează a fi depășite în următorii trei ani, luând în considerare în mod corespunzător progresele tangibile înregistrate în privința proiectelor de dezvoltare a infrastructurii, a căror realizare se estimează a avea loc în următorii trei ani.

(6) Pe baza metodologiei și a ipotezelor aprobate în temeiul alineatului (5), operatorii de transport și de sistem care participă la revizuirea zonelor de ofertare transmit statelor membre relevante sau autorităților competente desemnate ale acestora o propunere comună de modificare sau de menținere a configurației zonelor de ofertare în termen de cel mult 12 luni de la aprobarea metodologiei și ipotezelor în temeiul alineatului (5). Alte state membre, părți contractante la Comunitatea Energiei sau alte țări terțe care împart aceeași zonă sincronă cu orice stat membru relevant pot transmite observații.

(7) În cazul în care congestia structurală a fost identificată în raport în temeiul alineatului (2) din prezentul articol sau în revizuirea zonei de ofertare în temeiul prezentului articol sau de unul sau mai mulți operatori de transport și de sistem în zonele de control ale acestora, într-un raport aprobat de autoritatea de reglementare competentă a statului membru care a identificat congestia structurală, în cooperare cu operatorii de transport și de sistem, decide, în termen de șase luni de la primirea raportului, fie să stabilească planurile de acțiune naționale sau multinaționale în temeiul articolul 15, fie să revizuiască și să modifice configurația zonei sale de ofertare. Deciziile respective se notifică imediat Comisiei și ACER.

(8) Pentru statele membre care au optat pentru modificarea configurației zonelor de ofertare în temeiul alineatului (7), statele membre relevante iau în unanimitate o decizie în termen de șase luni de la notificarea menționată la alineatul (7). Alte state membre pot transmite observații statelor membre în cauză, care ar trebui să țină seama de aceste observații atunci când iau decizia. Decizia se motivează și se notifică Comisiei și ACER. În cazul în care nu reușesc să ajungă la o decizie unanimă în termenul de șase luni, statele membre relevante notifică acest lucru imediat Comisiei. Ca o măsură de ultimă instanță, Comisia, după consultarea ACER, adoptă o decizie cu privire la modificarea sau menținerea configurației zonelor de ofertare între acele state membre și în cadrul acestora în termen de șase luni de la primirea acestei notificări.

(9) Statele membre și Comisia consultă părțile interesate relevante înainte de adoptarea unei decizii în temeiul prezentului articol.

(10) Orice decizie adoptată în temeiul prezentului articol precizează data de punere în aplicare a oricărei modificări. Data de punere în aplicare pune în balanță necesitatea promptitudinii și considerațiile de ordin practic, inclusiv tranzacțiile la termen cu energie electrică. Decizia poate stabili dispoziții tranzitorii adecvate.

(11) În cazul în care se lansează alte revizuiri ale zonelor de ofertare în temeiul orientărilor privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, se aplică prezentul articol.

Articolul 15

Planuri de acțiune

(1) În urma adoptării unei decizi în temeiul articolului 14 alineatul (7), statul membre care a identificat congestia structurală elaborează un plan de acțiune în cooperare cu autoritatea de reglementare. Planul de acțiune respectiv conține un calendar concret de adoptare a unor măsuri de reducere a congestiilor structurale identificate, în termen de patru ani de la adoptarea deciziei în temeiul articolului 14 alineatul (7).

(2) Fără a aduce atingere derogărilor acordate în temeiul articolului 16 alineatul (9) sau abaterilor acordate în temeiul articolului 16 alineatul (3), indiferent de progresul concret al planului de acțiune, statele membre asigură creșterea anuală a capacității pentru comerțul interzonal până la atingerea capacității minime prevăzute la articolul 16 alineatul (8). Respectiva capacitate minimă trebuie îndeplinită până la 31 decembrie 2025.

Respectivele creșteri anuale se realizează printr-o traiectorie liniară. Punctul de pornire al acestei traiectorii este fie capacitatea alocată la frontieră sau la un element critic de rețea în anul anterior adoptării planului de acțiune, fie capacitatea medie în ultimii trei ani înainte de adoptarea planului de acțiune, oricare este mai mare. Statele membre se asigură că, pe durata punerii în aplicare a planurilor lor de acțiune, capacitatea pusă la dispoziție pentru comerțul interzonal în conformitate cu articolul 16 alineatul (8) este cel puțin egală cu valorile traiectoriei liniare, inclusiv prin utilizarea măsurilor de remediere în regiunea de calcul al capacităților.

(3) Costurile măsurilor de remediere necesare pentru a atinge traiectoria liniară menționată la alineatul (2) sau pentru a pune la dispoziție capacitate interzonală la frontierele sau la elementele critice de rețea vizate de planul de acțiune sunt suportate de către statul membru sau statele membre care pun în aplicare planul de acțiune.

(4) Anual, în timpul punerii în aplicare a planului de acțiune și în termen de șase luni de la expirarea acestuia, operatorii de transport și de sistem relevanți evaluează dacă capacitatea transfrontalieră disponibilă a atins traiectoria liniară în ultimele 12 luni sau dacă, de la 1 ianuarie 2026, capacitățile minime prevăzute la articolul 16 alineatul (8) au fost atinse. Aceștia își transmit evaluările către ACER și către autoritățile de reglementare relevante. Înainte de elaborarea raportului, fiecare operator de transport și de sistem transmite spre aprobare autorității sale de reglementare contribuția sa la raport, inclusiv toate datele relevante.

(5) Pentru statele membre pentru care evaluările menționate la alineatul (4) demonstrează că un operator de transport și de sistem nu a respectat traiectoria liniară, statele membre relevante iau o decizie în unanimitate în termen de șase luni de la primirea raportului de evaluare menționat la alineatul (4) cu privire la menținerea sau modificarea configurației zonei de ofertare între respectivele state membre și în cadrul acestora. La decizia lor, statele membre relevante ar trebui să ia în considerare orice observație transmisă de alte state membre. Decizia statelor membre relevante se motivează și se notifică Comisiei și ACER.

În cazul în care nu ajung la o decizie unanimă în termenul prevăzut la primul paragraf, statele membre relevante notifică acest lucru imediat Comisiei. În termen de șase luni de la primirea unei astfel de notificări, ca o măsură de ultimă instanță și după consultarea ACER și a părților interesate relevante, Comisia adoptă o decizie de modificare sau de menținere a configurației zonelor de ofertare între statele membre respective și în cadrul acestora.

(6) Cu șase luni înainte de data expirării planului de acțiune, statul membru care a identificat congestia structurală decide dacă abordează congestiile rămase prin modificarea zonei sale de ofertare sau prin intermediul unor măsuri de remediere, ale căror costuri urmează să le acopere.

(7) În cazul în care nu s-a stabilit un plan de acțiune în termen de șase luni de la identificarea unei congestii structurale în temeiul articolului 14 alineatul (7), operatorii de transport și de sistem relevanți, în termen de 12 luni de la identificarea congestiei structurale, evaluează dacă capacitatea transfrontalieră disponibilă a ajuns la capacitățile minime prevăzute la articolul 16 alineatul (8) în ultimele 12 luni și transmit un raport de evaluare autorităților de reglementare relevante și ACER.

Înainte de elaborarea raportului, fiecare operator de transport și de sistem transmite spre aprobare autorității sale de reglementare contribuția sa la raport, inclusiv toate datele relevante. Procesul decizional stabilit la alineatul (5) din prezentul articol se aplică în cazul în care evaluarea demonstrează că un operator de transport și de sistem nu a respectat capacitatea minimă.

Articolul 16

Principii generale de alocare a capacității și de gestionare a congestiilor

(1) Problemele de congestie a rețelelor trebuie să fie abordate prin soluții nediscriminatorii, bazate pe mecanismele pieței, care să ofere semnale economice eficiente participanților la piață și operatorilor de transport și de sistem implicați. Problemele de congestie a rețelei se soluționează cu ajutorul unor metode care nu se bazează pe tranzacții, și anume metode care nu implică o selecție între contractele diferiților participanți la piață. Atunci când ia măsuri operaționale pentru a se asigura că sistemul său de transport rămâne în starea normală, operatorul de transport și de sistem ține seama de efectul măsurilor respective asupra zonelor de control învecinate și coordonează aceste măsuri cu alți operatori de transport și de sistem afectați, astfel cum se prevede în Regulamentul (UE) 2015/1222.

(2) Procedurile de restricționare a tranzacțiilor se folosesc numai în situații de urgență, și anume în cazul în care operatorul de transport și de sistem trebuie să acționeze rapid și în care nu este posibilă livrarea din altă sursă sau comercializarea în contrapartidă. Orice procedură de acest tip se aplică în mod nediscriminatoriu. Cu excepția situațiilor de forță majoră, participanții la piață cărora li s-a alocat capacitate primesc compensație pentru orice astfel de restricționare.

(3) Centrele de coordonare regionale efectuează calculul coordonat al capacităților în conformitate cu alineatele (4) și (8) din prezentul articol, astfel cum se prevede la articolul 37 alineatul (1) litera (a) și la articolul 42 alineatul (1).

Centrele de coordonare regionale calculează capacitățile interzonale respectând limitele de siguranță în funcționare, utilizând date de la operatorii de transport și de sistem, inclusiv date cu privire la disponibilitatea tehnică a măsurilor de remediere, fără a include întreruperea consumului. Dacă centrele de coordonare regionale concluzionează că acțiunile de remediere disponibile în regiunea de calcul al capacităților sau între regiunile de calcul al capacităților nu sunt suficiente pentru a atinge traiectoria liniară în temeiul articolului 15 alineatul (2) sau capacitățile minime prevăzute la alineatul (8) din prezentul articol, respectând în același timp limitele de siguranță în funcționare, acestea pot, în ultimă instanță, să stabilească acțiuni coordonate de reducere în consecință a capacităților interzonale. Operatorii de transport și de sistem se pot abate de la acțiunile coordonate în ceea ce privește calculul coordonat al capacităților și analiza coordonată a siguranței numai în conformitate cu articolul 42 alineatul (2).

La trei luni după punerea în funcțiune a centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 35 alineatul (2) din prezentul regulament și, ulterior, din trei în trei luni, centrele de coordonare regionale transmit un raport autorităților de reglementare relevante și ACER cu privire la eventualele reduceri de capacitate sau eventualele abateri de la acțiunile coordonate în temeiul celui de-al doilea paragraf și evaluează incidența și fac recomandări, după caz, cu privire la modul în care se pot evita astfel de abateri în viitor. În cazul în care ajunge la concluzia că nu sunt îndeplinite condițiile prealabile pentru o abatere în temeiul prezentului alineat sau că acestea sunt de natură structurală, ACER prezintă un aviz autorităților de reglementare relevante și Comisiei. Autoritățile de reglementare competente iau măsurile corespunzătoare împotriva operatorilor de transport și de sistem sau a centrelor de coordonare regionale în temeiul articolului 59 sau 62 din Directiva (UE) 2019/944, dacă nu au fost îndeplinite condițiile prealabile pentru o abatere în temeiul prezentului alineat.

Abaterile de natură structurală sunt abordate într-un plan de acțiune menționat la articolul 14 alineatul (7) sau într-o actualizare a unui plan de acțiune existent.

(4) Participanții la piață trebuie să respecte nivelul maxim de capacitate al interconectărilor și al rețelelor de transport afectate de capacitatea transfrontalieră în conformitate cu standardele de siguranță pentru exploatarea sigură a rețelei. Comercializarea în contrapartidă și redispecerizarea, inclusiv redispecerizarea transfrontalieră, se utilizează pentru a maximiza capacitățile disponibile pentru a atinge capacitatea minimă prevăzută la alineatul (8). Se aplică o procedură coordonată și nediscriminatorie pentru acțiunile de remediere transfrontaliere pentru a permite această maximizare, în urma punerii în aplicare a unei metodologii de partajare a costurilor pentru comercializarea în contrapartidă și redispecerizare.

(5) Capacitatea se alocă prin licitații explicite de capacitate sau prin licitații implicite, care includ atât capacitate, cât și energie. Ambele metode pot coexista pentru aceeași interconectare. Pentru tranzacțiile intrazilnice se utilizează tranzacționarea continuă, care poate fi suplimentată prin licitații.

(6) În caz de congestie, sunt declarate câștigătoare ofertele cu cea mai mare valoare valabile pentru capacitatea rețelei, indiferent că sunt formulate implicit sau explicit și care oferă cea mai mare valoare pentru capacitatea de transport limitată într-un interval de timp dat. Cu excepția cazului capacităților de interconexiune noi care beneficiază de o derogare în temeiul articolului 7 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003, al articolului 17 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 sau de o scutire în temeiul articolului 63 din prezentul regulament, se interzice stabilirea unor prețuri de rezervă în metodele de alocare a capacității.

(7) Capacitatea trebuie să poată fi tranzacționată liber pe piața secundară, cu condiția ca operatorul de transport și de sistem să fie informat cu suficient timp înainte. Atunci când un operator de transport și de sistem refuză un schimb (o tranzacție) secundar(ă), acest fapt trebuie comunicat și explicat în mod clar și transparent de către respectivul operator de transport și de sistem tuturor participanților la piață și notificat autorității de reglementare.

(8) Operatorii de transport și de sistem nu limitează volumul capacității de interconectare care urmează a fi pusă la dispoziția participanților la piață pentru a rezolva o congestie în interiorul propriei lor zone de ofertare sau ca modalitate de a gestiona fluxurile din tranzacțiile interne ale zonelor de ofertare. Fără a aduce atingere aplicării derogărilor prevăzute la alineatele (3) și (9) din prezentul articol și aplicării articolul 15 alineatul (2), se consideră că prezentul alineat este respectat, cu condiția să fie atinse următoarele niveluri minime ale capacității disponibile pentru comerțul interzonal: (a) pentru frontierele care folosesc o abordare bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, capacitatea minimă este de 70 % din capacitatea de transport, respectând limitele de siguranță în funcționare după scăderea contingențelor, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolului 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009; (b) pentru frontierele care utilizează o metodă bazată pe flux, capacitatea minimă este o marjă stabilită în procedura de calcul al capacității, disponibilă pentru fluxurile induse de schimburile interzonale. Marja menționată este de 70 % din capacitatea care respectă limitele de siguranță în funcționare ale elementelor critice de rețea interne și interzonale, ținând seama de contingențe, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu orientările privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor adoptate în temeiul articolul 18 alineatul (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

Procentul total de 30 % poate fi utilizat pentru marjele de fiabilitate, fluxurile în buclă și fluxurile interne ale fiecărui element critic de rețea.

(9) La cererea operatorilor de transport și de sistem dintr-o regiune de calcul al capacităților, autoritățile de reglementare relevante pot acorda o derogare de la alineatul (8), pentru motive previzibile, în cazul în care este necesară pentru menținerea siguranței în funcționare. Astfel de derogări, care nu vizează restricționarea capacităților deja alocate în temeiul alineatului (2), se acordă pentru durate de câte maximum un an sau, dacă amploarea derogării se diminuează semnificativ după primul an, pentru maximum doi ani. Amploarea unor astfel de derogări este limitată strict la ceea ce este necesar pentru menținerea siguranței în funcționare și evită discriminarea între schimburile interne și interzonale.

Înainte de acordarea unei derogări, autoritatea de reglementare competentă consultă autoritățile de reglementare din alte state membre care fac parte din regiunea de calcul al capacităților afectată. În cazul în care o autoritate de reglementare nu este de acord cu derogarea propusă, ACER decide dacă derogarea ar trebui să fie acordată în temeiul articolului 6 alineatul (10) litera (a) din Regulamentul (UE) 2019/942. Justificarea și motivele care stau la baza derogării se publică.

În cazul în care se acordă o derogare, operatorii de transport și de sistem relevanți elaborează și publică o metodologie și proiecte care să ofere o soluție pe termen lung la problema pe care vizează să o remedieze derogarea. Derogarea expiră la împlinirea duratei derogării sau odată ce soluția identificată este aplicată, în funcție de care dintre aceste date survine prima.

(10) Participanții la piață informează operatorii de transport și de sistem vizați, cu suficient timp înainte de perioada de funcționare relevantă, cu privire la intenția lor de a folosi capacitatea alocată. Orice capacitate alocată care nu este utilizată este pusă din nou la dispoziție pe piață, în conformitate cu o procedură deschisă, transparentă și nediscriminatorie.

(11) Operatorii de transport și de sistem, în măsura posibilităților tehnice, compensează solicitările de capacitate ale oricărui flux de energie electrică în direcția opusă pe linia de interconectare congestionată, pentru a utiliza această linie la capacitatea maximă. Luându-se în considerare pe deplin asigurarea siguranței rețelei, tranzacțiile care diminuează congestia nu sunt refuzate.

(12) Consecințele financiare ale neîndeplinirii obligațiilor asociate cu alocarea capacităților revin operatorilor de transport și de sistem sau OPEED răspunzători pentru această neîndeplinire. Atunci când participanții la piață nu utilizează capacitățile pe care s-au angajat să le utilizeze sau, în cazul capacităților care au făcut obiectul unei licitații explicite, nu realizează tranzacții de capacitate pe piața secundară sau nu restituie capacitățile în timp util, respectivii participanți la piață pierd dreptul de utilizare a acestor capacități și plătesc o penalitate care reflectă costurile induse de această situație. Toate penalitățile care reflectă costurile pentru neutilizarea capacităților trebuie să fie justificate și proporționale. În cazul în care un operator de transport și de sistem nu își respectă obligațiile de a furniza ferm capacitate de transport, acesta este responsabil de compensarea participantului la piață pentru pierderea dreptului de a utiliza capacitățile. Prejudiciile indirecte nu se iau în considerare în acest scop. Conceptele și metodele de bază care permit stabilirea responsabilităților în caz de neîndeplinire a obligațiilor sunt definite în prealabil în ceea ce privește consecințele financiare și sunt supuse evaluării de către autoritatea de reglementare relevantă.

(13) La alocarea costurilor măsurilor de remediere între operatorii de transport și de sistem, autoritățile de reglementare analizează în ce măsură fluxurile rezultate din tranzacțiile interne ale zonelor de ofertare contribuie la congestia constatată dintre două zone de ofertare și alocă costurile în funcție de respectiva contribuție la congestie operatorilor de transport și de sistem din zonele de ofertare răspunzători pentru crearea unor astfel de fluxuri, cu excepția costurilor generate de fluxurile rezultate din tranzacții interne ale zonelor de ofertare care sunt sub nivelul preconizat fără congestie structurală într-o zonă de ofertare.

Acest nivel este analizat și definit în comun de către toți operatorii de transport și de sistem dintr-o regiune de calcul al capacităților pentru fiecare frontieră individuală a zonei de ofertare și este supus aprobării tuturor autorităților de reglementare din regiunea de calcul al capacităților.

Articolul 17

Alocarea capacității interzonale de la un interval de timp la altul

(1) Operatorii de transport și de sistem recalculează capacitatea interzonală disponibilă cel puțin după ora de închidere a porții pieței pentru ziua următoare și a pieței intrazilnice interzonale. Operatorii de transport și de sistem alocă capacitatea interzonală disponibilă plus restul de capacitate interzonală care nu a fost alocată în prealabil, precum și orice capacitate interzonală eliberată de către deținătorii de drepturi fizice de transport din alocările anterioare în cadrul următorului proces de alocare a capacității interzonale.

(2) Operatorii de transport și de sistem propun o structură adecvată de alocare a capacității interzonale de la un interval de timp la altul, inclusiv pentru cele de tipul pentru ziua următoare, intrazilnic și de echilibrare. Această structură de alocare este evaluată de către autoritățile de reglementare relevante. La elaborarea propunerii lor, operatorii de transport și de sistem țin seama de: (a) caracteristicile piețelor; (b) condițiile operaționale ale sistemului electroenergetic, precum consecințele soldării operațiunilor programate ferm; (c) gradul de armonizare a procentelor alocate unor diferite intervale de timp și a intervalelor de timp adoptate pentru diferitele mecanisme de alocare a capacităților interzonale care sunt deja în vigoare.

(3) În cazul în care capacitatea interzonală este disponibilă după ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale, operatorii de transport și de sistem utilizează capacitatea interzonală pentru schimbul de energie de echilibrare sau pentru operarea procesului de compensare a dezechilibrelor.

(4) În cazul în care este alocată capacitate interzonală pentru schimbul de capacitate de echilibrare sau pentru partajarea rezervelor în temeiul articolului 6 alineatul (8) din prezentul regulament, operatorii de transport și de sistem utilizează metodologiile elaborate în orientările privind echilibrarea sistemului de energie electrică adoptate în temeiul articolului 6 alineatul (11) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009.

(5) Operatorii de transport și de sistem nu măresc marja de fiabilitate calculată în temeiul Regulamentului (UE) 2015/1222 în urma schimbului de capacitate de echilibrare sau a utilizării în comun a rezervelor.







SECȚIUNEA 2

Tarifele de rețea și veniturile din congestii

Articolul 18

Tarifele de acces la rețele, de utilizare a rețelelor și de întărire a rețelelor

(1) Tarifele aplicate de operatorii de rețea pentru accesul la rețele, inclusiv tarifele pentru racordarea la rețele, tarifele pentru utilizarea rețelelor și, acolo unde este cazul, tarifele pentru întăririle corelate ale rețelei reflectă costurile, sunt transparente, iau în considerare necesitatea de a garanta siguranța rețelei și flexibilitatea și reflectă costurile reale suportate, în măsura în care acestea corespund costurilor unui operator de rețea eficient și comparabil din punct de vedere structural și se aplică în mod nediscriminatoriu. Tarifele respective nu includ costurile necorelate care sprijină obiective de politică necorelate.

Fără a aduce atingere articolului 15 alineatele (1) și (6) din Directiva 2012/27/UE și criteriilor din anexa XI la directiva menționată, metoda utilizată pentru calculul tarifelor de rețea sprijină în mod neutru eficiența generală a sistemului pe termen lung prin semnale de preț pentru clienți și producători și în special se aplică într-un mod care nu discriminează nici pozitiv, nici negativ între producerea conectată la nivelul de distribuție și producerea conectată la nivelul de transport. Tarifele de rețea nu discriminează nici pozitiv, nici negativ împotriva stocării energiei sau împotriva agregării și nu descurajează producția proprie, autoconsumul sau participarea la consumul dispecerizabil. Fără a aduce atingere alineatului (3) din prezentul articol, tarifele respective nu se calculează în funcție de distanță.

(2) Metodologiile de calculare a tarifelor reflectă costurile fixe ale operatorilor de transport și de sistem și ale operatorilor de distribuție și oferă stimulente adecvate operatorilor de transport și de sistem și operatorilor de distribuție, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, pentru a spori eficiența, inclusiv eficiența energetică, pentru a încuraja integrarea pieței și siguranța alimentării, pentru a sprijini investițiile eficiente, pentru a sprijini activitățile de cercetare conexe și pentru a facilita inovarea în interesul consumatorilor în domenii precum digitalizarea, serviciile de flexibilitate și interconectarea.

(3) După caz, nivelul tarifelor aplicate producătorilor sau clienților finali sau atât producătorilor cât și clienților finali oferă semnale de localizare la nivelul Uniunii și ia în considerare pierderile din rețea și congestiile provocate, precum și costurile investițiilor în infrastructură.

(4) La stabilirea tarifelor de acces la rețea, se iau în considerare următoarele elemente: (a) plățile și încasările care rezultă din mecanismul de compensare între operatorii de transport și de sistem; (b) plățile efectiv realizate și primite, precum și plățile scontate pentru perioadele viitoare, estimate pe baza perioadelor anterioare.

(5) Stabilirea tarifelor de acces la rețea în temeiul prezentului articol nu aduce atingere tarifelor care rezultă din gestionarea congestiilor menționată la articolul 16.

(6) Nu se aplică tarife de rețea specifice la tranzacțiile individuale pentru tranzacționarea interzonală de energie electrică.

(7) Tarifele de distribuție reflectă costurile, ținând seama de utilizarea rețelei de distribuție de către utilizatorii sistemului, inclusiv clienții activi. Tarifele de distribuție pot cuprinde elemente legate de capacitatea de racordare la rețea și pot fi diferențiate în funcție de profilurile de consum sau de producere ale utilizatorilor sistemului. În cazul în care statele membre au pus în aplicare introducerea sistemelor de contorizare inteligentă, autoritățile de reglementare iau în considerare tarife de rețea diferențiate pe paliere orare, atunci când stabilesc sau aprobă tarifele de transport și tarifele de distribuție sau metodologiile în conformitate cu articolul 59 din Directiva (UE) 2019/944 și, după caz, pot fi introduse tarife de rețea diferențiate pe paliere orare pentru a reflecta utilizarea rețelei, într-un mod transparent, eficient din punctul de vedere al costurilor și previzibil pentru clientul final.

(8) Metodologiile de stabilire a tarifelor de distribuție stimulează operatorii de distribuție să-și exploateze și să-și dezvolte rețelele în cel mai eficient mod din punct de vedere al costurilor, inclusiv prin achiziționarea de servicii. În acest scop, autoritățile de reglementare recunosc costurile relevante drept eligibile și includ aceste costuri în tarifele de distribuție și pot introduce obiective de performanță pentru a stimula operatorii de distribuție să sporească gradul de eficiență în rețelele lor, inclusiv prin eficiență energetică, flexibilitate și dezvoltarea rețelelor inteligente și a sistemelor de contorizare inteligentă.

(9) Până la 5 octombrie 2019, pentru a reduce riscul de fragmentare a pieței, ACER prezintă un raport asupra bunelor practici privind metodologiile tarifelor de transport și de distribuție, ținând seama de specificul național. Raportul respectiv asupra bunelor practici vizează cel puțin următoarele: (a) raportul tarifelor aplicate producătorilor și al tarifelor aplicate clienților finali; (b) costurile care trebuie recuperate prin tarife; (c) tarifele de rețea diferențiate pe paliere orare; (d) semnalele de localizare; (e) relația dintre tarifele de transport și tarifele de distribuție; (f) metodele pentru a asigura transparența în ceea ce privește stabilirea și structura tarifelor; (g) grupurile de utilizatori ai rețelei vizați de tarife, inclusiv, după caz, caracteristicile grupurilor respective, formele de consum și scutirile tarifare; (h) pierderile în rețelele de înaltă, medie și joasă tensiune.

ACER actualizează raportul asupra bunelor practici cel puțin o dată la doi ani.

(10) Autoritățile de reglementare țin seama în mod corespunzător de raportul asupra bunelor practici atunci când stabilesc sau aprobă tarifele de transport și tarifele de distribuție sau metodologiile acestora în conformitate cu articolul 59 din Directiva (UE) 2019/944.

Articolul 19

Veniturile din congestii

(1) Procedurile de gestionare a congestiilor asociate cu un interval de timp prestabilit pot genera venituri doar în cazul în care se produce o congestie în respectivul interval de timp, cu excepția cazului unor capacități de interconexiune noi care beneficiază de o scutire în temeiul articolului 63 din prezentul regulament, sau o derogare în temeiul articolului 17 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 sau al articolului 7 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003. Procedura de distribuire a acestor venituri este supusă evaluării autorităților de reglementare și nu denaturează procesul de alocare în favoarea niciunei părți care solicită capacități sau energie și nici nu constituie un factor de descurajare pentru reducerea congestiei.

(2) La alocarea veniturilor care decurg din alocarea capacității interzonale au prioritate următoarele obiective: (a) garantarea disponibilității reale a capacității alocate, inclusiv compensarea pentru fermitate; sau (b) menținerea sau creșterea capacităților interzonale prin optimizarea utilizării capacităților de interconexiune existente prin măsuri coordonate de remediere, dacă este cazul, sau acoperirea costurilor generate de investițiile în rețea relevante pentru reducerea congestionării capacităților de interconexiune.

(3) În cazul în care obiectivele legate de prioritățile stabilite la alineatul (2) au fost îndeplinite în mod adecvat, veniturile pot fi utilizate ca venituri care trebuie luate în considerare de autoritățile de reglementare atunci când aprobă metodologia de calculare a tarifelor de rețea sau când stabilesc tarifele de rețea, sau în ambele cazuri. Veniturile reziduale sunt plasate într-un cont intern separat până în momentul în care pot fi cheltuite în scopurile prevăzute la alineatul (2).

(4) Utilizarea veniturilor în conformitate cu alineatul (2) litera (a) sau (b) face obiectul unei metodologii propuse de operatorii de transport și de sistem, după consultarea autorităților de reglementare și a părților interesate relevante, și după aprobarea de către ACER. Operatorii de transport și de sistem prezintă ACER metodologia propusă până la 5 iulie 2020, iar ACER decide cu privire la metodologia propusă în termen de șase luni de la primirea acesteia.

ACER poate solicita operatorilor de transport și de sistem să modifice sau să actualizeze metodologia menționată la primul paragraf. ACER decide cu privire la metodologia actualizată în termen de cel mult șase luni de la transmiterea acesteia.

Metodologia prevede cel puțin condițiile în care veniturile pot fi folosite pentru scopurile prevăzute la alineatul (2), condițiile în care veniturile respective pot fi plasate într-un cont intern separat pentru o utilizare viitoare în aceste scopuri, și durata posibilă a plasării într-un astfel de cont separat.

(5) Operatorii de transport și de sistem stabilesc în mod clar, în avans, modul în care vor fi utilizate veniturile din congestii și raportează autorităților de reglementare cu privire la modul în care au fost utilizate efectiv veniturile respective. Până la data de 1 martie a fiecărui an, autoritățile de reglementare informează ACER și publică un raport în care indică: (a) suma veniturilor colectate pentru perioada de 12 luni care se încheie la data de 31 decembrie a anului anterior; (b) modul în care au fost utilizate veniturile respective, în temeiul alineatului (2), incluzând proiectele specifice pentru care au fost utilizate veniturile, precum și suma plasată într-un cont separat; (c) suma care a fost utilizată la calcularea tarifelor de rețea; și (d) verificarea faptului că suma menționată la litera (c) este în conformitate cu prezentul regulament și cu metodologia elaborată în temeiul alineatelor (3) și (4).

Dacă o parte din veniturile din congestii sunt utilizate la calcularea tarifelor de rețea, raportul prezintă modul în care operatorii de transport și de sistem au îndeplinit obiectivele prioritare prevăzute la alineatul (2), după caz.







CAPITOLUL IV

ADECVAREA RESURSELOR

Articolul 20

Adecvarea resurselor pe piața internă de energie electrică

(1) Statele membre monitorizează adecvarea resurselor de pe teritoriul lor pe baza evaluării adecvării resurselor la nivel european menționată la articolul 23. Pentru a completa evaluarea adecvării resurselor la nivel european, statele membre pot, de asemenea, să efectueze evaluări ale adecvării resurselor la nivel național în temeiul articolul 24.

(2) În cazul în care evaluarea adecvării resurselor la nivel european menționată la articolul 23 sau evaluarea adecvării resurselor la nivel național menționată la articolul 24 identifică o problemă de adecvare a resurselor, statul membru vizat identifică eventualele denaturări în materie de reglementare sau disfuncționalități ale pieței care au cauzat sau au contribuit la apariția problemei.

(3) Statele membre cu probleme identificate de adecvare a resurselor elaborează și publică un plan de punere în aplicare cu un calendar pentru adoptarea de măsuri de eliminare a denaturărilor în materie de reglementare sau a disfuncționalităților pieței în cadrul procedurii ajutoarelor de stat. La abordarea problemelor legate de adecvarea resurselor, statele membre au în vedere în special principiile enunțate la articolul 3 și iau în considerare: (a) eliminarea denaturărilor în materie de reglementare; (b) eliminarea plafoanelor la prețuri în conformitate cu articolul 10; (c) introducerea unei funcții de stabilire a prețurilor deficitelor pentru energia de echilibrare, astfel cum se prevede la articolul 44 alineatul (3) din Regulamentul (UE) 2017/2195; (d) creșterea interconectării și a capacității rețelei interne în vederea atingerii cel puțin a obiectivelor lor de interconectare, astfel cum se menționează la articolul 4 litera (d) punctul 1 din Regulamentul (UE) 2018/1999; (e) să permită producția proprie, stocarea energiei, măsurile legate de cerere și eficiența energetică prin adoptarea de măsuri pentru eliminarea denaturărilor identificate în materie de reglementare; (f) asigurarea achiziționării eficiente din punct de vedere al costurilor și bazate pe piață a serviciilor auxiliare și de echilibrare; (g) eliminarea prețurilor reglementate în cazurile prevăzute la articolul 5 din Directiva (UE) 2019/944.

(4) Statele membre vizate prezintă pentru revizuire Comisiei planurile lor de punere în aplicare.

(5) În termen de patru luni de la primirea planului de punere în aplicare, Comisia emite un aviz în care precizează dacă măsurile sunt suficiente pentru a elimina denaturările în materie de reglementare sau disfuncționalitățile pieței care au fost identificate în temeiul alineatului (2) și poate invita statele membre să își modifice în consecință planurile de punere în aplicare.

(6) Statele membre vizate monitorizează implementarea planurilor lor de punere în aplicare și publică rezultatele monitorizării într-un raport anual pe care îl transmit Comisiei.

(7) Comisia emite un aviz în care precizează dacă planurile de punere în aplicare au fost implementate în mod suficient și dacă a fost soluționată problema adecvării resurselor.

(8) Statele membre continuă să respecte planul de punere în aplicare după soluționarea problemei identificate de adecvare a resurselor.

Articolul 21

Principii generale pentru mecanismele de asigurare a capacității

(1) Pentru a elimina problemele rămase legate de adecvarea resurselor, statele membre pot introduce mecanisme de asigurare a capacității, în ultimă instanță și concomitent cu punerea în aplicare a măsurilor menționate la articolul 20 alineatul (3) din prezentul regulament, în conformitate cu articolele 107, 108 și 109 din TFUE.

(2) Înainte de introducerea mecanismelor de asigurare a capacității, statele membre vizate efectuează un studiu cuprinzător cu privire la posibilele efecte ale mecanismelor respective asupra statelor membre învecinate, consultând cel puțin statele membre învecinate la care au o racordare directă la rețea, precum și părțile interesate din statele membre respective.

(3) Statele membre evaluează dacă un mecanism de asigurare a capacității sub forma unei rezerve strategice poate remedia problemele în materie de adecvare a resurselor. În caz contrar, statele membre pot pune în aplicare un alt tip de mecanism de asigurare a capacității.

(4) Statele membre nu introduc mecanisme de asigurare a capacității dacă atât evaluarea adecvării resurselor la nivel european, cât și evaluarea adecvării resurselor la nivel național, sau în absența unei evaluări a adecvării resurselor la nivel național, evaluarea adecvării resurselor la nivel european nu a identificat o problemă legată de adecvarea resurselor.

(5) Statele membre nu introduc mecanisme de asigurare a capacității înainte ca planul de punere în aplicare menționat la articolul 20 alineatul (3) să fi primit un aviz din partea Comisiei, astfel cum se prevede la articolul 20 alineatul (5).

(6) În cazul în care aplică un mecanism de asigurare a capacității, statul membru revizuiește mecanismul respectiv și se asigură că nu se încheie contracte noi în cadrul mecanismului respectiv în cazul în care atât evaluarea adecvării resurselor la nivel european, cât și evaluarea adecvării resurselor la nivel național sau, în absența unei evaluări a adecvării resurselor la nivel național, evaluarea adecvării resurselor la nivel european nu a identificat o problemă legată de adecvarea resurselor, ori planul de punere în aplicare menționat la articolul 20 alineatul (3) nu a primit un aviz din partea Comisiei, astfel cum se menționează la articolul 20 alineatul (5).

(7) La conceperea mecanismelor de asigurare a capacității, statele membre includ o dispoziție ce permite eliminarea administrativă treptată eficientă a mecanismului de asigurare a capacității în cazul în care nu se încheie contracte noi în temeiul alineatului (6) timp de trei ani consecutivi.

(8) Mecanismele de asigurare a capacității sunt temporare. Acestea sunt aprobate de Comisie pentru o perioadă de cel mult 10 ani. Acestea se elimină treptat sau volumul capacităților angajate se reduce pe baza planurilor de punere în aplicare menționate la articolul 20. Statele membre continuă să aplice planul de punere în aplicare după introducerea mecanismului de asigurare a capacității.

Articolul 22

Principiile de concepere a mecanismelor de asigurare a capacității

(1) Orice mecanism de asigurare a capacității: (a) este temporar; (b) nu creează denaturări nejustificate ale pieței și nu limitează comerțul interzonal; (c) nu depășește ceea ce este necesar pentru a aborda problemele de adecvare menționate la articolul 20; (d) selectează furnizorii de capacitate prin intermediul unui proces transparent, nediscriminatoriu și concurențial; (e) oferă stimulente pentru ca furnizorii de capacitate să fie disponibili în perioadele de suprasolicitare preconizată a sistemelor; (f) garantează că remunerația este stabilită printr-un proces concurențial; (g) stabilește condițiile tehnice necesare participării furnizorilor de capacitate înaintea procesului de selecție; (h) este deschis participării tuturor resurselor capabile să asigure performanțele tehnice necesare, inclusiv stocării energiei și gestionării cererii; (i) aplică sancțiuni adecvate furnizorilor de capacitate care nu sunt disponibili în momente de suprasolicitare a sistemelor.

(2) Conceperea rezervelor strategice îndeplinește următoarele cerințe: (a) atunci când un mecanism de asigurare a capacității a fost conceput ca o rezervă strategică, resursele sunt dispecerizate numai dacă este probabil ca operatorii de transport și de sistem să își epuizeze resursele de echilibrare pentru a stabili un echilibru între cerere și ofertă; (b) în cursul intervalelor de decontare a dezechilibrelor când sunt dispecerizate resurse din rezerva strategică, dezechilibrele de pe piață se decontează cel puțin la valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică sau la o valoare mai mare decât limita tehnică de preț intrazilnică, astfel cum se menționează la articolul 10 alineatul (1), luându-se în considerare valoarea cea mai mare; (c) randamentul rezervei strategice după dispecerizare se atribuie părților responsabile cu echilibrarea prin intermediul mecanismului de decontare a dezechilibrelor; (d) resursele incluse în rezerva strategică nu sunt remunerate prin intermediul piețelor angro de energie electrică sau al piețelor de echilibrare; (e) resursele din rezerva strategică sunt păstrate în afara pieței cel puțin pe durata perioadei contractuale.

Cerința menționată la primul paragraf litera (a) nu aduce atingere activării resurselor înainte de dispecerizarea propriu-zisă pentru a respecta constrângerile de solicitare și cerințele de funcționare ale resurselor. Randamentul rezervei strategice din timpul activării nu se atribuie grupurilor pentru echilibrare prin intermediul piețelor angro și nici nu le modifică dezechilibrele.

(3) Pe lângă cerințe