02019R0943 — SK — 23.06.2022 — 001.001

Tento text slúži výlučne ako dokumentačný nástroj a nemá žiadny právny účinok. Inštitúcie Únie nenesú nijakú zodpovednosť za jeho obsah. Autentické verzie príslušných aktov vrátane ich preambúl sú tie, ktoré boli uverejnené v Úradnom vestníku Európskej únie a ktoré sú dostupné na portáli EUR-Lex. Tieto úradné znenia sú priamo dostupné prostredníctvom odkazov v tomto dokumente

►B NARIADENIE EURÓPSKEHO PARLAMENTU A RADY (EÚ) 2019/943 z 5. júna 2019 o vnútornom trhu s elektrinou (prepracované znenie) (Text s významom pre EHP) (Ú. v. ES L 158 14.6.2019, s. 54)

Zmenené a doplnené:









▼B

NARIADENIE EURÓPSKEHO PARLAMENTU A RADY (EÚ) 2019/943

z 5. júna 2019

o vnútornom trhu s elektrinou

(prepracované znenie)

(Text s významom pre EHP)







KAPITOLA I

PREDMET ÚPRAVY, ROZSAH PÔSOBNOSTI A VYMEDZENIE POJMOV

Článok 1

Predmet úpravy a rozsah pôsobnosti

Cieľom tohto nariadenia je:

a) stanoviť základ pre efektívne dosahovanie cieľov energetickej únie, a najmä rámca politík v oblasti klímy a energetiky do roku 2030, umožnením vysielania trhových signálov v záujme zvýšenia efektívnosti, podielu obnoviteľných zdrojov energie, bezpečnosti dodávok, flexibility, udržateľnosti, dekarbonizácie a inovácie;

b) stanoviť základné zásady dobre fungujúcich integrovaných trhov s elektrinou, ktoré umožnia všetkým poskytovateľom zdrojov a odberateľom elektriny nediskriminačný prístup na trh, posilnia postavenie spotrebiteľov, zabezpečia konkurencieschopnosť na globálnom trhu, ako aj riadenie odberu, uskladňovanie energie a energetickú efektívnosť a uľahčia agregáciu distribuovaného dopytu a ponuky, a umožnia integráciu trhu a odvetvia a trhové odmeňovanie za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov;

c) stanoviť spravodlivé pravidlá pre cezhraničnú výmenu elektriny a tým podporiť hospodársku súťaž na vnútornom trhu s elektrinou, berúc do úvahy špecifiká vnútroštátnych a regionálnych trhov, vrátane zriadenia kompenzačného mechanizmu pre cezhraničné toky elektriny a určenia harmonizovaných zásad pre poplatky za cezhraničný prenos a prideľovania dostupných kapacít spojovacích vedení medzi národnými prenosovými sústavami;

d) uľahčiť vznik dobre fungujúceho a transparentného veľkoobchodného trhu prispievajúceho k vysokej úrovni bezpečnosti dodávok elektriny a stanovujúceho mechanizmy na harmonizáciu pravidiel pre cezhraničné výmeny elektriny.

Článok 2

Vymedzenie pojmov

Uplatňuje sa toto vymedzenie pojmov:

1. „spojovacie vedenie“ je prenosové vedenie, ktoré prechádza cez hranicu medzi členskými štátmi alebo ju preklenuje a ktoré spája národné prenosové sústavy členských štátov;

2. „regulačný orgán“ je regulačný orgán určený každým členským štátom podľa článku 57 ods. 1 smernice (EÚ) 2019/944;

3. „cezhraničný tok“ je fyzický tok elektriny cez prenosovú sústavu členského štátu, ktorý vyplýva z vplyvu činností výrobcov a/alebo odberateľov mimo tohto členského štátu na jeho prenosovú sústavu;

4. „preťaženie“ je situácia, pri ktorej nie je možné prijať všetky požiadavky účastníkov trhu na obchodovanie medzi sieťovými oblasťami, pretože by významným spôsobom ovplyvnili fyzické toky na prvkoch siete, ktoré tieto toky nedokážu prijať;

5. „nové spojovacie vedenie“ je spojovacie vedenie, ktoré k 4. augustu 2003 ešte nebolo dokončené;

6. „štrukturálne preťaženie“ je preťaženie v prenosovej sústave, ktoré je možné jednoznačne vymedziť, je predvídateľné, v priebehu času geograficky stabilné a ktoré sa často opakovane vyskytuje v bežných podmienkach elektrizačnej sústavy;

7. „organizátor trhu“ je subjekt poskytujúci službu, v rámci ktorej sa ponuky na predaj elektriny spárujú s ponukami na nákup elektriny;

8. „nominovaný organizátor trhu s elektrinou“ je organizátor trhu, ktorého príslušný orgán určil, aby vykonával úlohy týkajúce sa jedného prepojenia denných trhov alebo jedného prepojenia vnútrodenných trhov;

9. „hodnota nedodanej elektriny“ je odhad maximálnej ceny elektriny, ktorú sú odberatelia ochotní zaplatiť, aby sa vyhli odstávke, vyjadrený v EUR/MWh;

10. „zabezpečovanie rovnováhy“ sú všetky činnosti a procesy vo všetkých časových rámcoch, prostredníctvom ktorých prevádzkovatelia prenosových sústav priebežne zabezpečujú udržiavanie frekvencie v sústave vo vopred určenom rozsahu stability a v súlade s výškou rezerv potrebných na dodržiavanie požadovanej kvality;

11. „regulačná energia“ je elektrina využívaná prevádzkovateľmi prenosových sústav na zabezpečovanie rovnováhy;

12. „poskytovateľ regulačných služieb“ je účastník trhu poskytujúci prevádzkovateľom prenosových sústav buď regulačnú energiu, alebo disponibilitu, alebo regulačnú energiu aj disponibilitu;

13. „disponibilita“ je objem rezervnej kapacity, s ktorého dodržaním súhlasil poskytovateľ regulačných služieb a vzhľadom na ktorý poskytovateľ regulačných služieb súhlasil s tým, že prevádzkovateľovi prenosovej sústavy počas trvania zmluvy predloží ponuky na zodpovedajúci objem regulačnej energie;

14. „samostatný subjekt zúčtovania“ je účastník trhu alebo jeho vybraný zástupca zodpovedný za odchýlky na trhu s elektrinou, ktoré účastník trhu spôsobil;

15. „interval zúčtovania odchýlok“ je časová jednotka, za ktorú sa samostatným subjektom zúčtovania vypočítava odchýlka;

16. „cena odchýlky“ je cena, či už kladná, nulová alebo záporná, za odchýlku v každom smere v jednotlivých intervaloch zúčtovania odchýlok;

17. „oblasť ceny odchýlky“ je oblasť, v ktorej sa vypočítava cena odchýlky;

18. „postup predbežného schválenia“ je postup na overenie toho, či poskytovateľ disponibility vyhovuje požiadavkám stanoveným prevádzkovateľmi prenosových sústav;

19. „rezervná kapacita“ je výška rezerv na zachovanie frekvencie, rezerv na obnovenie frekvencie alebo nahradzujúcich rezerv, ktoré musia byť k dispozícii prevádzkovateľovi prenosovej sústavy;

20. „prednostný dispečing“ je so zreteľom na model decentralizovaného dispečingu nasadzovanie elektrární na základe kritérií, ktoré sú odlišné od ekonomického poradia ponúk a so zreteľom na model centralizovaného dispečingu nasadzovanie elektrární na základe kritérií odlišných od ekonomického poradia a od obmedzení siete a ktoré uprednostňujú nasadzovanie určitých technológií výroby;

21. „región výpočtu kapacity“ je geografická oblasť, v ktorej sa uplatňuje koordinovaný výpočet kapacity;

22. „kapacitný mechanizmus“ je dočasné opatrenie s cieľom zabezpečiť dosiahnutie potrebnej úrovne primeranosti zdrojov prostredníctvom odmeňovania zdrojov za ich dostupnosť, s výnimkou opatrení týkajúcich sa podporných služieb alebo riadenia preťaženia;

23. „vysoko účinná kogenerácia“ je kogenerácia, ktorá spĺňa kritériá stanovené v prílohe II k smernici Európskeho parlamentu a Rady 2012/27/EÚ ( 1 );

24. „demonštračný projekt“ je projekt, na ktorom sa demonštruje technológia ako prvá svojho druhu v Únii, ktorá predstavuje významnú inováciu výrazne prekračujúcu rámec aktuálneho stavu technologického vývoja;

25. „účastník trhu“ je fyzická alebo právnická osoba, ktorá kupuje, predáva alebo vyrába elektrinu, sprostredkováva agregáciu alebo je prevádzkovateľom riadenia odberu alebo služieb uskladňovania energie aj prostredníctvom zadávania pokynov na obchodovanie na jednom alebo viacerých trhoch s elektrinou vrátane trhov s regulačnou energiou;

26. „redispečing“ je opatrenie vrátane obmedzenia distribúcie, ktoré aktivuje jeden alebo viacerí prevádzkovatelia prenosových sústav alebo prevádzkovatelia distribučných sústav prostredníctvom zmeny modelu výroby a/alebo zaťaženia s cieľom zmeniť fyzické toky v elektrizačnej sústave a zmierniť fyzické preťaženie alebo inak zabezpečiť bezpečnosť sústavy;

27. „protiobchod“ je medzioblastná výmena, ktorú iniciovali prevádzkovatelia sústav medzi dvoma ponukovými oblasťami s cieľom zmierniť fyzické preťaženie;

28. „zariadenie na výrobu elektriny“ je zariadenie, ktoré premieňa primárnu energiu na energiu elektrickú a ktoré sa skladá z jedného alebo viacerých zariadení na výrobu elektriny pripojených do sústavy;

29. „model centralizovaného dispečingu“ je model plánovania prevádzky a dispečingu, v rámci ktorého plány výroby a spotreby, ako aj dispečing zariadení na výrobu elektriny a odberných zariadení, pokiaľ ide o nasaditeľné zariadenia, určuje prevádzkovateľ prenosovej sústavy v rámci integrovaného postupu plánovania prevádzky;

30. „model decentralizovaného dispečingu“ je model plánovania prevádzky a dispečingu, v rámci ktorého plány výroby a spotreby, ako aj dispečing zariadení na výrobu elektriny a odberných zariadení, určuje agent plánovania týchto zariadení;

31. „štandardný produkt regulácie“ je harmonizovaný produkt regulácie, ktorý je určený všetkými prevádzkovateľmi prenosových sústav na výmenu regulačných služieb;

32. „osobitný produkt regulácie“ je produkt regulácie, ktorý sa líši od štandardného produktu regulácie;

33. „delegovaný prevádzkovateľ“ je subjekt, na ktorý prevádzkovateľ prenosovej sústavy alebo nominovaný organizátor trhu s elektrinou preniesol konkrétne úlohy alebo povinnosti, ktorými bol tento prevádzkovateľ prenosovej sústavy alebo nominovaný organizátor trhu s elektrinou podľa tohto nariadenia alebo iného právneho aktu Únie poverený alebo ktoré mu určil členský štát alebo regulačný orgán;

34. „odberateľ“ je odberateľ ako je uvedené v článku 2 bode 1 smernice (EÚ) 2019/944;

35. „koncový odberateľ“ je koncový odberateľ ako je uvedené v článku 2 bode 3 smernice (EÚ) 2019/944;

36. „veľkoobchodný odberateľ“ je veľkoobchodný odberateľ ako je uvedené v článku 2 bode 2 smernice (EÚ) 2019/944;

37. „odberateľ v domácnosti“ je odberateľ v domácnosti ako je uvedené v článku 2 bode 4 smernice (EÚ) 2019/944;

38. „malý podnik“ je malý podnik ako je uvedené v článku 2 bode 7 smernice (EÚ) 2019/944;

39. „aktívny odberateľ“ je aktívny odberateľ ako je uvedené v článku 2 bode 8 smernice (EÚ) 2019/944;

40. „trh s elektrinou“ je trh s elektrinou ako je uvedené v článku 2 bode 9 smernice (EÚ) 2019/944;

41. „dodávka“ je dodávka ako je uvedené v článku 2 bode 12 smernice (EÚ) 2019/944;

42. „zmluva o dodávke elektriny“ je zmluva o dodávke elektriny ako je uvedené v článku 2 bode 13 smernice (EÚ) 2019/944;

43. „agregácia“ je agregácia ako je uvedené v článku 2 bode 18 smernice (EÚ) 2019/944;

44. „riadenie odberu“ je riadenie odberu ako je uvedené v článku 2 bode 20 smernice (EÚ) 2019/944;

45. „systém inteligentného merania“ je systém inteligentného merania ako je uvedené v článku 2 bode 23 smernice (EÚ) 2019/944;

46. „interoperabilita“ je interoperabilita ako je uvedené v článku 2 bode 24d smernice (EÚ) 2019/944;

47. „distribúcia“ je distribúcia ako je uvedené v článku 2 bode 28 smernice (EÚ) 2019/944;

48. „prevádzkovateľ distribučnej sústavy“ je prevádzkovateľ distribučnej sústavy ako je uvedené v článku 2 bode 29 smernice (EÚ) 2019/944;

49. „energetická účinnosť“ je energetická účinnosť ako je uvedené v článku 2 bode 30 smernice (EÚ) 2019/944;

50. „energia z obnoviteľných zdrojov“ je energia z obnoviteľných zdrojov ako je uvedené v článku 2 bode 31 smernice (EÚ) 2019/944;

51. „distribuovaná výroba“ je distribuovaná výroba ako je uvedené v článku 2 bode 32 smernice (EÚ) 2019/944;

52. „prenos“ je prenos ako je uvedené v článku 2 bode 34 smernice (EÚ) 2019/944;

53. „prevádzkovateľ prenosovej sústavy“ je prevádzkovateľ prenosovej sústavy ako je uvedené v článku 2 bode 35 smernice (EÚ) 2019/944;

54. „užívateľ sústavy“ je užívateľ sústavy ako je uvedené v článku 2 bode 36 smernice (EÚ) 2019/944;

55. „výroba“ je výroba ako je uvedené v článku 2 bode 37 smernice (EÚ) 2019/944;

56. „výrobca“ výrobca ako je uvedené v článku 2 bode 38 smernice (EÚ) 2019/944;

57. „prepojená sústava“ je prepojená sústava ako je uvedené v článku 2 bode 40 smernice (EÚ) 2019/944;

58. „malá izolovaná sústava“ je malá izolovaná sústava ako je uvedené v článku 2 bode 42 smernice (EÚ) 2019/944;

59. „malá prepojená sústava“ je malá prepojená sústava ako je uvedené v článku 2 bode 43 smernice (EÚ) 2019/944;

60. „podporná služba“ je podporná služba ako je uvedené v článku 2 bode 48 smernice (EÚ) 2019/944;

61. „nefrekvenčná podporná služba“ je nefrekvenčná podporná služba ako je uvedené v článku 2 bode 49 smernice (EÚ) 2019/944;

62. „uskladňovanie energie“ je uskladňovanie energie ako je uvedené v článku 2 bode 59 smernice (EÚ) 2019/944;

63. „regionálne koordinačné centrum“ je regionálne koordinačné centrum zriadené podľa článku 35 tohto nariadenia;

64. „veľkoobchodný trh s energiou“ je veľkoobchodný trh s energiou ako je uvedené v článku 2 bode 6 nariadenia Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) č. 1227/2011 ( 2 );

65. „ponuková oblasť“ je najväčšie zemepisné územie, v rámci ktorého si účastníci trhu môžu vymieňať elektrickú energiu bez prideľovania kapacity;

66. „pridelenie kapacity“ je poskytnutie medzioblastnej kapacity;

67. „regulačná oblasť“ je súvislá časť prepojenej sústavy prevádzkovaná jediným prevádzkovateľom sústavy a zahŕňa aj prípadné fyzické zaťaženie a/alebo výrobné bloky;

68. „koordinovaná čistá prenosová kapacita“ je metóda výpočtu kapacity založená na zásade vyhodnotenia a určenia maximálnej výmeny energie ex ante medzi priľahlými ponukovými oblasťami;

69. „kritický prvok siete“ je prvok siete buď v rámci ponukovej oblasti alebo medzi ponukovými oblasťami zohľadnený vo výpočte kapacity, ktorý obmedzuje množstvo energie, s ktorou sa môže obchodovať;

70. „medzioblastná kapacita“ je schopnosť prepojeného systému zaistiť prenos energie medzi ponukovými oblasťami;

71. „výrobný blok“ je jeden generátor elektrickej energie, ktorý je súčasťou výrobnej jednotky.







KAPITOLA II

VŠEOBECNÉ PRAVIDLÁ PRE TRH S ELEKTRINOU

Článok 3

Zásady týkajúce sa fungovania trhov s elektrinou

Členské štáty, regulačné orgány, prevádzkovatelia prenosových sústav, prevádzkovatelia distribučných sústav, organizátori trhu a delegovaní prevádzkovatelia zabezpečia, aby trhy s elektrinou fungovali v súlade s týmito zásadami:

a) ceny sa musia tvoriť na základe dopytu a ponuky;

b) trhové pravidlá musia podporovať voľnú tvorbu cien a musia predchádzať opatreniam, ktoré bránia tvorbe cien na základe dopytu a ponuky;

c) trhové pravidlá musia podporovať rozvoj pružnejšej výroby, udržateľnej nízkouhlíkovej výroby a pružnejšieho dopytu;

d) odberatelia musia mať možnosť ťažiť z trhových príležitostí a zvýšenej hospodárskej súťaže na maloobchodných trhoch a musia mať právo vystupovať ako účastníci trhu s energiou a energetickej transformácie;

e) v súlade s právom Únie v oblasti hospodárskej súťaže sa musí umožniť účasť koncových odberateľov a malých podnikov na trhu agregáciou výroby z viacerých zariadení na výrobu elektriny alebo odberu z viacerých zariadení odberu energie, aby mohli poskytovať spoločné ponuky na trhu s elektrinou a aby mohli byť spoločne prevádzkované v elektrizačnej sústave;

f) trhové pravidlá musia umožniť dekarbonizáciu elektrizačnej sústavy, a teda aj hospodárstva vrátane umožnenia integrácie elektriny z obnoviteľných zdrojov a poskytnutia stimulov na zvyšovanie energetickej efektívnosti;

g) trhové pravidlá musia poskytovať vhodné investičné stimuly pre výrobu – najmä pre dlhodobé investície do dekarbonizovanej a udržateľnej elektrizačnej sústavy – uskladňovanie energie, energetickú efektívnosť a riadenie odberu s cieľom napĺňať potreby trhu a musia uľahčovať spravodlivú hospodársku súťaž, čím zaručia bezpečnosť dodávok;

h) musia sa postupne odstrániť prekážky pre cezhraničné toky elektriny medzi ponukovými oblasťami alebo členskými štátmi a cezhraničné transakcie na trhoch s elektrinou a trhoch so súvisiacimi službami;

i) trhové pravidlá musia zabezpečiť regionálnu spoluprácu, kde je efektívna;

j) na bezpečnú a udržateľnú výrobu, uskladňovanie energie a riadenie odberu sa na trhu musia uplatňovať rovnaké podmienky podľa požiadaviek ustanovených v práve Únie;

k) všetci výrobcovia musia byť priamo alebo nepriamo zodpovední za predaj elektriny, ktorú vyrobia;

l) trhové pravidlá musia umožniť rozvoj demonštračných projektov v oblasti udržateľných, bezpečných a nízkouhlíkových zdrojov energie, technológií alebo systémov, ktorých realizácia a využitie bude prospešné pre spoločnosť;

m) trhové pravidlá musia umožniť efektívny dispečing výrobných kapacít, uskladňovanie energie a riadenie odberu;

n) trhové pravidlá musia umožniť vstup a odchod podnikov vyrábajúcich elektrinu, podnikov uskladňujúcich energiu a podnikov dodávajúcich elektrinu na základe ich posúdenia hospodárskej a finančnej životaschopnosti ich pôsobenia;

o) s cieľom umožniť účastníkom trhu, aby boli chránení pred rizikami kolísania cien na trhovom základe, a zmierniť neistotu budúcej návratnosti investícií sa na burzách musí dať obchodovať s dlhodobými zaisťovacími produktmi transparentným spôsobom a o zmluvách o dlhodobých dodávkach elektriny sa musí dať vyjednávať mimo burzu, a to pod podmienkou dodržania pravidiel práva Únie v oblasti hospodárskej súťaže;

p) trhové pravidlá musia uľahčovať obchodovanie s výrobkami v celej Únii a regulačné zmeny musia zohľadňovať vplyvy na krátkodobé aj dlhodobé trhy a produkty s forwardmi a futuritami;

q) účastníci trhu majú právo na prístup do prenosových a distribučných sústav na základe objektívnych, transparentných a nediskriminačných podmienok.

Článok 4

Spravodlivá transformácia

Komisia podporuje členské štáty, ktoré zavádzajú národnú stratégiu postupného znižovania existujúcej kapacity na výrobu elektriny z uhlia a iných tuhých fosílnych palív a na ťažbu uhlia a iných tuhých fosílnych palív všetkými dostupnými prostriedkami, aby sa umožnila tzv. spravodlivá transformácia v regiónoch zasiahnutých štrukturálnou zmenou. Komisia pomáha členským štátom riešiť sociálne a hospodárske dôsledky prechodu na čistú energiu.

Komisia úzko spolupracuje so zainteresovanými stranami v uhoľných regiónoch a regiónoch s vysokými emisiami uhlíka, uľahčuje prístup k dostupným finančným prostriedkom a programom a ich využívanie a podporuje výmenu osvedčených postupov vrátane diskusií o priemyselných plánoch a potrebách rekvalifikácie.

Článok 5

Zodpovednosť za vyrovnávanie odchýlky

1. Všetci účastníci trhu musia byť zodpovední za odchýlky, ktoré v sústave spôsobia (ďalej len „zodpovednosť za vyrovnávanie odchýlky“). Na tento účel musia byť účastníci trhu buď samostatnými subjektmi zúčtovania, alebo svoju zodpovednosť musia zmluvne preniesť na samostatný subjekt zúčtovania podľa vlastného výberu. Každý subjekt zúčtovania musí byť finančne zodpovedný za svoje odchýlky a musí sa usilovať o rovnováhu alebo prispievať k rovnováhe elektrizačnej sústavy.

2. Členské štáty môžu stanoviť výnimky zo zodpovednosti za vyrovnávanie odchýlok iba pre: a) demonštračné projekty pre inovačné technológie, ktoré podliehajú schváleniu zo strany regulačného orgánu za predpokladu, že uvedené výnimky sa obmedzujú na čas a rozsah potrebný na demonštračné účely; b) zariadenia na výrobu elektriny využívajúce obnoviteľné zdroje energie s inštalovaným elektrickým výkonom menším než 400 kW; c) zariadenia využívajúce podporu schválenú Komisiou na základe pravidiel Únie o štátnej pomoci podľa článkov 107, 108 a 109 ZFEÚ a uvedené do prevádzky pred 4. júlom 2019.

Členské štáty môžu bez toho, aby boli dotknuté články 107 a 108 ZFEÚ, motivovať účastníkov trhu, ktorí sú úplne alebo čiastočne oslobodení od zodpovednosti za vyrovnávanie odchýlok, aby takú zodpovednosť prevzali v plnom rozsahu.

3. Ak členský štát poskytne výnimku podľa článku 5 ods. 2, zabezpečí, aby finančnú zodpovednosť za odchýlky prevzal iný účastník trhu.

4. V prípade zariadení na výrobu elektriny uvedených do prevádzky od 1. januára 2026 sa odsek 2 písm. b) uplatňuje len na zariadenia na výrobu elektriny využívajúce obnoviteľné zdroje energie s inštalovaným elektrickým výkonom menším než 200 kW.

Článok 6

Vyrovnávací trh

1. Vyrovnávacie trhy vrátane postupov predbežného schválenia sa organizujú takým spôsobom, aby sa: a) zaistila účinná nediskriminácia účastníkov trhu a aby sa zároveň brali do úvahy rozličné technické potreby elektrizačnej sústavy a rozdielne technické možnosti výrobných zdrojov, uskladňovania energie a riadenia odberu; b) zabezpečilo, aby boli služby vymedzené transparentným a technologicky neutrálnym spôsobom a obstarané transparentným, trhovo orientovaným spôsobom; c) zabezpečil nediskriminačný prístup ku všetkým účastníkom trhu, či už individuálne, alebo prostredníctvom agregácie, vrátane elektrickej energie vyrobenej z variabilných obnoviteľných zdrojov energie, riadenia odberu a uskladňovania energie; d) rešpektovala potreba umiestniť rastúce podiely variabilnej výroby, zohľadňovala zvýšená schopnosť riadenia odberu a nástup nových technológií.

2. Cena regulačnej energie sa nestanovuje vopred v zmluve na disponibilitu. Postupy obstarávania musia byť transparentné v súlade s článkom 40 ods. 4 smernice (EÚ) 2019/944, pri súčasnej ochrane dôvernosti citlivých obchodných informácií.

3. Vyrovnávacie trhy musia zaručiť prevádzkovú bezpečnosť a pritom umožniť maximálne využívanie a efektívne prideľovanie medzioblastnej kapacity v rôznych časových rámcoch v súlade s článkom 17.

4. Zúčtovanie regulačnej energie musí byť v prípade štandardných produktov regulácie a osobitných produktov regulácie založené na cene na základe marginálnych nákladov, tzv. pay-as-cleared, okrem prípadu, ak všetky regulačné orgány schvália alternatívnu metódu oceňovania na základe spoločného návrhu prevádzkovateľov prenosových sústav podloženého analýzou, ktorá preukáže, že uvedená alternatívna metóda oceňovania je efektívnejšia.

Účastníkom trhu sa umožní predkladať ponuky čo najbližšie k reálnemu času a čas uzávierky pre regulačnú energiu nesmie byť pred časom uzávierky vnútrodenného medzioblastného trhu.

Prevádzkovateľ prenosovej sústavy uplatňujúci model centralizovaného dispečingu môže stanoviť ďalšie pravidlá v súlade s usmerneniami o zabezpečení rovnováhy v elektrizačnej sústave prijatými na základe článku 6 ods. 11 nariadenia (ES) č. 714/2009.

5. Odchýlky sa účtujú za cenu, ktorá zodpovedá hodnote elektriny v reálnom čase.

6. Oblasť ceny odchýlky sa musí rovnať ponukovej oblasti okrem prípadu modelu centralizovaného dispečingu, keď oblasť ceny odchýlky môže predstavovať časť ponukovej oblasti.

7. Dimenzovanie rezervnej kapacity uskutočňujú prevádzkovatelia prenosových sústav a musí byť podporované na regionálnej úrovni.

8. Obstarávanie disponibility uskutočňuje prevádzkovateľ prenosovej sústavy a môže byť podporované na regionálnej úrovni. Rezervácia cezhraničnej kapacity na tento účel môže byť obmedzená. Obstarávanie disponibility musí byť trhové a zorganizované tak, aby bolo k účastníkom trhu v rámci postupu predbežného schválenia nediskriminačné v súlade s článkom 40 ods. 4 smernice (EÚ) 2019/944, bez ohľadu na to, či sa ho účastníci trhu zúčastňujú jednotlivo alebo prostredníctvom agregácie.

Obstarávanie disponibility musí byť založené na primárnom trhu okrem prípadu, keď regulačný orgán stanovil výnimku, aby umožnil používanie iných foriem trhovo orientovaného obstarávania z dôvodu nedostatočnej hospodárskej súťaže na trhu s regulačnými službami. Výnimky z povinnosti založiť obstarávanie disponibility na využívaní primárnych trhov sa preskúmajú každé tri roky.

9. Obstarávanie kladnej disponibility a zápornej disponibility sa vykonáva oddelene, pokiaľ regulačný orgán neschváli výnimku z tejto zásady na základe toho, že hodnotením vykonaným prevádzkovateľom prenosovej sústavy sa preukáže, že by to viedlo k vyššej hospodárskej efektívnosti. Zmluvy na disponibilitu sa nesmú uzatvárať viac než jeden deň pred poskytnutím disponibility a zmluvné obdobie nesmie byť dlhšie než jeden deň, okrem prípadu, keď regulačný orgán schváli skoršie uzatváranie zmlúv alebo dlhšie zmluvné obdobia na zaistenie bezpečnosti dodávok alebo zlepšenie hospodárskej efektívnosti.

Ak sa udelí výnimka, pre aspoň pre 40 % štandardných produktov regulácie a minimálne 30 % všetkých produktov používaných pre disponibilitu sa zmluvy na disponibilitu nesmú uzatvárať viac než jeden deň pred poskytnutím disponibility a zmluvné obdobie nesmie byť dlhšie než jeden deň. Zmluvy týkajúce sa zostávajúcej časti disponibility sa uzatvárajú najviac jeden mesiac pred poskytnutím disponibility na zmluvné obdobie maximálne jeden mesiac.

10. Na žiadosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy môže regulačný orgán rozhodnúť o predĺžení zmluvného obdobia zostávajúcej časti disponibility uvedenej v odseku 9 na maximálne obdobie dvanástich mesiacov za predpokladu, že takéto rozhodnutie je časovo obmedzené a že pozitívne účinky z hľadiska znižovania nákladov pre konečných odberateľov prevážia negatívne dôsledky pre trh. Žiadosť musí obsahovať: a) konkrétne obdobie, počas ktorého by výnimka platila; b) konkrétny objem disponibility, pre ktorý by výnimka platila; c) analýzu vplyvu výnimky na účasť vyrovnávacích zdrojov; a d) odôvodnenie výnimky preukazujúce, že takouto výnimkou by sa dosiahli nižšie náklady pre koncových odberateľov.

11. Bez ohľadu na odsek 10, nesmú byť od 1. januára 2026 zmluvné obdobia dlhšie ako šesť mesiacov.

12. Do 1. januára 2028 regulačné orgány oznámia Komisii a ACER podiel celkovej disponibility zahrnutej v zmluvách s trvaním alebo obdobím obstarávania viac než jeden deň.

13. Prevádzkovatelia prenosových sústav alebo ich delegovaní prevádzkovatelia zverejnia čo najskôr k reálnemu času, nie však viac než s 30 minútovým oneskorením po dodávke regulačnej energie informáciu o aktuálnej rovnováhe sústavy vo svojich plánovacích oblastiach, odhadované ceny odchýlok a odhadované ceny regulačnej energie.

14. V prípade, že štandardné produkty regulácie nie sú dostatočné na zaistenie prevádzkovej bezpečnosti alebo v prípade, ak sa niektoré vyrovnávacie zdroje nemôžu zúčastňovať vyrovnávacieho trhu prostredníctvom štandardných produktov regulácie, môžu prevádzkovatelia prenosových sústav navrhnúť, a regulačné orgány môžu schváliť, výnimky z odsekov 2 a 4 pre osobitné produkty regulácie, ktoré sa aktivujú na miestnej úrovni bez toho, aby si ich vymieňali s inými prevádzkovateľmi prenosových sústav.

Návrhy na výnimky musia obsahovať opis opatrení navrhnutých na minimalizáciu používania osobitných produktov v závislosti od hospodárskej efektívnosti, pričom sa musí preukázať, že osobitné produkty nespôsobujú významnú neefektívnosť a nenarušujú vyrovnávací trh ani vo vnútri plánovacej oblasti ani mimo nej, a v prípade potreby aj pravidlá a informácie týkajúce sa procesu konverzie ponúk regulačnej energie z osobitných produktov regulácie na ponuky regulačnej energie zo štandardných produktov regulácie.

Článok 7

Denné a vnútrodenné trhy

1. Prevádzkovatelia prenosových sústav a nominovaní organizátori trhu s elektrinou spoločne organizujú riadenie integrovaných denných a vnútrodenných trhov v súlade s nariadením (EÚ) 2015/1222. Prevádzkovatelia prenosových sústav a nominovaní organizátori trhu s elektrinou spolupracujú na úrovni Únie, alebo ak je to vhodnejšie, na regionálnej úrovni s cieľom maximalizovať efektívnosť a účinnosť obchodovania na dennom a vnútrodennom trhu s elektrinou v Únii. Povinnosť spolupracovať platí bez toho, aby bolo dotknuté uplatňovanie práva Únie v oblasti o hospodárskej súťaži. Vo svojich funkciách týkajúcich sa obchodovania s elektrinou podliehajú prevádzkovatelia prenosových sústav a nominovaní organizátori trhu s elektrinou regulačnému dohľadu regulačných orgánov a ACER podľa článku 59 smernice (EÚ) 2019/944 a ACER podľa článkov 4 a 8 nariadenia (EÚ) 2019/942.

2. Denné a vnútrodenné trhy a) musia byť organizované tak, aby boli nediskriminačné; b) musia maximalizovať schopnosť všetkých účastníkov trhu riešiť svoje odchýlky; c) musia maximalizovať príležitosti pre všetkých účastníkov trhu zúčastňovať sa na medzioblastnom obchode čo najbližšie k reálnemu času vo všetkých ponukových oblastiach; d) musia zabezpečiť, aby ceny odrážali základné danosti trhu vrátane hodnoty elektriny v reálnom čase, na ktoré sa účastníci trhu môžu spoľahnúť pri dohodách o dlhodobejších zaisťovacích produktoch; e) musia zabezpečiť prevádzkovú bezpečnosť a zároveň umožniť maximálne využitie prenosovej kapacity; f) musia byť transparentné a zároveň chrániť dôvernosť citlivých obchodných informácií a musí sa zabezpečiť, aby sa na nich obchodovalo anonymným spôsobom; g) nesmú robiť rozdiely medzi obchodmi realizovanými v rámci ponukovej oblasti a medzi ponukovými oblasťami; a h) musia byť organizované tak, aby sa zabezpečilo, že všetci účastníci trhu budú mať prístup na trh individuálne alebo prostredníctvom agregácie.

Článok 8

Obchodovanie na denných a vnútrodenných trhoch

1. Nominovaní organizátori trhu s elektrinou umožnia účastníkom trhu obchodovať s elektrinou čo najbližšie k reálnemu času a prinajmenšom až do času uzávierky vnútrodenného medzioblastného trhu.

2. Nominovaní organizátori trhu s elektrinou poskytnú účastníkom trhu príležitosť obchodovať s elektrinou v časových intervaloch, ktoré sú aspoň také krátke, ako je interval zúčtovania odchýlok na denných a vnútrodenných trhoch.

3. Nominovaní organizátori trhu s elektrinou musia na obchodovanie na denných a vnútrodenných trhoch poskytovať produkty, ktoré sú dostatočne malé, pričom minimálna veľkosť ponuky je najviac 500 kW, aby sa umožnila efektívna účasť na riadení odberu, uskladňovaní energie a výrobe z drobných obnoviteľných zdrojov, a to aj priamou účasťou zo strany odberateľov.

4. Do 1. januára 2021 musí interval zúčtovania odchýlok predstavovať 15 minút vo všetkých plánovacích oblastiach, ak regulačné orgány neudelia výnimku. Výnimky sa môžu udeliť iba do 31. decembra 2024.

Od 1. januára 2025 obdobie zúčtovania odchýlok nesmie prekročiť 30 minút, ak bude udelená výnimka všetkými regulačnými orgánmi synchrónnej oblasti.

Článok 9

Forwardové trhy

1. V súlade s nariadením (EÚ) 2016/1719 musia prevádzkovatelia prenosových sústav vydávať dlhodobé prenosové práva alebo mať zavedené rovnocenné opatrenia s cieľom umožniť účastníkom trhu vrátane vlastníkov zariadení na výrobu elektriny využívajúcich obnoviteľné zdroje energie zaistiť sa proti cenovým rizikám naprieč hranicami ponukových oblastí, pokiaľ sa posúdením forwardového trhu na hraniciach ponukovej oblasti, ktoré vykonajú príslušné regulačné orgány, nepreukáže, že existujú dostatočné možnosti zaistenia v dotknutých ponukových oblastiach.

2. Dlhodobé prenosové práva sa prideľujú transparentným, trhovo orientovaným a nediskriminačným spôsobom prostredníctvom jednotnej prideľovacej platformy.

3. Pod podmienkou dodržiavania práva Únie v oblasti hospodárskej súťaže musia mať organizátori trhu možnosť vyvíjať forwardové zaisťovacie produkty, a to aj dlhodobé forwardové zaisťovacie produkty, aby mohli účastníkom trhu vrátane vlastníkov zariadení na výrobu elektriny využívajúcich obnoviteľné zdroje energie poskytnúť vhodné možnosti zaistiť sa proti finančným rizikám z dôvodu kolísania cien. Členské štáty nesmú vyžadovať, aby takéto zaisťovacie činnosti boli obmedzené na obchody v členskom štáte alebo ponukovej oblasti.

Článok 10

Technické ponukové limity

1. Nesmie existovať ani maximálny ani minimálny limit veľkoobchodnej ceny elektriny. Toto ustanovenie sa uplatňuje okrem iného na ponuky a zúčtovania vo všetkých časových rámcoch a vzťahuje sa aj na ceny regulačnej energie a ceny odchýlok bez toho, aby boli dotknuté technické cenové limity, ktoré sa môžu uplatňovať v časovom rámci vyrovnávania a v dennom a vnútrodennom časovom rámci, v súlade s odsekom 2.

2. Nominovaní organizátori trhu s elektrinou môžu uplatňovať harmonizované limity týkajúce sa maximálnych a minimálnych zúčtovacích cien pre denné a vnútrodenné časové rámce. Uvedené limity musia byť dostatočne vysoké, aby zbytočne neobmedzovali obchod, musia byť harmonizované pre oblasť vnútorného trhu a musia zohľadňovať maximálnu hodnotu nedodanej elektriny. Nominovaní organizátori trhu s elektrinou uplatňujú transparentný mechanizmus na včasné automatické nastavovanie technických ponukových limitov, ak sa očakáva dosiahnutie stanovených limitov. Limity nastavené na vyššiu úroveň zostanú uplatniteľné dovtedy, kým budú potrebné ďalšie zvýšenia podľa uvedeného mechanizmu.

3. Prevádzkovatelia prenosových sústav nesmú prijať žiadne opatrenia na účely zmeny veľkoobchodných cien.

4. Regulačné orgány alebo v prípade, ak členský štát určí iný príslušný orgán na uvedený účel, takéto určené orgány identifikujú politiky a opatrenia uplatňované na svojom území, ktoré by mohli prispievať k nepriamemu obmedzeniu tvorby veľkoobchodných cien vrátane obmedzení ponúk týkajúcich sa aktivácie regulačnej energie, kapacitných mechanizmov, opatrení prevádzkovateľov prenosových sústav, opatrení určených na spochybnenie fungovania trhu alebo zamedzenie zneužívania dominantného postavenia alebo neefektívneho vymedzenia ponukových oblastí.

5. Ak regulačný orgán alebo iný určený príslušný orgán identifikuje politiku alebo opatrenie, ktoré by mohlo obmedzovať tvorbu veľkoobchodných cien, prijme všetky primerané opatrenia s cieľom odstrániť uvedenú politiku alebo opatrenie, alebo ak to nie je možné, zmierniť vplyv uvedenej politiky alebo opatrenia na ponukové správanie. Členské štáty predložia Komisii do 5. januára 2020 správu, v ktorej podrobne uvedú opatrenia, ktoré prijali alebo sa chystajú prijať.

Článok 11

Hodnota nedodanej elektriny

1. Do 5. júla 2020 – v prípade potreby na účel stanovenia štandardu spoľahlivosti v súlade s článkom 25 – regulačné orgány alebo v prípade, ak členský štát určil iný príslušný orgán na uvedený účel, takéto určené príslušné orgány, stanovia jednotný odhad hodnoty nedodanej elektriny pre svoje územie. Uvedený odhad sa sprístupní verejnosti. Regulačné orgány alebo iné určené príslušné orgány môžu pre jednotlivé ponukové oblasti stanoviť rôzne odhady, ak majú na svojom území viac než jednu ponukovú oblasť. Ak sa ponuková oblasť skladá z území viac ako jedného členského štátu, dotknuté regulačné orgány alebo iné určené príslušné orgány určia pre túto ponukovú oblasť jednotný odhad hodnoty nedodanej elektriny. Pri určení jednotného odhadu hodnoty nedodanej elektriny regulačné orgány alebo iné určené príslušné orgány uplatňujú metodiku uvedenú v článku 23 ods. 6.

2. Regulačné orgány a určené príslušné orgány aktualizujú svoje odhady hodnoty nedodanej elektriny najmenej raz za päť rokov alebo skôr, ak zistia podstatnú zmenu.

Článok 12

Dispečing výrobných kapacít a riadenie odberu

1. Ak nie je v odsekoch 2 až 6 stanovené inak, musia byť dispečing zariadení na výrobu elektriny a riadenie odberu nediskriminačné, transparentné a trhovo orientované.

2. Bez toho, aby boli dotknuté články 107, 108 a 109 ZFEÚ, členské štáty zabezpečia, aby pri nasadzovaní zariadení vyrábajúcich elektrinu prevádzkovatelia sústav uprednostnili zariadenia na výrobu elektriny, ktoré vyrábajú elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie, v rozsahu umožňujúcom bezpečnú prevádzku vnútroštátnej elektrizačnej sústavy, na základe transparentných a nediskriminačných kritérií, a ak takéto zariadenia na výrobu elektriny sú buď: a) zariadenie na výrobu elektriny, ktoré využíva obnoviteľné zdroje energie a má inštalovaný elektrický výkon menší než 400 kW; alebo b) demonštračné projekty pre inovačné technológie, ktoré podliehajú schváleniu zo strany regulačného orgánu, za predpokladu, že takáto prednosť je obmedzená na čas a rozsah, do akého je potrebná na dosiahnutie účelu demonštrácie.

3. Členský štát sa môže rozhodnúť neuplatňovať prednostný dispečing zariadení na výrobu elektriny uvedený v odseku 2 písm. a), so začiatkom prevádzky aspoň šesť mesiacov po prijatí uvedeného rozhodnutia alebo uplatniť nižšiu minimálnu kapacitu, ako je stanovená v odseku 2 písm. a), ak: a) má fungujúce vnútrodenné a iné veľkoobchodné a vyrovnávacie trhy a tieto trhy sú plne prístupné pre všetkých účastníkov trhu v súlade s týmto nariadením; b) pravidlá redispečingu a riadenia preťaženia sú transparentné pre všetkých účastníkov trhu; c) príspevok členského štátu k celkovému záväznému cieľu Únie týkajúcemu sa podielu energie z obnoviteľných zdrojov podľa článku 3 ods. 2 smernice (EÚ) 2018/2001 ( 3 ) a článkom 4 písm. a) bodom 2 nariadenia Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) 2018/1999 ( 4 ) sa prinajmenšom rovná zodpovedajúcemu výsledku vzorca uvedeného v prílohe II k nariadeniu (EÚ) 2018/1999 a podiel energie z obnoviteľných zdrojov členského štátu nie je pod úrovňou referenčných hodnôt podľa článku 4 písm. a) bodu 2 nariadenia (EÚ) 2018/1999, alebo prípadne podiel energie z obnoviteľných zdrojov členského štátu na hrubej konečnej spotrebe elektriny je aspoň 50 %; d) členský štát oznámi Komisii plánovanú výnimku a podrobne uvedie, ako sú podmienky stanovené v písmenách a), b) a c) splnené; a e) členský štát uverejní plánovanú výnimku vrátane podrobného odôvodnenia pre udelenie tejto výnimky, pričom podľa potreby náležite zohľadní ochranu citlivých obchodných informácií.

Pri každej výnimke je nutné vyhýbať sa retroaktívnym zmenám, ktoré majú vplyv na výrobné zariadenia, ktoré už využívajú prednostný dispečing, bez ohľadu na akékoľvek dohody uzatvorené na dobrovoľnom základe medzi členským štátom a výrobným zariadením.

Bez toho, aby boli dotknuté články 107, 108 a 109 ZFEÚ, členské štáty môžu poskytnúť stimuly pre zariadenia, ktoré sú oprávnené využívať prednostný dispečing, aby sa prednostného dispečingu dobrovoľne vzdali.

4. Bez toho, aby boli dotknuté články 107, 108 a 109 ZFEÚ, členské štáty môžu stanoviť prednostný dispečing pre elektrinu vyrobenú v zariadeniach na výrobu elektriny, ktoré využívajú vysoko účinnú kogeneráciu, s inštalovaným elektrickým výkonom nižším než 400 kW.

5. V prípade zariadení na výrobu elektriny uvedených do prevádzky od 1. januára 2026 sa odsek 2 písm. a) uplatňuje len na zariadenia na výrobu elektriny využívajúce obnoviteľné zdroje energie a majú inštalovaný elektrický výkon menší než 200 kW.

6. Bez toho, aby boli dotknuté zmluvy uzavreté pred 4. júlom 2019, zariadenia na výrobu elektriny využívajúce obnoviteľné zdroje energie alebo vysoko účinnú kogeneráciu a ktoré boli uvedené do prevádzky pred 4. júlom 2019, pri uvedení do prevádzky a podliehali prednostnému dispečingu podľa článku 15 ods. 5 smernice 2012/27/EÚ alebo článku 16 ods. 2 smernice Európskeho parlamentu a Rady 2009/28/ES ( 5 ), majú naďalej výhody z prednostného dispečingu. Prednostný dispečing sa už neuplatňuje na takéto zariadenia na výrobu elektriny odo dňa, v ktorom sa na zariadení na výrobu elektriny uskutočnia významné úpravy, za ktoré sa považuje prinajmenšom, keď je potrebná nová zmluva o pripojení alebo keď sa zvýši výrobná kapacita zariadenia na výrobu elektriny.

7. Prednostný dispečing nesmie ohroziť bezpečnú prevádzku elektrizačnej sústavy, nesmie sa používať ako zdôvodnenie na obmedzenie medzioblastných kapacít nad rámec toho, čo sa stanovuje v článku 16, a musí byť založený na transparentných a nediskriminačných kritériách.

Článok 13

Redispečing

1. Redispečing výroby a redispečing riadenia odberu sa musí zakladať na objektívnych, transparentných a nediskriminačných kritériách. Musí byť otvorený pre všetky technológie výroby, všetky uskladňovania energie a všetky riadenia odberu vrátane nachádzajúcich sa v iných členských štátoch, pokiaľ to nie je technicky nerealizovateľné.

2. Zdroje na redispečing sa vyberajú spomedzi výrobných zariadení, uskladňovania energie alebo riadenia odberu na základe trhových mechanizmov a musia byť finančne kompenzované. V ponukách regulačnej energie na redispečing sa nesmie stanoviť cena regulačnej energie.

3. Netrhový redispečing výroby, uskladňovanie energie a riadenia odberu energie sa môžu používať, iba pokiaľ: a) nie je k dispozícii žiadna trhová alternatíva; b) boli použité všetky dostupné trhové zdroje; c) počet dostupných zariadení na výrobu elektriny, uskladňovanie energie a riadenie odberu energie je príliš nízky na zabezpečenie efektívnej hospodárskej súťaže v oblasti, kde sa nachádzajú vhodné zariadenia na poskytovanie tejto služby; alebo d) aktuálny stav sústavy spôsobuje pravidelným a predvídateľným spôsobom preťaženie do takej miery, že trhový redispečing by mal za následok pravidelné strategické ponuky, v dôsledku ktorých by sa zvýšila úroveň vnútorného preťaženia, a dotknutý členský štát buď prijal akčný plán na riešenie tohto preťaženia alebo by zabezpečil, aby minimálna kapacita dostupná pre medzioblastný obchod bola v súlade s článkom 16 ods. 8.

4. Príslušní prevádzkovatelia prenosových sústav alebo prevádzkovatelia distribučných sústav podávajú aspoň raz ročne príslušnému regulačnému orgánu správu o: a) úrovni rozvoja a efektívnosti trhových mechanizmov redispečingu pre zariadenia na výrobu elektriny, uskladňovanie energie a riadenie odberu energie; b) dôvodoch, objemoch v MWh a typoch výrobného zdroja, na ktorý sa vzťahuje redispečing; c) opatreniach prijatých s cieľom znížiť potrebu zostupného redispečingu výrobných zariadení využívajúcich energiu z obnoviteľných zdrojov alebo vysoko účinnú kogeneráciu v budúcnosti vrátane investícií do digitalizácie infraštruktúry siete a do služieb, ktoré zvyšujú flexibilitu.

Príslušný regulačný orgán predloží agentúre ACER správu a uverejní súhrn údajov uvedených v prvom pododseku, písm. a), b) a c) spolu s odporúčaniami na zlepšenie, ak je to potrebné.

5. Pod podmienkou splnenia požiadaviek súvisiacich so zachovaním spoľahlivosti a bezpečnosti elektrizačnej sústavy, ktoré sú založené na transparentných a nediskriminačných kritériách stanovených regulačnými orgánmi, musia prevádzkovatelia prenosových sústav a prevádzkovatelia distribučných sústav: a) zaručiť schopnosť prenosových sústav a distribučných sústav prenášať elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kogeneráciou pri čo najmenšom možnom redispečingu, ktorý nebráni tomu, aby sa pri plánovaní siete zohľadnil limitovaný redispečing v prípade, ak prevádzkovateľ prenosovej sústavy alebo prevádzkovateľ distribučnej sústavy je schopný transparentným spôsobom preukázať, že je to ekonomicky efektívnejšie a nepresiahne 5 % ročne vyrobenej elektriny v zariadeniach, ktoré využívajú obnoviteľné zdroje energie a sú priamo prepojené s príslušnou sústavou, pokiaľ členský štát, v ktorom elektrina zo zariadení na výrobu elektriny využívajúcich obnoviteľné zdroje energie alebo z vysoko účinnej kogenerácie predstavuje viac než 50 % ročnej hrubej konečnej spotreby elektriny, nestanovuje inak; b) prijať vhodné sieťové a trhové prevádzkové opatrenia s cieľom minimalizovať zostupný redispečing elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie alebo z vysoko účinnej kogenerácie; c) zabezpečiť, aby ich siete boli flexibilné do tej miery, aby ich boli schopní riadiť.

6. Ak sa používa netrhový zostupný redispečing, uplatňujú sa tieto zásady: a) zostupný redispečing sa na zariadenia na výrobu elektriny využívajúce obnoviteľné zdroje energie uplatní len vtedy, ak neexistuje žiadna iná alternatíva alebo ak by iné riešenia mali za následok významne neprimerané náklady alebo závažné riziká pre bezpečnosť siete; b) zostupný redispečing sa na elektrinu vyrobenú prostredníctvom procesu vysoko účinnej kogenerácie uplatní len vtedy, ak okrem zostupného redispečingu zariadení na výrobu elektriny využívajúcich obnoviteľné zdroje energie neexistuje žiadna iná alternatíva alebo ak by iné riešenia mali za následok neprimerané náklady alebo závažné riziká pre bezpečnosť siete; c) ak sa problémy s bezpečnosťou siete dajú riešiť iným spôsobom, nesmie elektrina vyrobená vlastnou výrobou vo výrobných zariadeniach využívajúcich obnoviteľné zdroje energie alebo vysoko účinnú kogeneráciu, ktorá sa neprivádza do prenosovej alebo distribučnej sústavy, podliehať zostupnému redispečingu; d) zostupný redispečing podľa písmen a), b) a c) musí byť riadne a transparentne odôvodnený. Odôvodnenie sa uvedie v správe podľa odseku 3.

7. Ak sa používa netrhový redispečing, musí byť podmienený finančnou kompenzáciou zo strany prevádzkovateľa sústavy, ktorý redispečing požaduje, prevádzkovateľovi zariadenia na výrobu, uskladňovanie alebo riadenie odberu energie, v ktorého prípade sa použil redispečing, s výnimkou prípadu výrobcov, ktorí akceptujú zmluvu o pripojení, v ktorej nie je zaručené záväzné zásobovanie elektrinou. Takáto finančná kompenzácia sa musí prinajmenšom rovnať tomu z nasledujúcich prvkov, ktorý má vyššiu hodnotu, alebo ich kombinácii, ak by uplatnenie iba prvku s vyššou hodnotou malo za následok neopodstatnene nízku alebo neopodstatnene vysokú kompenzáciu: a) dodatočné prevádzkové náklady spôsobené redispečingom, ako sú dodatočné náklady na palivo v prípade vzostupného redispečingu alebo zabezpečenie záložného tepla v prípade zostupného redispečingu zariadení na výrobu elektriny využívajúcich vysoko účinnú kogeneráciu; b) čisté príjmy z predaja elektrickej energie na dennom trhu, ktorú by zariadenie na výrobu elektriny, uskladňovanie energie alebo riadenie odberu energie vyrobilo, ak by nebol požadovaný redispečing; ak sa zariadeniam na výrobu energie, uskladňovanie energie a riadenie odberu energie poskytuje finančná podpora na základe objemu vyrobenej alebo spotrebovanej elektrickej energie, finančná podpora, ktorá by sa prijala bez požadovaného redispečingu sa považuje za súčasť čistých príjmov.







KAPITOLA III

PRÍSTUP DO SÚSTAVY A RIADENIE PREŤAŽENIA







ODDIEL 1

Prideľovanie kapacity

Článok 14

Preskúmanie ponukových oblastí

1. Členské štáty prijmú vhodné opatrenia na riešenie preťaženia. Hranice ponukových oblastí musia byť založené na dlhodobých štrukturálnych preťaženiach v prenosovej sústave. Ponukové oblasti nesmú vykazovať takéto štrukturálne preťaženia, okrem prípadu, keď nemajú vplyv na susedné ponukové oblasti, alebo v prípade dočasnej výnimky, keď je ich vplyv zmierňovaný využitím nápravných opatrení a tieto štrukturálne preťaženia nevedú k zníženiu medzioblastnej obchodnej kapacity v súlade s požiadavkami článku 16. Konfigurácia ponukových oblastí v Únii musí byť koncipovaná tak, aby sa maximalizovala hospodárska efektívnosť a aby sa maximalizovali medzioblastné obchodné príležitosti v súlade s článkom 16, a to pri zachovaní bezpečnosti dodávky.

2. ENTSO pre elektrinu podáva každé tri roky správu o štrukturálnych preťaženiach a iných významných fyzických preťaženiach medzi ponukovými oblasťami a v rámci nich vrátane miesta a frekvencie takéhoto preťaženia v súlade s usmerneniami pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia prijatými na základe článku 18 ods. 5 nariadenia (ES) č. 714/2009. Uvedená správa obsahuje posúdenie toho, či sa v rámci medzioblastnej obchodnej kapacity dosiahla lineárna trajektória podľa článku 15 alebo minimálna kapacita podľa článku 16 tohto nariadenia.

3. Aby sa zabezpečila optimálna konfigurácia ponukových oblastí, musí sa vykonať ich preskúmanie. Týmto preskúmaním sa zistia všetky štrukturálne preťaženia a preskúmanie zahŕňa analýzu rôznych konfigurácií ponukových oblastí koordinovaným spôsobom so zapojením dotknutých zainteresovaných strán zo všetkých príslušných členských štátov v súlade s usmernením pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia prijatým na základe článku 18 ods. 5 nariadenia (ES) č. 714/2009. Existujúce ponukové oblasti sa posúdia na základe ich schopnosti vytvoriť spoľahlivé trhové prostredie, zabezpečiť flexibilnú kapacitu výroby a odberu, ktorá je rozhodujúca nato, aby sa predišlo sieťovým úzkym miestam, vyrovnal dopyt elektriny s jej ponukou a zabezpečila dlhodobá bezpečnosť investícií do sieťovej infraštruktúry.

4. Na účely tohto článku a v článku 15 tohto nariadenia príslušnými členskými štátmi, prevádzkovateľmi prenosových sústav alebo regulačnými orgánmi sú členské štáty, prevádzkovatelia prenosových sústav a regulačné orgány, ktoré sa zúčastňujú na preskúmaní konfigurácie ponukových oblastí a ktoré patria do toho istého regiónu výpočtu kapacity podľa usmernenia pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia prijatého na základe článku 18 ods. 5 nariadenia (ES) č. 714/2009.

5. Do 5. októbra 2019 všetci príslušní prevádzkovatelia prenosových sústav predložia príslušným regulačným orgánom na schválenie návrh metodiky a predpoklady, ktoré sa majú použiť v procese preskúmania ponukových oblastí a zvážiť alternatívne konfigurácie ponukových oblastí, ktoré sa posudzujú. Príslušné regulačné orgány prijmú k návrhu jednomyseľné rozhodnutie v lehote 3 mesiacov od predloženia návrhu. V prípade, ak regulačné orgány v uvedenej lehote nedokážu dosiahnuť jednomyseľné rozhodnutie o návrhu, rozhodne ACER v rámci dodatočnej lehoty troch mesiacov o metodike a predpokladoch a o zvažovaných alternatívnych konfiguráciách. Metodika by mala vychádzať zo štrukturálnych preťažení, v súvislosti s ktorými sa neočakáva, že budú v nasledujúcich troch rokoch prekonané, ak sa náležite zohľadní hmatateľný pokrok dosiahnutý v súvislosti s projektmi v oblasti rozvoja infraštruktúry, ktoré sa majú realizovať v priebehu nasledujúcich troch rokov.

6. Na základe metodiky a predpokladov schválených podľa odseku 5 prevádzkovatelia prenosových sústav, ktorí sa zúčastňujú na preskúmaní ponukových oblastí, predložia spoločný návrh príslušným členským štátom alebo ich určeným príslušným orgánom, či majú zmeniť alebo zachovať konfiguráciu ponukových oblastí, a to najneskôr 12 mesiacov po schválení metodiky a predpokladov podľa odseku 5. Iné členské štáty, zmluvné strany Energetického spoločenstva alebo iné tretie krajiny, ktoré sú v tej istej synchrónnej oblasti s niektorým príslušným členským štátom, môžu predložiť pripomienky.

7. Ak bolo zistené štrukturálne preťaženie na základe správy podľa odseku 2 tohto článku alebo na základe preskúmania ponukových oblastí podľa tohto článku alebo zo strany jedného alebo viacerých prevádzkovateľov prenosových sústav v ich regulačných oblastiach v správe schválenej príslušným regulačným orgánom, členský štát so zisteným štrukturálnym preťažením v spolupráci so svojimi prevádzkovateľmi prenosových sústav rozhodne v lehote 6 mesiacov od doručenia správy buď o vymedzení národných alebo nadnárodných akčných plánov podľa článku 15 alebo o preskúmaní alebo zmene konfigurácie ich ponukových oblastí. Tieto rozhodnutia sa bezodkladne oznámia Komisii a ACER.

8. Členské štáty, ktoré sa rozhodli pre zmenu konfigurácie ponukových oblastí podľa odseku 7, dospejú k jednomyseľnému rozhodnutiu v lehote šiestich mesiacov od oznámenia podľa odseku 7. Ostatné členské štáty môžu predložiť pripomienky príslušným členským štátom, ktoré by mali tieto pripomienky pri svojom rozhodovaní zohľadniť. Rozhodnutie sa odôvodní a oznámi Komisii a ACER. V prípade, ak sa príslušným členským štátom nepodarí v uvedenej lehote šiestich mesiacov dosiahnuť jednomyseľné rozhodnutie, bezodkladne to oznámia Komisii. Komisia po konzultácii s ACER do šiestich mesiacov po prijatí takého oznámenia prijme – ako krajné opatrenie – rozhodnutie, či treba zmeniť alebo zachovať konfiguráciu ponukových oblastí v týchto členských štátoch, ako aj medzi nimi.

9. Členské štáty a Komisia musia pred prijatím akéhokoľvek rozhodnutia podľa tohto článku viesť konzultácie s príslušnými zainteresovanými stranami.

10. V každom rozhodnutí prijatom podľa tohto článku sa uvedie dátum vykonania akýchkoľvek zmien. Uvedený dátum vykonania musí zohľadňovať potrebu účelnosti a praktické aspekty vrátane forwardového obchodu s elektrinou. V rozhodnutí sa môžu určiť vhodné prechodné opatrenia.

11. Ak sa začne ďalšie preskúmanie ponukových oblastí podľa usmernenia pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia prijatého na základe článku 18 ods. 5 nariadenia (ES) č. 714/2009, uplatní sa tento článok.

Článok 15

Akčné plány

1. Na základe prijatia rozhodnutia podľa článku 14 ods. 7 členský štát so zisteným štrukturálnym preťažením vypracuje akčný plán v spolupráci so svojim regulačným orgánom. Uvedený akčný plán obsahuje konkrétny časový harmonogram prijatia opatrení na zníženie zistených štrukturálnych preťažení v lehote štyroch rokov od prijatia rozhodnutia podľa článku 14 ods. 7.

2. Bez ohľadu na konkrétny pokrok pri vykonávaní akčného plánu, členské štáty zabezpečia bez toho, aby boli dotknuté výnimky udelené podľa článku 16 ods. 10 alebo článku 16 ods. 3, že medzioblastné obchodné kapacity sa každoročne zvýšia, až pokiaľ sa nedosiahne minimálna úroveň kapacity v článku 16 ods. 8. Uvedená minimálna kapacita sa musí dosiahnuť do 31. decembra 2025.

Uvedený každoročný nárast sa dosahuje prostredníctvom lineárnej trajektórie. Východiskovým bodom tejto trajektórie je buď kapacita pridelená na hranici alebo na kritickom prvku siete v roku pred prijatím akčného plánu, alebo priemerná kapacita počas troch rokov pred prijatím akčného plánu, podľa toho, ktorá hodnota je vyššia. Členské štáty zabezpečia, aby sa počas vykonávania ich akčných plánov, kapacita, ktorá bude daná k dispozícii na účely medzioblastného obchodu v súlade s článkom 16 ods. 8, aspoň rovnala hodnotám lineárnej trajektórie, a to aj uplatnením nápravných opatrení v regióne výpočtu kapacity.

3. Náklady na nápravné opatrenia potrebné na dosiahnutie lineárnej trajektórie uvedenej v odseku 2 alebo na sprístupnenie medzioblastnej kapacity na hraniciach alebo kritických prvkoch siete dotknutých akčným plánom znáša členský štát alebo členské štáty, ktoré akčný plán vykonávajú.

4. Príslušní prevádzkovatelia prenosových sústav každoročne počas vykonávania akčného plánu a v lehote šiestich mesiacov po jeho skončení posúdia, či dostupná cezhraničná kapacita dosiahla za predchádzajúcich 12 mesiacov úroveň lineárnej trajektórie alebo od 1. januára 2026 minimálne kapacity stanovené v článku 16 ods. 8. Predložia svoju hodnotiacu správu agentúre ACER a príslušným regulačným orgánom. Pred vypracovaním návrhu správy každý prevádzkovateľ prenosovej sústavy predloží svoj príspevok k správe vrátane všetkých relevantných údajov svojim regulačným orgánom na schválenie.

5. V prípade členských štátov, v súvislosti s ktorými posúdenie uvedené v odseku 4 preukáže, že prevádzkovateľ prenosovej sústavy nedodržal lineárnu trajektóriu, príslušné členské štáty v lehote šiestich mesiacov od doručenia hodnotiacej správy uvedenej v odseku 4 jednomyseľne rozhodnú o zmene alebo zachovaní konfigurácie ponukových oblastí v príslušných členských štátoch, ako aj medzi nimi. Pri tomto rozhodovaní by príslušné členské štáty mali zohľadniť všetky pripomienky predložené inými členskými štátmi. Rozhodnutie príslušných členských štátov musí byť odôvodnené a musí sa oznámiť Komisii a ACER.

Ak príslušné členské štáty nedosiahnu jednomyseľné rozhodnutie v stanovenej lehote v súlade s prvým pododsekom, bezodkladne to oznámia Komisii. Komisia po konzultácii s ACER a príslušnými zainteresovanými stranami v lehote do šiestich mesiacov od doručenia takého oznámenia prijme – ako krajné opatrenie – rozhodnutie o zmene alebo zachovaní konfigurácie ponukových oblastí v príslušných členských štátoch, ako aj medzi nimi.

6. Šesť mesiacov pred skončením akčného plánu členský štát so zisteným štrukturálnym preťažením rozhodne, či vyrieši zostávajúce preťaženie zmenou svojej ponukovej oblasti alebo využitím nápravných opatrení na riešenie zostávajúcich vnútorných preťažení, ktorých náklady pokryje.

7. Ak v lehote šiestich mesiacov od zistenia štrukturálneho preťaženia podľa článku 14 ods. 7 nie je vypracovaný žiadny akčný plán, príslušní prevádzkovatelia prenosových sústav v lehote dvanástich mesiacov od zistenia štrukturálneho preťaženia posúdia, či dostupná cezhraničná kapacita dosiahla v období uplynulých 12 mesiacov minimálnu kapacitu stanovenú v článku 16 ods. 8, a predložia hodnotiacu správu príslušným regulačným orgánom a ACER.

Pred vypracovaním správy každý prevádzkovateľ prenosovej sústavy zašle svoje príspevky k správe vrátane všetkých relevantných údajov svojmu regulačnému orgánu na schválenie. V prípade keď posúdenie preukáže, že prevádzkovateľ prenosovej sústavy nedosiahol minimálnu úroveň kapacity, uplatňuje sa rozhodovací proces uvedený v odseku 5 tohto článku.

Článok 16

Všeobecné zásady prideľovania kapacity a riadenia preťaženia

1. Problémy preťaženia sústavy sa riešia nediskriminačnými, trhovo orientovanými riešeniami, ktoré poskytujú účinné ekonomické signály dotknutým účastníkom trhu a prevádzkovateľom prenosových sústav. Problémy preťaženia sústavy sa riešia prostredníctvom metód, ktoré nie sú založené na transakciách, konkrétne metódami, ktoré nezahŕňajú výber medzi zmluvami jednotlivých účastníkov trhu. Prevádzkovateľ prenosovej sústavy musí pri prijímaní prevádzkových opatrení na zabezpečenie toho, aby jeho prevádzková sústava zotrvala v normálnom stave, brať do úvahy účinok týchto opatrení na susedné regulačné oblasti a koordinovať tieto opatrenia s inými dotknutými prevádzkovateľmi prenosových sústav, ako sa stanovuje v nariadení (EÚ) 2015/1222.

2. Postup obmedzenia transakcií sa používa len v núdzových situáciách, keď prevádzkovateľ prenosovej sústavy musí konať rýchlo a redispečing alebo protiobchod nie sú možné. Všetky takéto postupy sa uplatňujú nediskriminačným spôsobom. S výnimkou prípadov zásahu vyššej moci sú účastníci trhu, ktorým bola pridelená kapacita, za každé takéto obmedzenie kompenzovaní.

3. Regionálne koordinačné centrá vykonávajú koordinovaný výpočet kapacity v súlade s odsekmi 4 a 8 tohto článku, ako je stanovené v článku 37 ods. 1 písm. a) a v článku 42 ods. 1.

Regionálne koordinačné centrá vypočítavajú medzioblastné kapacity pri dodržiavaní limitov prevádzkovej bezpečnosti s použitím údajov od prevádzkovateľov prenosových sústav vrátane údajov o technickej dostupnosti nápravných opatrení bez zahrnutia odľahčovania záťaže. Ak regionálne koordinačné centrá dospejú k záveru, že uvedené dostupné nápravné opatrenia v regióne výpočtu kapacity alebo medzi regiónmi výpočtu kapacity nie sú dostatočné na dosiahnutie lineárnej trajektórie podľa článku 15 ods. 2 alebo minimálnej kapacity stanovenej v odseku 8 tohto článku pri dodržaní limitov prevádzkovej bezpečnosti, môžu v krajnom prípade prijať koordinované opatrenia na náležité zníženie medzioblastných kapacít. Prevádzkovatelia prenosových sústav sa odchýlia od koordinovaných opatrení, len pokiaľ ide o koordinovaný výpočet kapacity a koordinovanú bezpečnostnú analýzu v súlade s článkom 42 ods. 2.

Do troch mesiacov po uvedení do prevádzky regionálnych koordinačných centier podľa článku 35 ods. 2 tohto nariadenia a následne každé tri mesiace, regionálne koordinačné centrá predložia príslušným regulačným orgánom a ACER správu o všetkých zníženiach kapacity alebo odchýlkach od koordinovaných opatrení podľa druhého pododseku a posúdia ich výskyt a v prípade potreby odporučia, ako takýmto odchýlkam v budúcnosti zabrániť. Ak ACER dospeje k záveru, že podmienky pre odchýlku podľa tohto odseku nie sú splnené alebo že sú štrukturálnej povahy, predloží stanovisko príslušným regulačným orgánom a Komisii. Príslušné regulačné orgány prijmú primerané opatrenia voči prevádzkovateľom prenosových sústav alebo regionálnym koordinačným centrám podľa článkov 59 alebo 62 smernice (EÚ) 2019/944, ak podmienky pre odchýlku podľa tohto odseku neboli splnené.

Odchýlky štrukturálnej povahy sa riešia v akčnom pláne uvedenom v článku 14 ods. 7 alebo v aktualizácii existujúceho akčného plánu.

4. Účastníkom trhu spĺňajúcim bezpečnostné normy spoľahlivej prevádzky sústavy sa sprístupní maximálna úroveň kapacity spojovacích vedení a prenosových sústav, na ktoré vplýva kapacita cezhraničných tokov. V záujme maximalizácie dostupných kapacít na dosiahnutie minimálnych úrovní kapacity podľa odseku 8 sa použije protiobchod a redispečing, a to aj cezhraničný redispečing. S cieľom umožniť takúto maximalizáciu sa uplatní koordinovaný a nediskriminačný proces cezhraničných nápravných opatrení, ktorý nadviaže na zavedenie metodiky zdieľania nákladov na redispečing a protiobchod.

5. Kapacita sa prideľuje prostredníctvom explicitných aukcií kapacity alebo implicitných aukcií týkajúcich sa kapacity aj elektriny. Na tom istom spojovacom vedení môžu súčasne existovať obidve metódy. Pre vnútrodenné obchody sa použije priebežné obchodovanie, ktoré môže byť doplnené aukciami.

6. V prípade preťaženia môžu byť úspešné len platné ponuky na kapacitu sústavy, ktoré majú najvyššiu hodnotou, sú predložené implicitne alebo explicitne, a ktorými sa ponúka najvyššia hodnota pre (nedostatočnú) prenosovú kapacitu v danom časovom rámci. Okrem prípadu nových spojovacích vedení, pre ktoré platí výnimka podľa článku 7 nariadenia (ES) č. 1228/2003, článku 17 nariadenia (ES) č. 714/2009 alebo článku 63 tohto nariadenia, stanovovanie vyvolávacích cien v metódach prideľovania kapacity je zakázané.

7. Kapacita musí byť na sekundárnej báze voľne obchodovateľná za predpokladu, že prevádzkovateľ prenosovej sústavy je informovaný v dostatočnom predstihu. Ak prevádzkovateľ prenosovej sústavy odmietne akýkoľvek sekundárny obchod (transakciu), musí to jasne a transparentne oznámiť a vysvetliť všetkým účastníkom trhu a musí o tom upovedomiť regulačný orgán.

8. Prevádzkovatelia prenosových sústav nesmú obmedziť objem kapacity spojovacích vedení, ktorý má byť sprístupnený účastníkom trhu, ako spôsob riešenia preťaženia vo svojej ponukovej oblasti alebo ako prostriedok riadenia tokov, ktoré vyplývajú z transakcií v rámci ponukových oblastí. Bez toho, aby bolo dotknuté uplatňovanie výnimiek podľa odsekov 3 a 9 tohto článku a uplatňovanie článku 15 ods. 2, sa považujú ustanovenia tohto odseku za splnené, pokiaľ sa dosiahnu tieto minimálne úrovne dostupnej kapacity pre medzioblastný obchod: a) v prípade hraníc, v súvislosti s ktorými sa využíva prístup založený na koordinovanej čistej prenosovej kapacite, predstavuje minimálnu kapacitu 70 % prenosovej kapacity pri dodržaní limitov prevádzkovej bezpečnosti a zohľadnení nepredvídaných udalostí, ako je stanovené v súlade s usmerneniami pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia prijatého na základe článku 18 ods. 5 nariadenia (ES) č. 714/2009; b) v prípade hraníc, v súvislosti s ktorými sa využíva prístup na základe toku, predstavuje minimálnu prahovú hodnotu rozpätie stanovené výpočtom kapacity dostupnej pre toky vyvolané medzioblastnou výmenou. Rozpätie sa stanoví ako 70 % kapacity pri dodržaní limitov prevádzkovej bezpečnosti vnútorných a medzioblastných kritických prvkov siete a zohľadnení nepredvídaných udalostí stanoveným v súlade s usmerneniami pre prideľovanie kapacity a riadenie preťaženia prijatého na základe článku 18 ods. 5 nariadenia (ES) č. 714/2009.

Na bezpečnostné rezervy, kruhové toky a vnútorné toky na každom kritickom prvku siete sa môže použiť 30 %.

9. Na žiadosť prevádzkovateľov prenosových sústav v regióne výpočtu kapacity môžu príslušné regulačné orgány tam, kde je to potrebné na zachovanie prevádzkovej bezpečnosti, udeliť výnimku z odseku 8 z predvídateľných dôvodov. Takéto výnimky, ktoré sa nesmú vzťahovať na obmedzenie už pridelenej kapacity podľa odseku 2, sa udelia na obdobie najviac jedného roka alebo pod podmienkou, že rozsah výnimky sa po prvom roku výrazne zníži, najviac na obdobie dvoch rokov. Rozsah takýchto výnimiek je obmedzený výlučne na to, čo je nevyhnutné na udržanie operačnej bezpečnosti, a musia zamedziť diskriminácii medzi internými výmenami a medzioblastnými výmenami.

Pred udelením výnimky sa príslušný regulačný orgán poradí s regulačnými orgánmi ostatných členských štátov, ktoré tvoria časť dotknutého regiónu výpočtu kapacity. V prípade, že niektorý regulačný orgán nesúhlasí s navrhovanou výnimkou, či sa výnimka udelí, rozhodne ACER podľa článku 6 ods. 10 nariadenia (EÚ) 2019/942. Odôvodnenie a dôvody výnimky sa uverejnia.

Ak sa výnimka udelí, príslušní prevádzkovatelia prenosových sústav vypracujú a uverejnia metodiku a projekty, ktoré zabezpečia dlhodobé riešenie problému, ktorý sa má výnimkou riešiť. Platnosť výnimky sa skončí po uplynutí stanovenej lehoty výnimky alebo keď sa dosiahne riešenie, podľa toho, čo nastane skôr.

10. Účastníci trhu v primeranej lehote vopred pred príslušným prevádzkovým obdobím informujú dotknutých prevádzkovateľov prenosových sústav, či mienia využiť pridelenú kapacitu. Akákoľvek nevyužitá pridelená kapacita sa opätovne sprístupní na trh otvoreným, transparentným a nediskriminačným spôsobom.

11. Pokiaľ je to technicky možné, prevádzkovatelia prenosových sústav, započítavajú požiadavky na kapacitu všetkých tokov elektriny v opačnom smere na preťaženom spojovacom vedení tak, aby využili maximálnu kapacitu tohto vedenia. Po úplnom zohľadnení bezpečnosti sústavy sa nesmú transakcie, ktorými sa uvoľňuje preťaženie, zamietnuť.

12. Finančné dôsledky neplnenia záväzkov súvisiacich s pridelením kapacity ponesú prevádzkovatelia prenosovej sústavy alebo nominovaný organizátori trhu s elektrinou, ktorí sú za neplnenie zodpovední. Ak účastníci trhu nevyužijú kapacitu, ktorú sa zaviazali využiť, alebo ak v prípade explicitne draženej kapacity neuskutočnia obchod s kapacitou na sekundárnej báze alebo nevrátia kapacitu načas, uvedení účastníci trhu stratia na túto kapacitu práva a uhradia poplatok odrážajúci výšku nákladov. Akékoľvek poplatky odrážajúce výšku nákladov za nevyužívanie kapacity musia byť odôvodnené a primerané. Ak prevádzkovateľ prenosovej sústavy nesplní svoju povinnosť poskytnutia pevnej prenosovej kapacity, je povinný odškodniť účastníka trhu za stratu práv na kapacitu. Na tento účel sa nesmú brať do úvahy vedľajšie straty. Kľúčové pojmy a metódy na určenie zodpovednosti, ktorá vznikne pri neplnení záväzkov, musia byť vopred stanovené s ohľadom na finančné dôsledky a musia podliehať preskúmaniu príslušným regulačným orgánom.

13. Pri rozdeľovaní nákladov na nápravné opatrenia medzi prevádzkovateľov prenosových sústav regulačné orgány analyzujú, v akom rozsahu prispievajú toky vyplývajúce z transakcií v rámci ponukových oblastí k preťaženiu medzi dvoma ponukovými oblasťami, a rozdelia náklady na základe príspevku k preťaženiu medzi prevádzkovateľov prenosových sústav ponukových oblastí vytvárajúcich takéto toky, s výnimkou nákladov vyvolaných tokmi vyplývajúcimi z transakcií v rámci ponukových oblastí pod úrovňou, ktorú by bolo možné očakávať bez štrukturálneho preťaženia v ponukovej oblasti.

Uvedenú úroveň spoločne analyzujú a určia všetci prevádzkovatelia prenosových sústav v regióne výpočtu kapacity pre každú jednotlivú hranicu ponukovej oblasti a následne ju schvália všetky regulačné orgány v regióne výpočtu kapacity.

Článok 17

Prideľovanie medzioblastnej kapacity v rôznych časových rámcoch

1. Prevádzkovatelia prenosových sústav prepočítajú dostupnú medzioblastnú kapacitu aspoň po čase uzávierky denného a uzávierky vnútrodenného medzioblastného trhu. Prevádzkovatelia prenosových sústav pridelia dostupnú medzioblastnú kapacitu plus zostávajúcu medzioblastnú kapacitu, ktorá predtým nebola pridelená, a medzioblastnú kapacitu uvoľnenú držiteľmi fyzických prenosových práv z predošlých pridelení v predchádzajúcom procese prideľovania medzioblastnej kapacity.

2. Prevádzkovatelia prenosových sústav navrhnú vhodnú štruktúru na prideľovanie medzioblastnej kapacity v rôznych časových rámcoch vrátane denných, vnútrodenných a vyrovnávacích. Uvedená štruktúra prideľovania podlieha preskúmaniu príslušných regulačných orgánov. Pri zostavovaní návrhov prevádzkovatelia prenosových sústav zohľadnia: a) vlastnosti trhov; b) prevádzkové podmienky elektrizačnej sústavy, ako napríklad dôsledky započítania stabilne deklarovaných harmonogramov; c) úroveň harmonizácie percentuálnych podielov pridelených rôznym časovým rámcom a časových rámcov prijatých pre rozličné mechanizmy prideľovania medzioblastnej kapacity, ktoré úž existujú.

3. Ak je po čase uzávierky vnútrodenného medzioblastného trhu dostupná medzioblastná kapacita, prevádzkovatelia prenosových sústav ju použijú na výmenu regulačnej energie alebo na vykonanie vzájomného započítania odchýlok.

4. Ak je medzioblastná kapacita pridelená na účely výmeny disponibility alebo spoločného využívania rezerv podľa článku 6 ods. 8 tohto nariadenia, prevádzkovatelia prenosových sústav použijú metodiky vypracované v súlade s usmerneniami o zabezpečení rovnováhy v elektrizačnej sústave prijatými na základe článku 6 ods. 11 nariadenia (ES) č. 714/2009.

5. Prevádzkovatelia prenosových sústav nesmú z dôvodu výmeny disponibility alebo spoločného využívania rezerv zvýšiť bezpečnostnú rezervu vypočítanú podľa nariadenia (EÚ) 2015/1222.







ODDIEL 2

Sieťové poplatky a príjmy z preťaženia

Článok 18

Poplatky za prístup do sústav, používanie sústav a ich posilnenie

1. Poplatky účtované prevádzkovateľmi sústav za prístup do sústav vrátane poplatkov za pripojenie do sústavy, poplatkov za používanie sústav, prípadne poplatkov za súvisiace posilnenia sústav musia byť nákladovo orientované, transparentné, zohľadňovať potrebu bezpečnosti a flexibility sústavy, odzrkadľovať skutočné vzniknuté náklady, pokiaľ tieto korešpondujú s nákladmi efektívneho a štrukturálne porovnateľného prevádzkovateľa sústavy, a byť uplatňované nediskriminačným spôsobom. Tieto poplatky nesmú zahŕňať nesúvisiace náklady na podporu nesúvisiacich politických cieľov.

Bez toho, aby bol dotknutý článok 15 ods. 1 a 6 smernice 2012/27/EÚ a kritériá uvedené v prílohe XI k uvedenej smernici, musí metóda používaná na určenie sieťových poplatkov neutrálne podporovať celkovú efektívnosť systému v dlhodobom horizonte prostredníctvom cenových signálov odberateľom a výrobcom a predovšetkým sa musí uplatňovať tak, aby nedochádzalo k diskriminácii, a to ani v pozitívnom, ani v negatívnom zmysle medzi výrobou pripojenou na úrovni distribúcie a výrobou pripojenou na úrovni prenosu. Sieťové poplatky nesmú ani pozitívne ani negatívne diskriminovať uskladňovanie energie alebo agregáciu a nesmú vytvárať negatívne stimuly pre vlastnú výrobu, vlastnú spotrebu alebo účasť na riadení odberu. Bez toho, aby bol dotknutý odsek 3 tohto článku, tieto poplatky nesúvisia so vzdialenosťou.

2. Metodiky stanovovania taríf musia zohľadňovať fixné náklady prevádzkovateľov prenosovej sústavy a prevádzkovateľov distribučnej sústavy a musia poskytovať vhodné stimuly, a to v krátkodobom aj dlhodobom horizonte, s cieľom zvyšovať efektívnosť vrátane energetickej efektívnosti, posilňovať integráciu trhu a bezpečnosť dodávok, podporu efektívnych investícií, podporu súvisiacich výskumných činností a uľahčovať inovácie v záujme odberateľov v oblastiach, ako je digitalizácia, flexibilné služby a prepojenie.

3. Pokiaľ je to vhodné, výška taríf účtovaných výrobcom a/alebo koncovým odberateľom, poskytuje lokačné signály na úrovni Únie a zohľadňuje objem strát v sieťach a spôsobené preťaženie, ako aj investičné náklady na infraštruktúru.

4. Pri stanovovaní poplatkov za prístup do sústavy sa zohľadňujú: a) platby a príjmy vyplývajúce z kompenzačného mechanizmu medzi prevádzkovateľmi prenosových sústav; b) skutočne realizované a prijaté platby, ako aj platby očakávané v budúcich obdobiach, odhadované na základe minulých období.

5. Stanovovaním poplatkov za prístup do sústavy podľa tohto článku nie sú dotknuté poplatky vyplývajúce z riadenia preťaženia uvedeného v článku 16.

6. Za individuálne transakcie medzioblastného obchodovania s elektrinou sa nesmú stanovovať žiadne špecifické sieťové poplatky.

7. Distribučné tarify musia odrážať náklady a zohľadňovať používanie distribučnej sústavy jej používateľmi vrátane aktívnych odberateľov. Distribučné tarify môžu obsahovať zložky založené na kapacite pripojenia k sústave a môžu byť diferencované na základe profilov spotreby alebo výroby používateľov sústavy. Ak členské štáty zaviedli inteligentné meracie systémy, regulačné orgány pri stanovovaní alebo schvaľovaní prenosových taríf a distribučných taríf alebo metodík v súlade s článkom 59 smernice (EÚ) 2019/944 zvážia a v prípade potreby zavedú časovo diferencované sieťové tarify odrážajúce využitie siete, a to transparentným, nákladovo efektívnym a pre koncového odberateľa predvídateľným spôsobom.

8. Metodiky určovania distribučných taríf musia poskytovať prevádzkovateľom distribučných sústav stimuly pre nákladovo najefektívnejšiu prevádzku a rozvoj ich sietí, a to aj prostredníctvom obstarávania služieb. Na tento účel regulačné orgány uznajú príslušné náklady za oprávnené a zahrnú ich do distribučných taríf a môžu zaviesť výkonnostné ciele, aby podnietili prevádzkovateľov distribučných sústav k zvyšovaniu efektívnosti, a to aj prostredníctvom energetickej efektívnosti v ich sústavách, flexibility a rozvoja inteligentných sietí a inteligentných meracích systémov.

9. Do 5. októbra 2019 ACER s cieľom zmierniť riziko fragmentácie trhu predloží správu o najlepších postupoch týkajúcich sa metodík určovania prenosových a distribučných taríf, pri zohľadnení vnútroštátnych osobitostí. V uvedenej správe o najlepších postupoch sa riešia aspoň tieto otázky: a) pomer taríf účtovaných výrobcom a taríf účtovaných koncovým odberateľom; b) náklady, ktoré sa majú vrátiť prostredníctvom taríf; c) časovo diferencované sieťové tarify; d) lokačné signály; e) vzťah medzi prenosovými tarifami a distribučnými tarifami; f) metódy na zabezpečenie transparentnosti pri stanovovaní a štruktúre taríf; g) skupiny používateľov siete, ktorým sa účtujú tarify, a v prípade potreby aj charakteristiky týchto skupín, formy spotreby, ako aj akékoľvek výnimky z uplatňovania taríf; h) straty v sieťach s vysokým, stredným a nízkym napätím.

ACER aktualizuje svoju správu o najlepších postupoch aspoň raz za dva roky.

10. Regulačné orgány náležite zohľadňujú správu o najlepších postupoch pri stanovovaní alebo schvaľovaní prenosových taríf a distribučných taríf alebo ich metodiky v súlade s článkom 59 smernice (EÚ) 2019/944.

Článok 19

Príjem z preťaženia

1. Postupy riadenia preťaženia spojené s vopred špecifikovaným časovým rámcom môžu generovať príjem iba v prípade preťaženia vzniknutého v tomto časovom rámci, okrem prípadu nových spojovacích vedení, pre ktoré platí výnimka podľa článku 63 tohto nariadenia, článku 17 nariadenia (ES) č. 714/2009 alebo článku 7 nariadenia (ES) č. 1228/2003. Postup rozdeľovania týchto príjmov podlieha preskúmaniu regulačnými orgánmi a tento postup nesmie skresľovať postup prideľovania v prospech ktorejkoľvek strany, ktorá žiada o kapacitu alebo elektrinu, ani odrádzať od znižovania preťaženia.

2. Nasledujúce ciele majú prioritu, pokiaľ ide o rozdelenie všetkých príjmov vyplývajúcich z pridelenia medzioblastnej kapacity: a) garantovanie skutočnej dostupnosti pridelenej kapacity vrátane kompenzácie za garantovateľnosť; alebo b) udržiavanie alebo zvyšovanie medzioblastných kapacít prostredníctvom optimalizácie využívania existujúcich spojovacích vedení v prípade potreby koordinovanými nápravnými opatreniami; alebo pokrytie nákladov vyplývajúcich z investícií do sústav, ktoré sú relevantné pre znižovanie preťaženia spojovacích vedení.

3. Ak prioritné ciele stanovené v odseku 2 boli dostatočne splnené, príjmy sa môžu použiť ako zisk, ktorý zohľadnia regulačné orgány pri schvaľovaní metodiky výpočtu sieťových taríf a/alebo stanovenia sieťových taríf. Zvyšné príjmy sa uložia na osobitný interný účet, pokým ho nebude možné použiť na účely uvedené v odseku 2.

4. Na použitie príjmov v súlade s odsekom 2 písm. a) alebo b) sa vzťahuje metodika navrhnutá prevádzkovateľmi prenosovej sústavy po konzultácii s regulačnými orgánmi a príslušnými zainteresovanými stranami a po schválení agentúrou ACER. Prevádzkovatelia prenosových sústav predložia navrhovanú metodiku agentúre ACER do 5. júla 2020 a ACER rozhodne o navrhovanej metodike v lehote šiestich mesiacov od jej doručenia.

ACER môže požiadať prevádzkovateľov prenosových sústav, aby zmenili alebo aktualizovali metodiku uvedenú v prvom pododseku. ACER rozhodne o zmenenej alebo aktualizovanej metodike najneskôr šesť mesiacov po jej predložení.

V metodike sa musia stanoviť aspoň podmienky, za ktorých sa príjmy môžu použiť na účely uvedené v odseku 2,podmienky, za ktorých sa môžu uvedené príjmy umiestniť na osobitný interný účet pre budúce použitie na tieto účely, a na ako dlho sa uvedené príjmy môžu umiestniť na takýto účet.

5. Prevádzkovatelia prenosových sústav vopred jasne stanovia spôsob, akým budú použité príjmy z preťaženia, a predložia správy regulačným orgánom o skutočnom použití tohto príjmu. Do 1. marca každého roka regulačné orgány informujú ACER a zverejnia správu, v ktorej uvedú: a) výšku príjmov získaných za 12-mesačné obdobie končiace 31. decembra predchádzajúceho roka; b) spôsob, akým boli tieto príjmy použité podľa odseku 2 vrátane konkrétnych projektov, na ktoré sa príjmy použili, a sumu umiestnenú na osobitnom účte; c) sumu, ktorá sa použila pri výpočte sieťových taríf; a d) overenie, že táto suma uvedená v písmene c) je v súlade s týmto nariadením a metodikou vypracovanou podľa odsekov 3 a 4.

V prípade, že sa časť príjmov z preťaženia použije pri výpočte sieťových taríf, v správe sa v prípade potreby uvedie, ako prevádzkovatelia prenosových sústav dosiahli prioritné ciele uvedené v článku 2.







KAPITOLA IV

PRIMERANOSŤ ZDROJOV

Článok 20

Primeranosť zdrojov vnútorného trhu s elektrinou

1. Členské štáty monitorujú primeranosť zdrojov na svojom území na základe posudzovania primeranosti zdrojov na európskej úrovni uvedenej v článku 23. Na účel doplnenia posúdenia primeranosti zdrojov na európskej úrovni môžu členské štáty tiež vykonávať vnútroštátne posúdenia primeranosti zdrojov podľa článku 24.

2. Ak sa pri posudzovaní primeranosti zdrojov na európskej úrovni uvedenej v článku 23 alebo posudzovaní primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni uvedených v článku 24 zistí problém primeranosti zdrojov, dotknutý členský štát musí identifikovať všetky regulačné deformácie alebo zlyhania trhu, ktoré spôsobili vznik problému alebo k nemu prispeli.

3. Členský štát so zistenými problémami, pokiaľ ide o posudzovanie primeranosti zdrojov, vypracuje a uverejní plán vykonávania s harmonogramom prijímania opatrení na odstránenie zistených regulačných deformácií alebo zlyhaní trhu v rámci procesu štátnej pomoci. Pri riešení problémov primeranosti zdrojov členské štáty zohľadňujú najmä zásady stanovené v článku 3 a zvážia: a) odstránenie regulačných deformácií; b) odstránenie cenových stropov v súlade s článkom 10; c) zavedenie funkcie tvorby ceny na základe nedostatku regulačnej energie podľa článku 44 ods. 3 nariadenia (EÚ) 2017/2195; d) zvýšenie kapacity prepojenia a vnútorných sietí s cieľom dosiahnuť aspoň ciele v oblasti prepojenia uvedené v článku 4 ods. 1 písm. d) nariadenia (EÚ) 2018/1999; e) umožnenie vlastnej výroby energie, uskladňovania energie, opatrení riadenia odberu a energetickej efektívnosti prijatím opatrení na odstránenie zistených regulačných deformácií; f) zabezpečenie nákladovo efektívneho a trhovo orientovaného obstarávania vyrovnávacích a doplnkových služieb; g) odstránenie regulovaných cien, ak sa to vyžaduje v článku 5 smernice (EÚ) 2019/944.

4. Dotknuté členské štáty predložia ich plány vykonávania Komisii na preskúmanie.

5. V lehote štyroch mesiacov od doručenia plánu vykonávania Komisia vydá stanovisko k tomu, či sú opatrenia dostatočné na odstránenie regulačných deformácií alebo zlyhaní trhu, ktoré boli identifikované podľa odseku 2 a môže členské štáty požiadať, aby zodpovedajúcim spôsobom svoje plány vykonávania pozmenili.

6. Dotknuté členské štáty monitorujú uplatňovanie svojich plánov vykonávania a výsledky monitorovania zverejňujú vo výročnej správe a uvedenú správu predložia Komisii.

7. Komisia vydá stanovisko k tomu, či boli plány vykonávania v dostatočnej miere vykonané a či sa problém primeranosti zdrojov vyriešil.

8. Členské štáty musia dodržiavať plán vykonávania aj po vyriešení problému primeranosti zdrojov.

Článok 21

Všeobecné zásady kapacitných mechanizmov

1. V záujme odstránenia zostávajúcich problémov primeranosti zdrojov môžu členské štáty v krajnom prípade pri vykonávaní opatrení uvedených v článku 20 ods. 3 tohto nariadenia v súlade s článkami 107, 108 a 109 ZFEÚ zaviesť kapacitné mechanizmy.

2. Pred zavedením kapacitných mechanizmov vykonajú dotknuté členské štáty komplexnú štúdiu o možných vplyvoch takýchto mechanizmov na susedné členské štáty, a to aspoň prostredníctvom konzultovania so susednými členskými štátmi, s ktorými majú priame prepojenie sústav, a zainteresovanými stranami týchto členských štátov.

3. Členské štáty posúdia, či sa problémy primeranosti zdrojov môžu riešiť kapacitným mechanizmom vo forme strategickej rezervy. V opačnom prípade môžu členské štáty zaviesť iný typ kapacitného mechanizmu.

4. Členské štáty nezavedú kapacitné mechanizmy v prípade, že sa posúdením primeranosti zdrojov na európskej úrovni a posúdením primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni, alebo ak neexistuje vnútroštátne posúdenie primeranosti zdrojov, európskym posúdením primeranosti zdrojov nezistil problém primeranosti zdrojov.

5. Členské štáty nezavedú kapacitné mechanizmy skôr, ako Komisia vydá stanovisko uvedené v článku 20 ods. 5 k plánu vykonávania uvedenému v článku 20 ods. 3.

6. Ak členský štát uplatňuje kapacitný mechanizmus, tento kapacitný mechanizmus preskúma a zabezpečí, že sa v rámci tohto mechanizmu neuzatvoria žiadne nové zmluvy, ak sa posúdením primeranosti zdrojov na európskej, ako aj posúdením primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni, alebo ak neexistuje vnútroštátne posúdenie primeranosti zdrojov, európskym posúdením primeranosti zdrojov nezistí problém primeranosti zdrojov alebo ak Komisia nevydá stanovisko uvedené v článku 20 ods. 5 k plánu vykonávania uvedenému v článku 20 ods. 3.

7. Do návrhu kapacitných mechanizmov členské štáty zahrnú ustanovenie umožňujúce účinné postupné administratívne ukončenie kapacitného mechanizmu, ak sa podľa odseku 6 neuzatvoria žiadne nové zmluvy v priebehu troch za sebou nasledujúcich rokov.

8. Kapacitné mechanizmy sú dočasné. Schvaľuje Komisia, a to najviac na 10 rokov. Kapacitné mechanizmy sa postupne ukončujú alebo sa objem viazaných kapacít znižuje na základe plánov vykonávania uvedených v článku 20. Členské štáty pokračujú v uplatňovaní plánu vykonávania po zavedení kapacitného mechanizmu.

Článok 22

Zásady koncipovania kapacitných mechanizmov

1. Kapacitné mechanizmy: a) musia byť dočasné; b) nesmú zbytočne deformovať trh a obmedzovať medzioblastný obchod; c) nesmú ísť nad rámec toho, čo je potrebné na riešenie problému primeranosti uvedených v článku 20; d) musia vyberať poskytovateľov kapacity transparentným, nediskriminačným a súťažným spôsobom; e) musia poskytovať stimuly pre poskytovateľov kapacity, aby boli k dispozícii v čase očakávaného preťaženia sústavy; f) musia zabezpečovať, aby sa odmena stanovovala súťažným spôsobom; g) musia stanovovať technické podmienky účasti poskytovateľov kapacity pred procesom výberu; h) musia byť otvorené účasti všetkých zdrojov, ktoré sú schopné poskytnúť požadovaný technický výkon, vrátane uskladňovania a riadenia odberu; i) musia uplatňovať primerané sankcie voči poskytovateľom kapacity, ktoré nie sú k dispozícii v časoch preťaženia sústavy.

2. Koncipovanie strategických rezerv musí spĺňať tieto požiadavky: a) ak bol kapacitný mechanizmus navrhnutý ako strategická rezerva, jej zdroje sa nasadzujú len v prípade, ak je pravdepodobné, že prevádzkovatelia prenosových sústav vyčerpajú svoje vyrovnávacie zdroje na vytvorenie rovnováhy medzi dopytom a ponukou; b) počas obdobia zúčtovania odchýlok, keď boli nasadené zdroje strategickej rezervy, sa odchýlky na trhu zúčtujú minimálne v hodnote nedodanej elektriny alebo v hodnote vyššej, ako je vnútrodenný technický cenový limit uvedený v článku 10 ods. 1, podľa toho, ktorá hodnota je vyššia; c) výkon strategickej rezervy po nasadení sa priradí stranám zodpovedným za vyrovnávanie prostredníctvom mechanizmu zúčtovania odchýlok; d) zdroje, ktoré sú súčasťou strategickej rezervy, sa neodmeňujú z veľkoobchodných trhov s elektrinou alebo vyrovnávacích trhov; e) zdroje strategickej rezervy sa držia mimo trhu aspoň počas zmluvného obdobia.

Požiadavkou uvedenou v písmene a) prvého pododseku nie je dotknutá aktivácia zdrojov pred ich nasadením, aby sa zohľadnilo obmedzenie rýchlosti nábehu a prevádzkové požiadavky. Výkon strategickej rezervy počas aktivácie sa nesmie priradiť skupinám zabezpečujúcim vyrovnávanie prostredníctvom veľkoobchodných trhov ani nesmie meniť ich odchýlky.

3. Okrem požiadaviek stanovených v odseku 1 iné kapacitné mechanizmy ako strategické rezervy: a) musia byť koncipované tak, aby sa zabezpečilo, že cena zaplatená za dostupnosť sa automaticky približuje nule, keď sa očakáva, že úroveň dodávanej kapacity bude postačujúca na uspokojenie úrovne požadovanej kapacity; b) musia odmeňovať zúčastnené zdroje iba za ich dostupnosť a zabezpečovať, že odmena nebude ovplyvňovať rozhodnutia poskytovateľa kapacity, či má energiu vyrábať alebo nie; c) musia zabezpečovať prenosnosť povinností týkajúcich sa kapacity medzi oprávnenými poskytovateľmi kapacity.

4. Kapacitné mechanizmy musia zapracovať tieto požiadavky týkajúce sa emisných limitov CO2: a) najneskôr od 4. júla 2019, výrobná kapacita, ktorá začala komerčnú výrobu v daný deň, alebo po tomto dátume a ktorá vypúšťa emisie vyššie ako 550 g CO2 z fosílnych palív na kWh elektriny, nesmie byť nasadená alebo nesmie prijímať platby alebo vytvárať záväzky pre budúce platby v rámci kapacitného mechanizmu; b) najneskôr od 1. júla 2025, výrobná kapacita, ktorá začala komerčnú výrobu pred 4. júlom 2019 a ktorá vypúšťa emisie vyššie ako 550 g CO2 z fosílnych palív na kWh elektriny a viac než 350 kg CO2 z fosílnych palív v priemere za rok na nainštalovaný kWe, ktorá začala komerčnú výrobu pred... [dátum nadobudnutia účinnosti tohto nariadenia], nesmie byť nasadená alebo prijímať platby alebo vytvárať záväzky pre budúce platby v rámci kapacitného mechanizmu.

Výpočet emisného limitu 550 g CO2 z fosílnych palív na kWh elektriny a limitu v priemere ročne 350 kg CO2 z fosílnych palív v priemere za rok na nainštalovaný kW uvedený v prvom pododseku písm. a) a b) sa vykonáva na základe konštrukčnej účinnosti výrobnej jednotky, teda z čistej účinnosti pri menovitej kapacite za príslušných noriem stanovených Medzinárodnou organizáciou pre normalizáciu.

Do 5. januára 2020 ACER uverejní stanovisko poskytujúce technické usmernenia súvisiace s výpočtom hodnôt uvedených v prvom pododseku.

5. Členské štáty, ktoré k 4. júlu 2019 uplatňujú kapacitné mechanizmy, ich prispôsobia tak, aby boli v súlade s kapitolou 4 bez toho, aby tým boli dotknuté záväzky alebo zmluvy uzatvorené do 31. decembra 2019.

Článok 23

Posudzovanie primeranosti zdrojov na európskej úrovni

1. Posudzovaním primeranosti zdrojov na európskej úrovni sa určia problémy primeranosti zdrojov tak, že sa posúdi celková primeranosť elektrizačnej sústavy z hľadiska schopnosti uspokojovať súčasný a projektovaný dopyt po elektrine na úrovni Únie, na úrovni členských štátov a podľa potreby na úrovni jednotlivých ponukových oblastí. Posúdenie primeranosti zdrojov na európskej úrovni sa každý rok vzťahuje na obdobie 10 rokov odo dňa posudzovania.

2. Posudzovanie primeranosti zdrojov na európskej úrovni vykonáva ENTSO pre elektrinu.

3. Návrh metodiky posudzovania primeranosti zdrojov na európskej úrovni na základe zásad stanovených v odseku 5 tohto článku predloží ENTSO pre elektrinu skupine pre koordináciu v oblasti elektrickej energie zriadenej podľa článku 1 rozhodnutia Komisie z 15. novembra 2012 ( 6 ) a ACER do 5. januára 2020.

4. Údaje, ktoré ENTSO pre elektrinu potrebuje na posudzovanie primeranosti zdrojov na európskej úrovni, mu poskytnú prevádzkovatelia prenosových sústav.

ENTSO pre elektrinu vykonáva posudzovanie primeranosti zdrojov na európskej úrovni každý rok. Výrobcovia a ďalší účastníci trhu poskytujú prevádzkovateľom prenosových sústav údaje týkajúce sa očakávaného využitia výrobných zdrojov, a to pri zohľadnení dostupnosti primárnych zdrojov a vhodných scenárov predpokladaného dopytu a ponuky.

5. Posudzovanie primeranosti zdrojov na európskej úrovni sa musí zakladať na transparentnej metodike, ktorá musí zabezpečiť, aby: a) sa posudzovanie vykonávalo na úrovni každej ponukovej oblasti pokrývajúcej aspoň všetky členské štáty; b) sa posudzovanie zakladalo na vhodných hlavných referenčných scenároch predpokladaného dopytu a ponuky vrátane ekonomického posúdenia pravdepodobnosti vyradenia výrobných zariadení, zakonzervovania prevádzky, postavenia nových výrobných zariadení a opatrení na dosiahnutie cieľov energetickej efektívnosti a prepojenia elektrických sietí a zahŕňalo primeranú citlivostnú analýzu, ktorá zohľadňuje extrémne poveternostné a hydrologické podmienky, veľkoobchodné ceny a vývoj cien uhlíka; c) posudzovanie obsahovalo samostatné scenáre odzrkadľujúce rôznu pravdepodobnosť výskytu problémov primeranosti výroby, ktoré majú rôzne druhy kapacitných mechanizmov riešiť; d) posudzovanie náležite zohľadňovalo príspevok všetkých zdrojov vrátane možností existujúcej aj budúcej výroby, uskladňovania energie, odvetvovej integrácie, riadenia odberu, ako aj dovozných a vývozných možností a ich príspevok k flexibilnej prevádzke sústavy; e) posudzovanie predpokladalo pravdepodobný vplyv opatrení uvedených v článku 20 ods. 3; f) posudzovanie obsahovalo varianty bez existujúcich alebo plánovaných kapacitných mechanizmov a v relevantnom prípade s takýmito mechanizmami; g) sa posudzovanie zakladalo na trhovom modeli, ktorý v relevantných prípadoch používa prístup na základe toku; h) posudzovanie uplatňovalo pravdepodobnostné výpočty; i) sa v posudzovaní uplatňoval jednotný nástroj na tvorbu modelov; j) posudzovanie zahŕňalo prinajmenšom tieto ukazovatele uvedené v článku 25: — „očakávaná nedodaná energia“, a — „očakávaný výpadok zaťaženia“; k) posudzovanie identifikovalo zdroje možných problémov primeranosti zdrojov, najmä to, či ide o obmedzenie sústavy, zdrojov, alebo oboje; l) posudzovanie zohľadňuje reálny rozvoj sústav; m) sa posudzovaním zabezpečilo, že sa vnútroštátne charakteristiky týkajúce sa výroby, flexibility na strane spotreby a uskladňovania energie, dostupnosti primárnych zdrojov a úrovne prepojenia náležite zohľadnia.

6. ENTSO pre elektrinu predloží ACER do 5. januára 2020 návrh metodiky výpočtu: a) hodnoty nedodanej elektriny; b) nákladov na nový vstup výroby alebo riadenia odberu; a c) štandardu spoľahlivosti uvedeného v článku 25.

Metodika je založená na transparentných, objektívnych a overiteľných kritériách.

7. Návrhy podľa odsekov 3 a 6 na účely návrhu metodiky, scenáre, citlivostné analýzy a predpoklady, na ktorých sú založené, a výsledky posudzovania primeranosti zdrojov na európskej úrovni podľa odseku 4 musia byť predmetom predchádzajúcej konzultácie s členskými štátmi, so skupinou pre koordináciu v oblasti elektrickej energie a s príslušnými zainteresovanými stranami a podliehať schváleniu agentúrou ACER podľa postupu stanoveného v článku 27.

Článok 24

Posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni

1. Posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni musí mať regionálny rozsah a musí vychádzať z metodiky uvedenej v článku 23 ods. 3, a to najmä článku 23 ods. 5 písm. b) až m).

Posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni musí obsahovať hlavné referenčné scenáre, ako sa uvádza v článku 23 ods. 5 písm. b).

Posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni môže zohľadniť dodatočné citlivostné analýzy okrem tých, ktoré sú uvedené v článku 23 ods. 5 písm. b). V takýchto prípadoch môže posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni:

a) vychádzať z predpokladov s prihliadnutím na osobitosti dopytu po elektrine a jej ponuky na vnútroštátnej úrovni;

b) používať doplňujúce nástroje a najnovšie údaje konzistentné s tými, ktoré používa ENTSO pre elektrinu pri posudzovaní primeranosti zdrojov na európskej úrovni.

Okrem toho pri posudzovaní primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni, v prípade posudzovania príspevku poskytovateľov kapacity umiestnených v inom členskom štáte k bezpečnosti dodávok v ponukových oblastiach, ktoré pokrývajú, sa použije metodika stanovená v článku 26 ods. 11 písm. a).

2. Posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni a v relevantných prípadoch posudzovanie primeranosti zdrojov na európskej úrovni, ako aj stanovisko ACER podľa odseku 3 sa zverejňujú.

3. Ak sa posúdením primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni zistia problémy primeranosti, vo vzťahu k ponukovej oblasti, ktoré neboli identifikované v posúdení primeranosti zdrojov na európskej úrovni, posúdenie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni zahrnie do správy dôvody rozdielu medzi dvoma posúdeniami primeranosti zdrojov vrátane podrobností využitej citlivostnej analýzy a súvisiace predpoklady. Členské štáty uvedené posúdenie uverejnia a predložia ho ACER.

Do dvoch mesiacov odo dňa doručenia správy poskytne ACER stanovisko k tomu, či sú rozdiely medzi vnútroštátnym posúdením primeranosti zdrojov a európskym posúdením primeranosti zdrojov odôvodnené.

Orgán, ktorý je zodpovedný za posudzovanie primeranosti zdrojov na vnútroštátnej úrovni, náležite zohľadní stanovisko ACER a v prípade potreby zmení svoje posúdenie. Ak sa rozhodne nezohľadniť v plnej miere stanovisko ACER, zverejní správu s podrobným odôvodnením.

Článok 25

Štandard spoľahlivosti

1. Pri uplatňovaní kapacitných mechanizmov musia mať členské štáty zavedený štandard spoľahlivosti. Štandard spoľahlivosti transparentným spôsobom uvádza nevyhnutnú úroveň bezpečnosti dodávok členského štátu. V prípade cezhraničných ponukových oblastí tieto štandardy spoľahlivosti zavedú príslušné orgány spoločne.

2. Štandard spoľahlivosti stanovuje členský štát alebo príslušný orgán určený členským štátom na základe návrhu regulačného orgánu. Štandard spoľahlivosti sa zakladá na metodike stanovenej v článku 23 ods. 6.

3. Štandard spoľahlivosti sa vypočítava aspoň pomocou hodnoty nedodanej elektriny a nákladov na nový vstup v určitom časovom rámci a má byť vyjadrený ako „očakávaná nedodaná energia“ a „očakávaný výpadok zaťaženia“.

4. Ak sa kapacitné mechanizmy uplatňujú, parametre určujúce objem kapacity obstaranej v rámci kapacitných mechanizmov schvaľuje členský štát alebo iný príslušný orgán určený členským štátom na základe návrhu regulačného orgánu.

Článok 26

Cezhraničná účasť na kapacitných mechanizmoch

1. Kapacitné mechanizmy okrem strategických rezerv a, ak je to technicky uskutočniteľné, strategické rezervy, musia byť otvorené priamej cezhraničnej účasti poskytovateľov kapacity z iných členských štátov za podmienok stanovených v tomto článku.

2. Členské štáty zabezpečia, aby zahraničná kapacita schopná poskytovať rovnocenný technický výkon ako domáce kapacity mala možnosť zúčastniť sa na tom istom súťažnom konaní ako domáce kapacity. V prípade kapacitných mechanizmov v prevádzke dňa 4. júla 2019 môžu členské štáty povoliť prevádzkovateľom spojovacích vedení zúčastniť sa priamo vo funkcii zahraničnej kapacity na tom istom súťažnom konaní na obdobie maximálne štyroch rokov od 4. júla 2019 alebo dvoch rokov odo dňa schválenia metodík uvedených v odseku 11, podľa toho, čo nastane skôr.

Členské štáty môžu vyžadovať, aby sa zahraničná kapacita nachádzala v členskom štáte, ktorý má priame prepojenie sústav s členským štátom uplatňujúcim mechanizmus.

3. Členské štáty nesmú brániť účasť kapacity, ktorá sa nachádza na ich území, na kapacitných mechanizmoch iných členských štátov.

4. Cezhraničná účasť na kapacitných mechanizmoch nesmie meniť, upravovať ani inak ovplyvňovať medzioblastné harmonogramy alebo fyzické toky medzi členskými štátmi. Tieto harmonogramy a toky sa určujú výhradne na základe výsledkov prideľovania kapacity podľa článku 16.

5. Poskytovatelia kapacity musia mať možnosť zúčastňovať sa viac než jedného kapacitného mechanizmu.

Ak sa poskytovatelia kapacity zúčastňujú na viac než jednom kapacitnom mechanizme v rámci toho istého obdobia dodávok, môžu sa zúčastňovať maximálne do očakávanej dostupnosti spojovacích vedení a za pravdepodobného súbežného výskytu preťaženia sústavy medzi sústavou, kde sa uplatňuje mechanizmus, a sústavou, v ktorej sa nachádza zahraničná kapacita, v súlade s metodikou uvedenou v odseku 11.

6. Poskytovatelia kapacity musia uhradiť platby za nedostupnosť, keď ich kapacity neboli dostupné.

Ak sa poskytovatelia kapacity v rovnakom dodacom období zúčastňujú na viac ako jednom kapacitnom mechanizme, musia uhradiť viaceré platby za nedostupnosť, ak nie sú schopní splniť viaceré záväzky.

7. Na účely poskytnutia odporúčania pre prevádzkovateľov prenosovej sústavy, regionálne koordinačné centrá zriadené podľa článku 35 vypočítajú každoročne maximálnu vstupnú kapacitu dostupnú pre účasť zahraničnej kapacity. Uvedený výpočet zohľadní očakávanú dostupnosť spojovacích vedení a pravdepodobný súbežný výskyt preťaženia sústavy v sústave, kde sa uplatňuje mechanizmus, a sústave, v ktorej sa nachádza zahraničná kapacita. Takýto výpočet sa musí požadovať pre každú hranicu ponukovej oblasti.

Prevádzkovatelia prenosovej sústavy každoročne stanovia maximálnu vstupnú kapacitu dostupnú pre účasť zahraničnej kapacity na základe odporúčania regionálneho koordinačného centra.

8. Členské štáty zabezpečia, aby bola vstupná kapacita uvedená v odseku 7 transparentným, nediskriminačným a trhovým spôsobom pridelená oprávneným poskytovateľom kapacity.

9. Ak kapacitné mechanizmy umožňujú cezhraničnú účasť v dvoch susedných členských štátoch, akékoľvek príjmy vyplývajúce z prideľovania uvedeného v odseku 8 prináležia príslušným prevádzkovateľom prenosových sústav, ktorí si ich rozdelia v súlade s metodikou uvedenou v odseku 11 písm. b) tohto článku alebo v súlade so spoločnou metodikou schválenou oboma príslušnými regulačnými orgánmi. Ak susedný členský štát neuplatňuje kapacitný mechanizmus alebo uplatňuje kapacitný mechanizmus, ktorý nie je otvorený cezhraničnej účasti, rozdelenie príjmov schváli príslušný vnútroštátny orgán členského štátu, v ktorom sa kapacitný mechanizmus uplatňuje, po vyžiadaní stanoviska regulačných orgánov susediacich členských štátov. Tieto príjmy použijú prevádzkovatelia prenosových sústav na účely stanovené v článku 19 ods. 2.

10. Prevádzkovateľ prenosovej sústavy, kde sa nachádza zahraničná kapacita: a) zistí, či poskytovateľ kapacity, ktorý má záujem, dokáže poskytnúť technický výkon podľa požiadaviek kapacitného mechanizmu, na ktorom sa chce zúčastniť, a zaregistruje daného poskytovateľa kapacity ako oprávneného poskytovateľa kapacity v registri, ktorý sa na tento účel zriadil; b) vykonáva kontroly dostupnosti; c) oznámi prevádzkovateľovi prenosovej sústavy v členskom štáte uplatňujúcom kapacitný mechanizmus informácie, ktoré získa podľa písmena a) a b) tohto pododseku a druhého pododseku.

Príslušný poskytovateľ kapacity bezodkladne informuje prevádzkovateľa prenosovej sústavy o jeho účasti na zahraničnom kapacitnom mechanizme.

11. ENTSO pre elektrinu predloží ACER do 5. júla 2020: a) metodiku výpočtu maximálnej vstupnej kapacity pre cezhraničnú účasť podľa odseku 7; b) metodiku rozdelenia príjmov uvedených v odseku 9; c) spoločné pravidlá na vykonávanie kontrol dostupnosti uvedených v odseku 10 písm. b); d) spoločné pravidlá na určovanie prípadov, v ktorých je splatná platba za nedostupnosť; e) podmienky prevádzky registra uvedeného v odseku 10 písm. a); f) spoločné pravidlá na určenie kapacity oprávnenej na účasť na kapacitnom mechanizme uvedenej v odseku 10 písm. a).

Tento návrh musí byť predmetom predchádzajúcej konzultácie a schválenia agentúrou ACER v súlade s článkom 27.

12. Príslušné regulačné orgány overia, či kapacity boli vypočítané v súlade s metodikou uvedenou v odseku 11 písm. a).

13. Regulačné orgány zabezpečia, aby cezhraničná účasť na kapacitných mechanizmoch bola organizovaná efektívne a nediskriminačne. Predovšetkým musia zabezpečiť primerané administratívne opatrenia na vynucovanie platieb za nedostupnosť v zahraničí.

14. Kapacity pridelené v súlade s odsekom 8 sú medzi oprávnenými poskytovateľmi kapacity prenosné. Oprávnení poskytovatelia kapacity oznámia registru akýkoľvek takýto prenos, ako je uvedené v odseku 10 písm. a).

15. ENTSO pre elektrinu najneskôr do