Règlement (UE) n ° 543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l’électricité et modifiant l’annexe I du règlement (CE) n ° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE
Type: Regulation | Date: 2013-06-14 | CELEX: 32013R0543

15.6.2013


 FR


 Journal officiel de l'Union européenne


 L 163/1

 RÈGLEMENT (UE) No 543/2013 DE LA COMMISSION
 du 14 juin 2013
 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l’électricité et modifiant l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil
 (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)
 LA COMMISSION EUROPÉENNE,
 vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,
 vu le règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (1), et notamment son article 18, paragraphe 5,
 considérant ce qui suit:

 (1)


 Le règlement (CE) no 714/2009, et notamment son article 15 et le point 5 des orientations pour la gestion et l’attribution de la capacité d’échange disponible des interconnexions entre réseaux nationaux, qui figurent à l’annexe I dudit règlement, établit les obligations incombant aux gestionnaires de réseau de transport (GRT) en ce qui concerne la publication de données sur la disponibilité des réseaux, la capacité des interconnexions transfrontalières et des moyens de production, la charge et les pannes de réseau.


 (2)


 L'article 4, paragraphe 4, du règlement (UE) no 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l'intégrité et la transparence du marché de gros de l'énergie (2) dispose que la publication d'une information privilégiée, conformément au règlement (CE) no 714/2009 ou à des orientations et des codes de réseau adoptés en vertu de ce règlement, constitue une divulgation simultanée, intégrale et efficace.


 (3)


 La disponibilité de ces données détermine la capacité des acteurs du marché à prendre des décisions efficaces en matière de production, de consommation et d’échanges. L’approfondissement de l’intégration des marchés et le développement rapide des sources intermittentes de production d’énergie renouvelable, telles que l’éolien ou le solaire, rendent nécessaire la divulgation d’informations de grande qualité, disponibles en temps voulu et facilement assimilables sur les paramètres essentiels de l’offre et de la demande.


 (4)


 La disponibilité en temps opportun d’ensembles complets de données sur ces paramètres devrait également améliorer la sécurité de l’approvisionnement en énergie. Elle devrait permettre aux acteurs du marché de s’adapter exactement à l’offre et à la demande, ce qui diminuerait les risques de pannes générales. Les gestionnaires de réseaux de transport pourraient ainsi mieux maîtriser leurs réseaux et les gérer dans des conditions plus prévisibles et plus sûres.


 (5)


 Les mesures de transparence en vigueur actuellement ne répondent pas complètement à ces critères. En outre, les informations de marché pertinentes ne sont pas réparties équitablement entre les acteurs du marché. En effet, les grands acteurs en place disposent d’un accès exclusif aux informations concernant leurs propres actifs, ce qui désavantage les nouveaux acteurs ou les acteurs ne possédant pas d’actifs propres.


 (6)


 Les acteurs du marché devraient disposer en temps voulu d’informations sur la consommation prévue. Ces informations devraient être régulièrement mises à jour et fournies pour différents horizons temporels. Les chiffres réels de consommation par rapport aux prévisions devraient également être mis à disposition en léger différé.


 (7)


 Les données concernant les indisponibilités programmées et fortuites des moyens de production d’électricité et des unités de consommation font partie des informations relatives à l’offre et à la demande qui ont le plus d’importance pour les acteurs du marché. Ces derniers et les GRT doivent disposer d’informations détaillées indiquant où, quand et pourquoi des unités ne sont ou ne seront pas disponibles pour produire ou consommer et à quel moment elles devraient être à nouveau opérationnelles. Ce type d’informations permettrait aussi aux GRT de mieux réattribuer les réserves, ce qui diminuerait la probabilité de panne générale.


 (8)


 Les acteurs du marché et les GRT devraient aussi recevoir des informations détaillées sur la capacité de production totale installée, des estimations concernant la production totale planifiée avec des données distinctes pour la production intermittente ainsi que des données au niveau de l’unité pour la production réelle des grandes installations.


 (9)


 Pour qu’il soit possible de transférer de l’électricité de l’endroit où elle est disponible vers celui où elle est le plus nécessaire et d’ajuster les portefeuilles en conséquence, il convient que les acteurs du marché disposent d’informations sur les indisponibilités programmées et fortuites des infrastructures de transport transfrontalières existantes et sur les plans de développement des infrastructures. Les GRT devraient aussi fournir et mettre régulièrement à jour les données concernant les capacités de transfert transfrontalières prévues et offertes pour différents horizons temporels, ainsi que les informations relatives à l’attribution et à l’utilisation des capacités.


 (10)


 Le déploiement rapide de sources de production intermittentes à l’écart des centres de consommation a entraîné une congestion croissante des infrastructures de transport dans de grandes parties de l’Europe. Pour y remédier, les GRT interviennent de plus en plus dans les opérations de marché en demandant aux acteurs de modifier leurs engagements de production ou d’échange. Pour permettre aux acteurs de comprendre où et pourquoi des mesures de gestion de la congestion sont devenues nécessaires, les GRT doivent fournir en temps voulu des informations détaillées et motivées sur leurs actions.


 (11)


 Même à l’issue d’un processus de planification minutieux, les fournisseurs et les négociants peuvent se trouver en déséquilibre et être soumis au régime d’ajustement et de règlement des écarts des GRT. Les acteurs doivent disposer, en temps opportun, d’informations précises et claires sur les marchés d’ajustement pour que les risques de déséquilibre soient limités au minimum. Les GRT devraient fournir ces informations dans un format standard utilisable dans tous les pays. Elles devraient contenir notamment des précisions sur les réserves contractualisées, les prix payés et les volumes activés à des fins d’équilibrage.


 (12)


 Les GRT sont souvent la première source d’informations pertinentes fondamentales. Ils servent aussi à recueillir et à évaluer de grandes quantités d’informations aux fins de l’exploitation du réseau. Afin de fournir un aperçu général des informations pertinentes dans toute l’Union, les GRT devraient faciliter la collecte, la vérification et le traitement des données, et le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ci-après dénommé «REGRT pour l’électricité») devrait rendre ces données publiques par l’intermédiaire d’une plate-forme centrale pour la transparence des informations. Pour utiliser au mieux les sources d’informations transparentes existantes, le REGRT pour l’électricité devrait pouvoir recevoir des informations destinées à la publication par le biais de tiers tels que des bourses d’échange d’électricité ou des plates-formes en matière de transparence.


 (13)


 Il convient dès lors de modifier l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 en conséquence.


 (14)


 La base juridique du présent règlement est le règlement (CE) no 714/2009, qu’il complète et dont il fait partie intégrante. Par conséquent, les références au règlement (CE) no 714/2009 dans d’autres actes juridiques s’entendent comme des références au présent règlement.


 (15)


 Les mesures prévues par le présent règlement sont conformes à l’avis du comité visé à l’article 23, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009,

 A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:
 Article premier
 Objet
 Le présent règlement établit l’ensemble commun minimal de données relatives à la production, au transport et à la consommation d’électricité, qui doivent être mises à la disposition des acteurs du marché. Il contient aussi des dispositions relatives à la collecte et à la publication centralisées des données.
 Article 2
 Définitions
 Aux fins du présent règlement, les définitions de l’article 2 du règlement (CE) no 714/2009 s’appliquent. En outre, on entend par:

 1)


 «réserves d’ajustement», toutes les ressources, acquises ex ante ou en temps réel, ou en application d’obligations légales, dont le GRT dispose à des fins d’équilibrage;


 2)


 «unité de temps d’ajustement», la période temporelle pour laquelle le prix des réserves d’ajustement est établi;


 3)


 «zone de dépôt des offres», la plus grande zone géographique à l’intérieur de laquelle les acteurs du marché peuvent procéder à des échanges d’énergie sans attribution de capacité;


 4)


 «attribution de capacité», l’attribution de capacité entre zones;


 5)


 «unité de consommation», une ressource qui reçoit de l’énergie électrique pour son usage propre, à l’exception des GRT et des gestionnaires de réseau de distribution (GRD);


 6)


 «zone de contrôle», une partie cohérente du réseau interconnecté, qui est exploitée par un gestionnaire de réseau unique et comporte des charges physiques et/ou des unités de production connectées, le cas échéant;


 7)


 «capacité de transport nette coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe d’évaluation et de définition ex ante d’un échange d’énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes;


 8)


 «élément critique de réseau», un élément de réseau situé soit à l’intérieur d’une zone de dépôt des offres, soit entre des zones de dépôt des offres, qui est pris en considération dans le processus de calcul de capacité et limite la quantité d’électricité qui peut être échangée;


 9)


 «modèles d’échanges d’ajustement entre zones de contrôle», un système d’ajustement dans le cadre duquel un GRT peut recevoir des offres d’activation provenant des zones d’autres GRT. Il ne comprend pas le redéploiement (redispatching) ou la fourniture d’énergie en urgence;


 10)


 «capacité d’échange entre zones», la capacité du système interconnecté à accepter des transferts d’énergie entre zones de dépôt des offres;


 11)


 «monnaie», l’euro, si une partie au moins de la (des) zone(s) de dépôt des offres concernée(s) appartient à un pays dans lequel l’euro a cours légal. Dans tous les autres cas, il s’agit de la monnaie locale;


 12)


 «heure de clôture», l’heure à laquelle les GRT doivent confirmer toutes les nominations fermes sur le marché. L’heure de clôture ne concerne pas uniquement les marchés journaliers ou infrajournaliers mais aussi les différents marchés qui couvrent l’ajustement des déséquilibres et l’attribution des réserves;


 13)


 «échanges de contrepartie», un échange entre zones entrepris par des gestionnaires de réseau entre deux zones de dépôt des offres pour soulager une congestion physique;


 14)


 «fournisseur de données», l’entité qui envoie des données à la plate-forme centrale pour la transparence des informations;


 15)


 «attribution explicite», l’attribution de capacité entre zones uniquement, sans le transfert d’énergie;


 16)


 «paramètres fondés sur le flux», les marges disponibles sur les éléments critiques de réseau auxquels sont associés des coefficients d’influencement;


 17)


 «générateur», un générateur d’électricité individuel appartenant à une unité de production;


 18)


 «attribution implicite», une méthode de gestion de la congestion prévoyant l’obtention de l’énergie en même temps que la capacité d’échange entre zones;


 19)


 «unité de temps du marché», la période pour laquelle le prix du marché est établi ou la période temporelle la plus courte possible commune aux deux zones de dépôt des offres, si leurs unités de temps du marché sont différentes;


 20)


 «capacité offerte», la capacité d’échange entre zones offerte au marché par le responsable des attributions de capacité de transport;


 21)


 «programmé», un événement connu à l’avance par le détenteur initial des données;


 22)


 «coefficient d’influencement», une représentation du flux physique sur un élément critique de réseau induit par la variation de la position nette d’une zone de dépôt des offres;


 23)


 «détenteur initial des données», l’entité qui crée les données;


 24)


 «unité de production», une installation de production d’électricité composée d’un seul générateur ou d’un ensemble de générateurs;


 25)


 «profil», une frontière géographique entre une zone de dépôt des offres et plusieurs zones de dépôt des offres voisines;


 26)


 «redispatching», une mesure activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau consistant à modifier le modèle de production et/ou de charge de manière à modifier les flux physiques sur le réseau de transport et à soulager une congestion physique;


 27)


 «charge totale», y compris les pertes sans l’électricité utilisée pour le stockage d’énergie, une charge égale à la production et aux éventuelles importations, diminuée des éventuelles exportations et de l’électricité utilisée pour le stockage d’énergie;


 28)


 «responsable des attributions de capacité de transport», l’entité chargée par le GRT de gérer l’attribution des capacités d’échange entre zones;


 29)


 «soutirage sur le réseau de transport», la quantité totale d’énergie quittant le réseau de transport pour les réseaux de distribution, les consommateurs finals directement raccordés ou la consommation des auxiliaires de production;


 30)


 «marge prévisionnelle annuelle», la différence entre la prévision annuelle de capacité de production disponible et la prévision annuelle de charge totale maximale compte tenu de la prévision de capacité de production totale, de la prévision de disponibilité de production et de la prévision des réserves contractualisées pour les services de réseau;


 31)


 «heure», l’heure locale de Bruxelles.

 Article 3
 Mise en place d’une plate-forme centrale pour la transparence des informations
 1. Une plate-forme centrale pour la transparence des informations est mise en place et exploitée de manière efficace et efficiente dans le cadre du réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (le «REGRT pour l’électricité»). Le REGRT pour l’électricité publie, sur la plate-forme centrale pour la transparence des informations, toutes les informations que les GRT doivent lui fournir en application du présent règlement.
 La plate-forme centrale pour la transparence des informations est accessible au public gratuitement par internet et elle est disponible au moins en anglais.
 Les données sont à jour, facilement accessibles, téléchargeables et disponibles pendant une période d’au moins cinq ans. Les mises à jour des données sont horodatées, archivées et mises à la disposition du public.
 2. Le REGRT pour l’électricité présente à l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ci-après dénommée l’«Agence») une proposition relative à l’exploitation de la plate-forme centrale pour la transparence des informations et aux coûts y afférents quatre mois après l’entrée en vigueur du présent règlement. L’Agence fait connaître son avis dans les trois mois à compter de la date de présentation de la proposition.
 3. Le REGRT pour l’électricité fait en sorte que la plate-forme centrale pour la transparence soit opérationnelle dix-huit mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.
 Article 4
 Soumission et publication des données
 1. Les détenteurs initiaux de données soumettent les données aux GRT conformément aux articles 6 à 17. Ils font en sorte que les données qu’ils fournissent aux GRT, ou aux fournisseurs de données lorsque le paragraphe 2 le prévoit, soient complètes, du niveau de qualité requis et communiquées de manière à permettre aux GRT ou aux fournisseurs de données de traiter et de fournir les données au REGRT pour l’électricité en temps voulu pour que ce dernier puisse s’acquitter des obligations en matière de publication opportune des informations qui lui incombent en vertu du présent règlement.
 Les GRT et, le cas échéant, les fournisseurs de données, traitent les données qu’ils reçoivent et les communiquent au REGRT pour l’électricité en temps voulu aux fins de publication.
 2. Les détenteurs initiaux des données peuvent s’acquitter de l’obligation qui leur incombe en vertu du paragraphe 1 en soumettant les données directement à la plate-forme centrale pour la transparence des informations à condition de faire appel à un tiers agissant pour leur compte en tant que fournisseur de données. Ce mode de soumission des données est soumis à l’accord préalable du GRT dans la zone de contrôle duquel se situe le détenteur initial. Lorsqu’il donne son accord, le GRT détermine si le fournisseur de données satisfait aux exigences visées aux points b) et c) de l’article 5, premier alinéa.
 3. Sauf indication contraire, les GRT sont réputés être les détenteurs initiaux des données aux fins des articles 6 à 17.
 4. Si une zone de dépôt des offres est composée de plusieurs zones de contrôle situées dans différents États membres, le REGRT pour l’électricité publie les données visées au paragraphe 1 séparément pour chaque État membre concerné.
 5. Sans préjudice des obligations du GRT et de celles du REGRT pour l’électricité énoncées au paragraphe 1 et à l’article 3, des données peuvent aussi être publiées sur les sites web de GRT ou d’autres parties.
 6. Les autorités nationales de régulation veillent à ce que les détenteurs initiaux des données, les GRT et les fournisseurs de données s’acquittent des obligations qui leur incombent en vertu du présent règlement.
 Article 5
 Manuel de procédures
 1. Le REGRT pour l’électricité élabore un manuel qui précise:

 a)


 les particularités et le format des données soumises conformément à l’article 4, paragraphe 1;


 b)


 les modalités et formats normalisés de communication et d’échange de données entre les détenteurs initiaux des données, les GRT, les fournisseurs de données et le REGRT pour l’électricité;


 c)


 les critères opérationnels et techniques que les fournisseurs de données devraient respecter lorsqu’ils fournissent des informations à la plate-forme centrale pour la transparence des informations;


 d)


 une classification appropriée des types de production visés à l’article 14, paragraphe 1, à l’article 15, paragraphe 1, et à l’article 16, paragraphe 1.

 Le REGRT pour l’électricité élabore ce manuel à l’issue d’une consultation ouverte et transparente avec les parties intéressées.
 Il met ce manuel à la disposition du public.
 Il met le manuel à jour lorsque cela est nécessaire. Avant de publier ce manuel ou de le mettre à jour, le REGRT pour l’électricité soumet un projet à l’Agence pour avis, et l’Agence fait connaître son avis dans les deux mois. Le projet de la première version est soumis à l’Agence dans les quatre mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.
 Article 6
 Informations sur la charge totale
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT calculent les données suivantes et les soumettent au REGRT pour l’électricité de chaque zone de dépôt des offres:

 a)


 la charge totale par unité de temps du marché;


 b)


 une prévision à un jour de la charge totale par unité de temps du marché;


 c)


 une prévision à une semaine de la charge totale pour chaque jour de la semaine suivante comportant, pour chaque jour, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge;


 d)


 une prévision à un mois de la charge totale pour chaque semaine du mois suivant comportant, pour une semaine donnée, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge;


 e)


 une prévision à un an de la charge totale pour chaque semaine de l’année suivante comportant, pour une semaine donnée, une valeur maximale et une valeur minimale de la charge.

 2. Les informations visées:

 a)


 au point a) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité;


 b)


 au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard deux heures avant la fermeture du guichet du marché à un jour de la zone de dépôt des offres et sont mises à jour en cas de modifications significatives;


 c)


 au point c) du paragraphe 1 sont publiées tous les vendredis, au plus tard deux heures avant la fermeture du guichet du marché à un jour de la zone de dépôt des offres et sont mises à jour en cas de modifications significatives;


 d)


 au point d) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une semaine avant le mois de livraison et sont mises à jour en cas de modifications significatives;


 e)


 au point e) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapportent les données.

 3. Les générateurs situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au point a) du paragraphe 1.
 Les générateurs sont réputés être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’ils fournissent.
 4. Les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées aux points b) à e) du paragraphe 1.
 Les GRD sont réputés être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’ils fournissent.
 Article 7
 Informations relatives à l’indisponibilité des unités de consommation
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:

 a)


 l’indisponibilité programmée d’au moins 100 MW d’une unité de consommation donnée, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée d’unités de consommation, durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 la capacité disponible par unité de temps du marché pendant l’événement,


 —


 la raison de l’indisponibilité,


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;



 b)


 les changements de la disponibilité réelle d’une unité de consommation d’une puissance d’au moins 100 MW, en précisant:

 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 la capacité disponible par unité de temps du marché pendant l’événement,


 —


 la raison de l’indisponibilité,


 —


 la date de début et la date de fin estimée (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité.


 2. Les informations visées au point a) du paragraphe 1 sont publiées sous forme agrégée par zone de dépôt des offres et comprennent le montant total de la capacité de consommation indisponible par unité de temps du marché pendant une période donnée. Elles sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la décision concernant l’indisponibilité programmée.
 Les informations visées au point b) du paragraphe 1 sont publiées sous forme agrégée par zone de dépôt des offres et comprennent le montant total de la capacité de consommation indisponible par unité de temps du marché pendant une période de donnée. Elles sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après le changement de la disponibilité réelle.
 3. Les unités de consommation situées dans la zone de contrôle d’un GRT calculent les données visées au paragraphe 1 et les soumettent à ce GRT.
 Les unités de consommation sont réputées être les détenteurs initiaux des données qu’elles soumettent.
 Article 8
 Marge prévisionnelle annuelle
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT calculent et fournissent au REGRT pour l’électricité, pour chaque zone de dépôt des offres, la marge prévisionnelle annuelle évaluée à l’unité de temps du marché locale.
 Les informations sont publiées une semaine avant l’attribution de capacité annuelle et au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapportent les données.
 2. Les générateurs et les gestionnaires de réseau de distribution situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au paragraphe 1.
 Les générateurs et les gestionnaires de réseau de distribution sont réputés être les détenteurs initiaux des données qu’ils soumettent.
 Article 9
 Infrastructure de transport
 1. Les GRT établissent des informations sur les futures modifications des éléments de réseau et les projets d’interconnexion, notamment en ce qui concerne les éventuels expansions et démantèlements dans le cadre de leurs réseaux de transport pour les trois années à venir, et les communiquent au REGRT pour l’électricité. Ces informations sont uniquement fournies pour les mesures censées avoir une incidence d’au moins 100 MW sur la capacité d’échange entre zones de dépôt des offres ou sur les profils pendant au moins une unité de temps du marché. Ces informations comprennent notamment:

 a)


 la liste des actifs concernés;


 b)


 la localisation;


 c)


 le type d’actif;


 d)


 l’incidence sur la capacité d’interconnexion par direction entre les zones de dépôt des offres;


 e)


 la date d’achèvement prévue.

 Les informations sont publiées une semaine avant l’attribution de capacité annuelle et au plus tard le 15e jour civil du mois précédant l’année à laquelle se rapporte l’attribution. Les informations sont mises à jour de manière à tenir compte d’éventuels changements avant la fin des mois de mars, de juin et de septembre de l’année à laquelle se rapporte l’attribution.
 Article 10
 Informations relatives à l’indisponibilité des infrastructures de transport
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité, après calcul, les informations suivantes:

 a)


 l’indisponibilité programmée, y compris les variations dans l’indisponibilité programmée d’interconnexions et dans le réseau de transport qui réduisent d’au moins 100 MW les capacités d’échange entre zones de dépôt des offres durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

 —


 la liste des actifs concernés,


 —


 la localisation,


 —


 le type d’actif,


 —


 l’incidence estimée sur la capacité d’échange par direction entre les zones de dépôt des offres,


 —


 les raisons de l’indisponibilité,


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;



 b)


 les changements dans l’état de disponibilité réel des interconnexions et dans le réseau de transport qui réduisent d’au moins 100 MW les capacités d’échange entre zones de dépôt des offres durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

 —


 la liste des actifs concernés,


 —


 la localisation,


 —


 le type d’actif,


 —


 l’incidence estimée sur la capacité d’échange par direction entre les zones de dépôt des offres,


 —


 les raisons de l’indisponibilité,


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;



 c)


 les changements dans l’état de disponibilité réel des infrastructures de réseau offshore qui réduisent l’injection d’électricité d’origine éolienne d’au moins 100 MW durant au moins une unité de temps du marché, en précisant:

 —


 la liste des actifs concernés,


 —


 la localisation,


 —


 le type d’actif,


 —


 la capacité de production installée d’électricité d’origine éolienne (en MW) connectée à l’actif,


 —


 la quantité d’électricité d’origine éolienne (en MW) injectée au moment du changement de l’état de disponibilité,


 —


 les raisons de l’indisponibilité,


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité.


 2. Les informations visées au point a) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la décision concernant l’indisponibilité programmée.
 3. Les informations visées aux points b) et c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après le changement de l’état de disponibilité réel.
 4. En ce qui concerne les informations visées aux points a) et b) du paragraphe 1, les GRT peuvent choisir de ne pas identifier l’actif concerné et de ne pas préciser sa localisation si ces informations sont classées, dans leur État membre, comme des informations sensibles relatives à la protection des infrastructures critiques au sens du point d) de l’article 2 de la directive 2008/114/CE du Conseil (3). Ces dispositions sont sans préjudice des autres obligations incombant aux GRT en vertu du paragraphe 1 du présent article.
 Article 11
 Informations relatives à l’estimation et à l’offre de capacités d’échange entre zones
 1. Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, calculent les informations suivantes et les fournissent au REGRT pour l’électricité en anticipant suffisamment le processus d’attribution:

 a)


 la capacité prévue et offerte (en MW) par direction entre zones de dépôt des offres en cas d’attribution de capacité sur la base de la capacité de transport nette coordonnée; ou


 b)


 les paramètres fondés sur les flux pertinents en cas d’attribution des capacités fondée sur les flux.

 Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, sont réputés être les détenteurs initiaux des informations qu’ils calculent et fournissent.
 2. Les informations visées au paragraphe 1 a) sont publiées conformément à l’annexe.
 3. En ce qui concerne les liaisons à courant continu, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité des informations mises à jour sur les éventuelles restrictions imposées à l’utilisation de capacités transfrontalières disponibles, y compris par l’application de restrictions de montée en puissance ou de limites de transferts infrajournalières au plus tard une heure après que ces informations sont connues.
 Les exploitants de liaisons à courant continu sont réputés être les détenteurs initiaux des informations mises à jour qu’ils fournissent.
 4. Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, soumettent au REGRT pour l’électricité un rapport annuel indiquant:

 a)


 les principaux éléments critiques de réseau qui limitent la capacité offerte;


 b)


 les zones de contrôle auxquelles ces éléments critiques de réseau appartiennent;


 c)


 la mesure dans laquelle le fait de soulager les éléments critiques de réseau permettrait d’augmenter la capacité offerte;


 d)


 toutes les mesures qui pourraient éventuellement être mises en œuvre pour augmenter la capacité offerte, ainsi que l’estimation des coûts qui s’y rapportent.

 Les GRT peuvent, lors de l’élaboration du rapport, choisir de ne pas identifier l’actif concerné et de ne pas préciser sa localisation si ces informations sont classées, dans leur État membre, comme des informations sensibles relatives à la protection des infrastructures critiques au sens du point d) de l’article 2 de la directive 2008/114/CE.
 Les GRT ou, le cas échéant, les responsables des attributions de capacité de transport, sont réputés être les détenteurs initiaux du rapport qu’ils fournissent.
 Article 12
 Informations relatives à l’utilisation des capacités d’échange entre zones
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes, après calcul:

 a)


 pour des attributions explicites, pour chaque unité de temps du marché et par direction entre les zones de dépôt des offres:

 —


 la capacité (en MW) demandée par le marché,


 —


 la capacité (en MW) attribuée au marché,


 —


 le prix de la capacité (devise/MW),


 —


 le revenu d’enchères (exprimé en monnaie) par frontière entre les zones de dépôt des offres;



 b)


 la capacité totale nominée, pour chaque unité de temps du marché et par direction entre les zones de dépôt des offres;


 c)


 avant chaque attribution de capacité, la capacité totale déjà attribuée dans le cadre de procédures d’attribution antérieures, par unité de temps du marché et par direction;


 d)


 pour chaque unité de temps du marché, les prix à un jour dans chaque zone de dépôt des offres (monnaie/MWh);


 e)


 pour les attributions implicites, pour chaque unité de temps du marché, les positions nettes de chaque zone de dépôt des offres (en MW) et la rente de congestion (en monnaie) par frontière entre zones de dépôt des offres;


 f)


 les échanges commerciaux programmés à un jour sous forme agrégée, entre zones de dépôt des offres par direction et par unité de temps du marché;


 g)


 les flux physiques entre zones de dépôt des offres par unité de temps du marché;


 h)


 les capacités d’échange attribuées entre zones de dépôt des offres dans les États membres et dans les pays tiers par direction, par produit attribué et par période.

 2. Les informations visées

 a)


 aux points a) et e) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après chaque attribution de capacité;


 b)


 au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après chaque cycle de nomination;


 c)


 au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard à la date à laquelle les chiffres de la capacité offerte doivent être publiés conformément à l’annexe;


 d)


 au point d) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la fermeture du guichet;


 e)


 au point f) du paragraphe 1 sont publiées quotidiennement, au plus tard une heure après la dernière heure de clôture et, le cas échéant, elles sont mises à jour au plus tard deux heures après chaque procédure de nomination infrajournalière;


 f)


 au point g) du paragraphe 1 sont publiées, pour chaque unité de temps du marché, dans un délai le plus proche possible du temps réel et au plus tard une heure après la période d’activité;


 g)


 au point h) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après l’attribution.

 3. Les responsables des attributions de capacité de transport ou, le cas échéant, les bourses d’échange, fournissent aux GRT toutes les informations pertinentes nécessaires au calcul des données visées au paragraphe 1.
 Les responsables des attributions de capacité de transport sont réputés être les détenteurs initiaux des informations qu’ils fournissent.
 Les bourses d’échange sont réputées être les détenteurs initiaux des informations qu’elles fournissent.
 Article 13
 Informations relatives aux mesures de gestion de la congestion
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:

 a)


 informations relatives au redispatching par unité de temps du marché, en précisant:

 —


 les actions entreprises (à savoir augmentation ou diminution de la production, augmentation ou diminution de la charge),


 —


 l’identification, la localisation et le type d’élément de réseau concerné par l’action,


 —


 la raison de l’action,


 —


 la capacité (en MW) sur laquelle l’action a une incidence;



 b)


 informations relatives aux échanges de contrepartie par unité de temps du marché, en précisant:

 —


 l’action entreprise (à savoir augmentation ou diminution de l’échange entre zones),


 —


 les zones de dépôt des offres concernées,


 —


 la raison de l’action,


 —


 les changements intervenus dans les échanges entre zones (en MW);



 c)


 les coûts imputables, pour un mois donné, aux actions visées aux points a) et b) et à toute autre action correctrice.

 2. Les informations visées:

 a)


 aux points a) et b) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité, sauf pour des raisons qui sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard un jour après la période d’activité;


 b)


 au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard un mois après la fin du mois considéré.

 Article 14
 Prévision de production
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes, après calcul:

 a)


 le total de la capacité de production installée (en MW) pour toutes les unités de production existantes dont la capacité de production installée est supérieure ou égale à 1 MW, par type de production;


 b)


 des informations sur les unités de production (existantes et en projet) dont la capacité de production installée est supérieure ou égale à 100 MW. Ces informations comprennent:

 —


 le nom de l’unité,


 —


 la capacité de production installée (en MW),


 —


 la localisation,


 —


 le niveau de tension de connexion;


 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 le type de production;



 c)


 une estimation de la production totale programmée (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps du marché pour le jour suivant;


 d)


 une prévision de la production d’origine éolienne et solaire (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps du marché pour le jour suivant.

 2. Les informations visées:

 a)


 au point a) du paragraphe 1 sont publiées tous les ans, au plus tard une semaine avant la fin de l’année;


 b)


 au point b) du paragraphe 1 sont publiées tous les ans, pour les trois années suivantes, au plus tard une semaine avant le début de la première année à laquelle se rapportent les données;


 c)


 au point c) du paragraphe 1 sont publiées un jour avant la livraison effective, au plus tard à 18 heures, heure de Bruxelles;


 d)


 au point d) du paragraphe 1 sont publiées un jour avant la livraison effective, au plus tard à 18 heures, heure de Bruxelles. Les informations sont mises à jour régulièrement et publiées pendant les échanges infrajournaliers, avec publication d’au moins une mise à jour à 8 heures, heure de Bruxelles, le jour de la livraison effective. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 1 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 5 % par an.

 3. Les unités de production situées dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au paragraphe 1.
 Les unités de production sont réputées être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’elles fournissent.
 Article 15
 Informations relatives à l’indisponibilité des générateurs et unités de production
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:

 a)


 l’indisponibilité programmée d’au moins 100 MW d’un générateur donné, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée de ce générateur, dont on estime qu’elle durera au moins une unité de temps du marché. Cette information doit être fournie jusqu’à trois ans à l’avance, en précisant:

 —


 le nom de l’unité de production,


 —


 le nom du générateur,


 —


 la localisation,


 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 la capacité de production installée (en MW),


 —


 le type de production,


 —


 la capacité disponible pendant l’événement,


 —


 la raison de l’indisponibilité,


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;



 b)


 les variations d’au moins 100 MW dans l’état de disponibilité réel d’un générateur, dont on estime qu’elles dureront au moins une unité de temps du marché, en précisant:

 —


 le nom de l’unité de production,


 —


 le nom du générateur,


 —


 la localisation,


 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 la capacité de production installée (en MW),


 —


 le type de production,


 —


 la capacité disponible pendant l’événement,


 —


 la raison de l’indisponibilité, et


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;



 c)


 l’indisponibilité programmée d’au moins 200 MW d’une unité de production donnée, y compris les variations d’au moins 100 MW dans l’indisponibilité programmée de cette unité de production, qui n’a pas été publiée conformément au point a) et dont on estime qu’elle durera au moins une unité de temps du marché. Cette information doit être fournie jusqu’à trois ans à l’avance, en précisant:

 —


 le nom de l’unité de production,


 —


 la localisation,


 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 la capacité de production installée (en MW),


 —


 le type de production,


 —


 la capacité disponible pendant l’événement,


 —


 la raison de l’indisponibilité,


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité;



 d)


 les variations d’au moins 100 MW dans l’état de disponibilité réel d’une unité de production dont la capacité de production installée est supérieure à 200 MW, qui n’ont pas été publiées conformément au point b) et dont on estime qu’elles dureront au moins une unité de temps du marché, en précisant:

 —


 le nom de l’unité de production,


 —


 la localisation,


 —


 la zone de dépôt des offres,


 —


 la capacité de production installée (en MW),


 —


 le type de production,


 —


 la capacité disponible pendant l’événement,


 —


 la raison de l’indisponibilité, et


 —


 la date estimée de début et de fin (jour, heure) du changement de l’état de disponibilité.


 2. Les informations visées aux points a) et c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la décision concernant l’indisponibilité programmée.
 Les informations visées aux points b) et d) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après le changement de l’état de disponibilité réel.
 3. Les générateurs situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier les données visées au paragraphe 1.
 Les générateurs sont réputés être les détenteurs initiaux des données qu’ils fournissent.
 Article 16
 Production réelle
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes, après calcul:

 a)


 la production réelle (en MW) par unité de temps du marché et par générateur ayant une capacité de production installée d’au moins 100 MW;


 b)


 la production agrégée par unité de temps du marché et par type de production;


 c)


 la production d’origine éolienne et solaire réelle ou estimée (en MW) par zone de dépôt des offres et par unité de temps de marché;


 d)


 le taux agrégé de remplissage hebdomadaire de tous les réservoirs et centrales de stockage hydrauliques (en MWh) par zone de dépôt des offres, avec le chiffre correspondant à la même semaine de l’année précédente.

 2. Les informations visées:

 a)


 au point a) du paragraphe 1 sont publiées cinq jours après la période d’activité;


 b)


 au point b) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité;


 c)


 au point c) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité et mises à jour en fonction des valeurs mesurées dès que ces dernières sont disponibles. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 1 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité d’origine éolienne ou solaire est supérieure à 5 % par an;


 d)


 au point d) du paragraphe 1 sont publiées le troisième jour ouvrable suivant la semaine à laquelle se rapportent les informations. Les informations sont fournies pour toutes les zones de dépôt des offres, uniquement dans les États membres dans lesquels l’injection d’électricité de ce type de production est supérieure à 10 % par an ou pour les zones de dépôt des offres dans lesquelles l’injection d’électricité de ce type de production est supérieure à 30 % par an.

 3. Les générateurs et unités de production situés dans la zone de contrôle d’un GRT fournissent à ce dernier toutes les informations pertinentes requises pour le calcul des données visées au paragraphe 1.
 Les générateurs et unités de production sont réputés être les détenteurs initiaux des informations pertinentes qu’ils fournissent.
 Article 17
 Ajustement
 1. Pour leurs zones de contrôle, les GRT ou, le cas échéant, les opérateurs de marchés d’ajustement, lorsque de tels marchés existent, fournissent au REGRT pour l’électricité les informations suivantes:

 a)


 les règles d’ajustement, y compris:

 —


 les procédures d’acquisition de différents types de réserves d’ajustement et d’énergie d’ajustement,


 —


 la méthode de rémunération, à la fois pour la fourniture de réserves et l’énergie activée pour l’équilibre du système,


 —


 la méthode de calcul des tarifs de déséquilibre,


 —


 le cas échéant, une description de la manière dont l’ajustement transfrontalier entre plusieurs zones de contrôle est réalisé et des modalités de participation pour les générateurs et la charge;



 b)


 la quantité des réserves d’ajustement (en MW) contractualisées par le GRT, en précisant:

 —


 l’origine de la réserve (production ou charge),


 —


 le type de réserve (réserves primaires, secondaires ou tertiaires),


 —


 la période de temps pour laquelle les réserves sont contractualisées (heure, jour, semaine, mois, année, etc.);



 c)


 les prix payés par le GRT par type de réserve d’ajustement acquise et par période d’acquisition (monnaie/MW/période);


 d)


 les offres acceptées agrégées par unité de temps d’ajustement, indiquées séparément pour chaque type de réserve d’ajustement;


 e)


 la quantité d’énergie activée pour l’équilibre du système (en MW), par unité de temps d’ajustement et par type de réserve;


 f)


 les prix payés par le GRT pour l’énergie activée pour l’équilibre du système, par unité de temps d’ajustement et par type de réserve; les informations sur les prix seront fournies séparément pour le réglage à la hausse ou à la baisse;


 g)


 les tarifs de déséquilibre par unité de temps d’ajustement;


 h)


 le volume total de déséquilibre par unité de temps d’ajustement;


 i)


 l’équilibre financier mensuel de la zone de contrôle, en précisant:

 —


 les dépenses encourues par le GRT pour l’acquisition des réserves et l’activation de l’énergie d’ajustement,


 —


 la recette nette pour le GRT après clôture des comptes de déséquilibre avec les parties prenantes au mécanisme d’ajustement;



 j)


 le cas échéant, des informations concernant l’ajustement entre zones de contrôle par unité de temps d’ajustement, en précisant:

 —


 les volumes de soumission d’offres et d’offres échangées par unité de temps d’acquisition,


 —


 les prix maximum et minimum des soumissions et offres échangées par unité de temps d’acquisition,


 —


 le volume d’énergie d’ajustement activée dans les zones de contrôle concernées.


 Les opérateurs des marchés d’ajustement sont réputés être les détenteurs initiaux des informations qu’ils fournissent.
 2. Les informations visées:

 a)


 au point b) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard deux heures avant la procédure d’acquisition suivante;


 b)


 au point c) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la clôture de la procédure d’acquisition;


 c)


 au point d) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité;


 d)


 au point e) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard 30 minutes après la période d’activité. S’il s’agit de données préliminaires, les chiffres sont mis à jour lorsque les données sont disponibles;


 e)


 au point f) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard une heure après la période d’activité;


 f)


 au point g) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais;


 g)


 au point h) du paragraphe 1 sont publiées dans les plus brefs délais et au plus tard 30 minutes après la période d’activité. S’il s’agit de données préliminaires, les chiffres sont mis à jour lorsque les données sont disponibles;


 h)


 au point i) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard trois mois après le mois d’activité. S’il s’agit d’une compensation préliminaire, les chiffres sont mis à jour après la compensation définitive;


 i)


 au point j) du paragraphe 1 sont publiées au plus tard une heure après la période d’activité.

 Article 18
 Responsabilité
 La responsabilité du détenteur initial des données, du fournisseur des données et du REGRT pour l’électricité n’est engagée, en vertu du présent règlement, qu’en cas de négligence grave ou de faute intentionnelle. En tout état de cause, ils ne seront pas tenus d’indemniser l’utilisateur des données pour tout manque à gagner, perte d’activité ou tout autre dommage indirect, particulier ou consécutif, quel qu’il soit, résultant d’un manquement aux obligations qui leur incombent en vertu du présent règlement.
 Article 19
 Modification du règlement (CE) no 714/2009
 Les points 5.5 à 5.9 de l’annexe I du règlement (CE) no 714/2009 sont supprimés à compter du 5 janvier 2015.
 Article 20
 Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.
 L’article 4, paragraphe 1, s’applique dix-huit mois après l’entrée en vigueur du présent règlement.

 Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
 Fait à Bruxelles, le 14 juin 2013.


 Par la Commission


 Le président

 José Manuel BARROSO



 (1) JO L 211 du 14.8.2009, p. 15.

 (2) JO L 326 du 8.12.2011, p. 1.

 (3) JO L 345 du 23.12.2008, p. 75.

 ANNEXE

 Publication des informations visées à l’article 11, paragraphe 2


 Période d’attribution des capacités


 Prévision de capacité d’échange entre zones à publier


 Capacité offerte à publier


 Tous les ans


 Une semaine avant la procédure d’attribution annuelle mais au plus tard le 15 décembre, pour tous les mois de l’année suivante.


 Une semaine avant la procédure d’attribution annuelle mais au plus tard le 15 décembre.


 Tous les mois


 Deux jours ouvrables avant la procédure d’attribution mensuelle pour tous les jours du mois suivant.


 Deux jours ouvrables avant la procédure d’attribution mensuelle.


 Toutes les semaines


 Tous les vendredis, pour tous les jours de la semaine suivante.


 Un jour avant la procédure d’attribution hebdomadaire.


 À un jour





 1 heure avant la fermeture du guichet du marché au comptant, pour chaque unité de temps du marché.


 Infrajournalière





 1 heure avant la première attribution infrajournalière et ensuite en temps réel, pour chaque unité de temps du marché.