Source: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/RO/TXT/?uri=uriserv:OJ.L_.2009.211.01.0015.01.RON&toc=OJ:L:2009:211:TOC
Timestamp: 2019-08-22 01:53:19+00:00

Document:
Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European și al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 (Text cu relevanță pentru SEE)
REGULAMENTUL (CE) NR. 714/2009 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI
privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003
Piața internă a energiei electrice, care a fost implementată treptat începând cu 1999, are drept obiectiv să ofere tuturor consumatorilor din Comunitate, indiferent dacă sunt persoane fizice sau juridice, posibilități reale de alegere, precum și noi oportunități de afaceri și un comerț transfrontalier mai intens, pentru a asigura obținerea de progrese în materie de eficiență, prețuri competitive și îmbunătățirea calității serviciilor, precum și pentru a contribui la siguranța alimentării cu energie și la dezvoltarea durabilă.
Directiva 2003/54/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 26 iunie 2003 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică (4) și Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 al Parlamentului European și al Consiliului din 26 iunie 2003 privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică (5) au adus o contribuție semnificativă la crearea unei piețe interne a energiei electrice.
Cu toate acestea, în prezent, există obstacole în calea vânzării de energie electrică, în condiții de egalitate, fără discriminare sau vreun dezavantaj în cadrul Comunității. În special, nu există încă în fiecare stat membru un acces nediscriminatoriu la rețea și nici niveluri de supraveghere exercitată de autoritățile de reglementare, similare din punct de vedere al eficacității, iar piețele izolate există în continuare.
Comunicarea Comisiei din 10 ianuarie 2007 intitulată „O politică energetică pentru Europa” a subliniat importanța finalizării pieței interne a energiei electrice și a creării unor condiții de concurență echitabile pentru toate întreprinderile din domeniul energiei electrice din Comunitate. Comunicările Comisiei din 10 ianuarie 2007 intitulate „Perspectivele pentru piața internă a gazelor naturale și a energiei electrice” și „Anchetă efectuată în temeiul articolului 17 din Regulamentul (CE) nr. 1/2003 în sectoarele europene ale gazelor naturale și energiei electrice (raport final)” au demonstrat că normele și măsurile actuale nu asigură nici cadrul necesar, nici nu prevăd crearea capacităților de interconexiune necesare în vederea îndeplinirii obiectivului de a realiza o piață internă funcțională, eficientă și deschisă.
Pe lângă punerea în aplicare completă a cadrului de reglementare existent, cadrul de reglementare al pieței interne a energiei electrice, prevăzut în Regulamentul (CE) nr. 1228/2003, ar trebui adaptat în conformitate cu respectivele comunicări.
Este necesară, în special, o mai bună cooperare și coordonare între operatorii de transport și de sistem, pentru a crea coduri de rețea, în vederea asigurării și gestionării unui acces eficient și transparent la rețelele de transport transfrontaliere, precum și pentru a garanta o planificare coordonată și suficient orientată spre viitor și o evoluție tehnică satisfăcătoare a sistemului de transport în cadrul Comunității, inclusiv crearea de capacități de interconexiune, acordând atenția cuvenită protecției mediului. Codurile de rețea ar trebui să fie conforme cu orientările-cadru care, prin natura lor, nu au caracter obligatoriu (orientări-cadru) și care sunt elaborate de Agenția pentru cooperarea autorităților de reglementare din domeniul energiei instituită prin Regulamentul (CE) nr. 713/2009 al Parlamentului European și al Consiliului din 13 iulie 2009 de instituire a Agenției pentru cooperarea autorităților de reglementare în domeniul energiei (6) („agenția”). Agenția ar trebui să aibă un rol în revizuirea, pe baza unor fapte concrete, a proiectelor de coduri de rețea, inclusiv în ceea ce privește conformitatea acestora cu orientările-cadru, și ar trebui să aibă posibilitatea de a le recomanda Comisiei spre adoptare. De asemenea, se consideră oportun ca agenția să evalueze modificările propuse pentru codurile de rețea și ar trebui ca aceasta să aibă posibilitatea de a le recomanda Comisiei spre adoptare. Operatorii de transport și de sistem ar trebui să își exploateze rețelele în conformitate cu aceste coduri de rețea.
În scopul asigurării unei gestionări optime a rețelei de transport a energiei electrice, precum și pentru a permite schimburile comerciale și furnizarea transfrontalieră de energie electrică în cadrul Comunității, ar trebui înființată o rețea europeană a operatorilor de transport și de sistem de energie electrică, denumită în continuare „ENTSO de energie electrică”. Atribuțiile ENTSO de energie electrică ar trebui să fie îndeplinite în conformitate cu normele comunitare în domeniul concurenței, care ar trebui să rămână aplicabile deciziilor acesteia. Atribuțiile ENTSO de energie electrică ar trebui să fie clar definite, iar metoda sa de lucru ar trebui să asigure eficiența, transparența și natura reprezentativă a ENTSO de energie electrică. Codurile de rețea pregătite de ENTSO de energie electrică nu sunt menite să înlocuiască codurile de rețea naționale necesare pentru aspecte fără caracter transfrontalier. Având în vedere faptul că un progres mai eficace poate fi realizat printr-o abordare la nivel regional, operatorii de transport și de sistem ar trebui să înființeze structuri regionale în cadrul structurii generale de cooperare, garantând, în același timp, faptul că rezultatele la nivel regional sunt compatibile cu codurile de rețea și cu planurile la nivel comunitar fără caracter obligatoriu de dezvoltare a rețelei pe zece ani. Statele membre ar trebui să promoveze cooperarea și să monitorizeze eficacitatea funcționării rețelei la nivel regional. Cooperarea la nivel regional ar trebui să fie compatibilă cu evoluția către o piață internă a energiei electrice competitivă și eficientă.
Toți participanții la piață prezintă un interes în activitatea care se așteaptă să fie desfășurată de ENTSO de energie electrică. Prin urmare, un proces eficace de consultare este esențial, iar structurile existente care au fost instituite în vederea facilitării și simplificării acestui proces precum Uniunea pentru coordonarea transportului energiei electrice, autoritățile de reglementare naționale sau agenția ar trebui să joace un rol important.
În vederea asigurării unei transparențe sporite a întregii rețele de transport de energie electrică din Comunitate, ENTSO de energie electrică ar trebui să elaboreze, să publice și să actualizeze periodic un plan neobligatoriu la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei pe zece ani (denumit în continuare „planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei”) de dezvoltare a rețelei. Rețelele viabile pentru transportul de energie electrică și interconexiunile regionale necesare, relevante din punct de vedere comercial sau din perspectiva siguranței alimentării, ar trebui incluse în acest plan de dezvoltare a rețelei.
Prezentul regulament ar trebui să stabilească principiile fundamentale privind stabilirea tarifelor și alocarea capacităților, prevăzând, în același timp, adoptarea de linii directoare care detaliază alte principii și metode importante, care să permită adaptarea rapidă la noile situații.
În condițiile unei piețe deschise și competitive, operatorii de transport și de sistem ar trebui să primească o compensație pentru costurile generate de trecerea fluxurilor de energie electrică transfrontaliere prin rețelele lor, de la operatorii de transport și de sistem de la care provin fluxurile transfrontaliere și de la sistemele unde ajung în final aceste fluxuri.
Plățile și încasările care rezultă din compensațiile între operatorii de transport și de sistem ar trebui să fie luate în considerare la stabilirea tarifelor de rețea naționale.
Suma efectivă care trebuie plătită pentru accesul transfrontalier la sistem poate varia considerabil, în funcție de operatorii de transport și de sistem implicați și ca rezultat al diferențelor în ceea ce privește structura sistemelor tarifare aplicate în statele membre. Prin urmare, este necesar un anumit grad de armonizare, pentru a evita denaturarea schimburilor comerciale.
Ar fi necesar un sistem corespunzător de semnale de localizare pe termen lung, care să aibă la bază principiul în conformitate cu care nivelul taxelor pentru accesul la rețea trebuie să reflecte balanța dintre producere și consum din regiunea implicată, pe baza diferențierii taxelor de acces la rețea suportate de producători și/sau consumatori.
Nu ar fi oportun să se aplice tarife calculate pe baza distanței sau, în cazul în care există un sistem corespunzător de semnale de localizare, un tarif specific care să fie plătit doar de exportatori sau importatori, în plus față de tariful general pentru accesul la rețeaua națională.
Condiția preliminară pentru asigurarea unei concurențe reale pe piața internă a energiei electrice este perceperea unor tarife nediscriminatorii și transparente pentru utilizarea rețelei, inclusiv a liniilor de interconexiune din sistemul de transport. Capacitatea disponibilă a acestor linii ar trebui să fie stabilită la nivelurile maxime, cu respectarea normelor de siguranță privind exploatarea sigură a rețelelor.
Este important să se evite denaturarea concurenței din cauza unor standarde de siguranță, de exploatare și de planificare diferite utilizate de operatorii de transport și de sistem din statele membre. De asemenea, participanții la piață ar trebui să beneficieze de transparență în ceea ce privește capacitățile de transfer disponibile și standardele de siguranță, de planificare și de exploatare care au efect asupra capacităților de transfer.
Monitorizarea pieței realizată în ultimii ani de autoritățile de reglementare naționale și de Comisie a demonstrat că cerințele de transparență și normele privind accesul la infrastructură sunt insuficiente pentru a asigura existența unei piețe interne a energiei electrice cu adevărat funcțională, deschisă și eficientă.
Accesul egal la informații despre starea fizică și eficiența sistemului este necesar astfel încât toți participanții la piață să poată evalua situația globală a cererii și a ofertei și să poată identifica cauzele variațiilor prețului angro. Acest lucru cuprinde informații mai precise privind producerea energiei electrice, cererea și oferta, inclusiv prognozele, capacitatea rețelei și capacitatea de interconexiune, fluxurile și activitatea de întreținere, echilibrarea și capacitatea de rezervă.
În scopul sporirii încrederii în piață, participanții la piață ar trebui să se asigure că persoanele care adoptă un comportament abuziv pot fi supuse unor sancțiuni eficiente, proporționale și cu efect de descurajare. Autoritățile competente ar trebui abilitate să investigheze în mod efectiv alegațiile referitoare la abuzurile de piață. În acest scop este necesar ca autoritățile competente să aibă acces la datele care oferă informații cu privire la deciziile operaționale luate de întreprinderile de furnizare. Pe piața energiei electrice, cele mai multe dintre deciziile relevante sunt luate de către producători, care ar trebui să păstreze informațiile respective, într-un format ușor accesibil, la dispoziția autorităților competente pentru o perioadă de timp determinată. Autoritățile competente ar trebui, în plus, să monitorizeze periodic respectarea normelor de către operatorii de transport și de sistem. Micii producători, care nu au nicio posibilitate reală de a denatura concurența, ar trebui să fie scutiți de la această obligație.
Ar trebui să existe norme privind utilizarea veniturilor provenite din procedurile de gestionare a congestiei rețelei, cu excepția cazului în care natura specifică a interconexiunii în cauză justifică o exceptare de la aceste norme.
Gestionarea problemelor de congestie ar trebui să ofere semnale economice corecte operatorilor de transport și de sistem și participanților la piață și ar trebui să se bazeze pe mecanisme de piață.
Investițiile în noi infrastructuri majore ar trebui puternic promovate, asigurându-se, în același timp, funcționarea corectă a pieței interne a energiei electrice. În scopul sporirii efectului pozitiv pe care îl au interconexiunile de curent continuu exceptate asupra concurenței și asupra siguranței în alimentarea cu energie electrică, ar trebui să se testeze interesul prezentat de acestea pe piață în timpul etapei de planificare a proiectului și ar trebui să se adopte norme privind gestionarea congestiei. În cazul unor interconexiuni de curent continuu situate pe teritoriul mai multor state membre, cererea de derogare ar trebui tratată, în ultimă instanță, de agenție pentru a se putea ține seama în mare măsură de implicațiile transfrontaliere și în scopul simplificării procedurilor administrative. În plus, având în vedere profilul excepțional de risc privind elaborarea acestor proiecte majore de infrastructură exceptate, ar trebui să fie posibilă acordarea, în mod temporar, pentru întreprinderile interesate de furnizare și de producere, a unei derogări de la aplicarea normelor privind separarea completă în ceea ce privește proiectele vizate. Derogările acordate în temeiul Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 continuă să se aplice până la data planificată a expirării, stabilită în decizia de acordare a derogării.
Pentru a asigura funcționarea corespunzătoare a pieței interne a energiei electrice, ar trebui să se prevadă proceduri care să permită adoptarea de decizii și linii directoare de către Comisie privind, printre altele, tarifele și alocarea capacităților, garantându-se, în același timp, implicarea autorităților de reglementare ale statelor membre în acest proces, dacă este cazul, prin intermediul asociației lor europene. Autoritățile de reglementare, împreună cu alte autorități competente ale statelor membre, au un rol important, contribuind la funcționarea corespunzătoare a pieței interne a energiei electrice.
Autoritățile de reglementare naționale ar trebui să asigure respectarea normelor cuprinse în prezentul regulament și a liniilor directoare adoptate în temeiul acestuia.
Statele membre și autoritățile naționale competente ar trebui să prezinte Comisiei informațiile relevante. Comisia ar trebui să trateze aceste informații în mod confidențial. După caz, Comisia ar trebui să aibă posibilitatea de a solicita informațiile relevante direct de la întreprinderile în cauză, cu condiția informării autorităților naționale competente.
Este necesar ca statele membre să stabilească norme privind sancțiunile aplicabile în cazul încălcării dispozițiilor prezentului regulament și să asigure punerea în aplicare a acestor sancțiuni. Respectivele sancțiuni trebuie să fie eficiente, proporționale și cu efect de descurajare.
Măsurile necesare pentru punerea în aplicare a prezentului regulament trebuie să fie adoptate în conformitate cu Decizia 1999/468/CE a Consiliului din 28 iunie 1999 de stabilire a normelor privind competențele de executare conferite Comisiei (7).
Comisia ar trebui să fie împuternicită, în special, să stabilească sau să adopte liniile directoare necesare pentru asigurarea gradului minim de armonizare necesar în vederea realizării obiectivului prezentului regulament. Deoarece măsurile respective au un domeniu general de aplicare și sunt destinate să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament, prin completarea acestuia cu noi elemente neesențiale, acestea trebuie să fie adoptate în conformitate cu procedura de reglementare cu control prevăzută la articolul 5a din Decizia 1999/468/CE.
Deoarece obiectivul prezentului regulament, și anume oferirea unui cadru armonizat pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, nu poate fi realizat în mod satisfăcător de către statele membre și, prin urmare, poate fi realizat mai bine la nivelul Comunității, aceasta poate adopta măsuri în conformitate cu principiul subsidiarității, astfel cum este prevăzut la articolul 5 din tratat. În conformitate cu principiul proporționalității, astfel cum este enunțat în respectivul articol, prezentul regulament nu depășește ceea ce este necesar pentru atingerea acestui obiectiv.
Având în vedere întinderea modificărilor aduse Regulamentului (CE) nr. 1228/2003, este de dorit, din motive de claritate și de coerență, ca dispozițiile în cauză să fie reformate prin introducerea lor într-un singur text în cadrul unui nou regulament,
Prezentul regulament are drept obiectiv:
stabilirea de norme echitabile pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, pentru a îmbunătăți concurența pe piața internă a energiei electrice, luând în considerare caracteristicile specifice ale piețelor naționale și regionale. Acest lucru va implica instituirea unui mecanism de compensare pentru fluxurile transfrontaliere de energie electrică și stabilirea de principii armonizate privind tarifele pentru transportul transfrontalier și alocarea capacităților de interconexiune disponibile între sistemele de transport naționale;
facilitarea realizării unei piețe angro funcționale și transparente, cu un nivel ridicat al siguranței alimentării cu energie electrică. Prezentul regulament prevede mecanisme de armonizare a normelor pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică.
(1) În sensul prezentului regulament, se aplică definițiile de la articolul 2 din Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice (8), cu excepția definiției pentru „interconexiune”, care se înlocuiește cu următorul text:
„capacitate de interconexiune” înseamnă o linie de transport care traversează sau trece peste granița dintre statele membre și care face legătura între sistemele de transport ale statelor membre.
„autorități de reglementare” înseamnă autoritățile de reglementare prevăzute la articolul 35 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE;
„flux transfrontalier” înseamnă un flux fizic de energie electrică într-o rețea de transport a unui stat membru, care rezultă din impactul activității producătorilor și/sau consumatorilor din afara acelui stat membru asupra rețelei sale de transport;
„congestie” înseamnă o situație în care rețelele de transport naționale interconectate nu pot face față tuturor fluxurilor fizice care rezultă din schimburile internaționale solicitate de participanții la piață, din cauza unei lipse de capacitate a interconexiunilor și/sau a sistemelor naționale de transport implicate;
„export declarat” înseamnă livrarea de energie electrică într-un stat membru, pe baza unui acord contractual care să prevadă că preluarea corespunzătoare simultană (import declarat) de energie electrică va avea loc în alt stat membru sau într-o țară terță;
„tranzit declarat” înseamnă o situație în care apare un „export declarat” de energie electrică și în care, pe traseul desemnat al tranzacției, se află o țară în care nu va avea loc nici livrarea, nici introducerea concomitentă a energiei electrice;
„import declarat” înseamnă introducerea de energie electrică într-un stat membru sau o țară terță, simultan cu livrarea de energie electrică (export declarat) în alt stat membru;
„capacitate de interconexiune nouă” înseamnă o interconexiune care nu era finalizată la 4 august 2003.
În sensul mecanismului de compensare între operatorii de transport și de sistem menționat la articolul 13, doar atunci când rețelele de transport din două sau mai multe state membre sunt parte integrantă, integral sau parțial, a unui singur bloc de control, blocul de control în ansamblul său este considerat a fi parte integrantă a rețelei de transport a unuia dintre statele membre în cauză, pentru a se evita ca fluxurile din interiorul blocurilor de control să fie considerate fluxuri transfrontaliere în temeiul prezentului alineat primul paragraf litera (b) și să dea dreptul la plăți compensatorii în temeiul articolului 13. Autoritățile de reglementare ale statelor membre în cauză pot decide în care dintre statele membre în cauză se consideră că blocul de control face parte integrantă a rețelei de transport.
Certificarea operatorilor de transport și de sistem
(1) Comisia examinează orice notificare privind decizia de certificare a unui operator de transport și de sistem, astfel cum se prevede la articolul 10 alineatul (6) din Directiva 2009/72/CE imediat după primirea notificării. În termen de două luni de la primirea unei astfel de notificări, Comisia prezintă avizul său autorității naționale de reglementare competente, în ceea ce privește compatibilitatea cu articolul 10 alineatul (2) sau articolul 11 și cu articolul 9 din Directiva 2009/72/CE.
În vederea elaborării avizului menționat la primul paragraf, Comisia poate solicita avizul agenției cu privire la decizia autorității de reglementare naționale. Într-o astfel de situație, termenul de două luni menționat la primul paragraf se prelungește cu încă două luni.
În cazul în care Comisia nu emite un aviz în termenul menționat la primul și al doilea paragraf, se consideră că aceasta nu a avut niciun fel de obiecții împotriva deciziei autorității de reglementare.
(2) La primirea unui aviz din partea Comisiei, autoritatea de reglementare națională adoptă, în termen de două luni, decizia finală cu privire la certificarea operatorului de transport și de sistem, ținând seama în cea mai mare măsură posibilă de avizul Comisiei. Decizia autorității de reglementare și avizul Comisiei se publică împreună.
(3) În orice moment pe parcursul procedurii, autoritățile de reglementare și/sau Comisia pot solicita operatorilor de transport și de sistem și/sau întreprinderilor care desfășoară oricare dintre activitățile de producere sau de furnizare orice informații relevante pentru îndeplinirea sarcinilor acestora în temeiul prezentului articol.
(4) Autoritățile de reglementare și Comisia păstrează confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.
(5) Comisia poate adopta linii directoare care să stabilească detaliile procedurii care trebuie urmată pentru punerea în aplicare a alineatelor (1) și (2) din prezentul articol. Măsurile respective, destinate să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
(6) În cazul în care Comisia a primit o notificare privind certificarea unui operator de transport și de sistem în conformitate cu articolul 9 alineatul (10) din Directiva 2009/72/CE, Comisia ia o decizie privind certificarea. Autoritatea de reglementare se conformează deciziei Comisiei.
Rețeaua europeană a operatorilor de transport și de sistem de energie electrică
Toți operatorii de transport și de sistem cooperează la nivel comunitar prin intermediul ENTSO de energie electrică, în scopul promovării finalizării și funcționării pieței interne a energiei electrice și a comerțului transfrontalier, precum și în scopul asigurării unei gestionări optime, a unei exploatări coordonate și a unei evoluții tehnice sănătoase a rețelei europene de transport de energie electrică.
Înființarea ENTSO de energie electrică
(1) Până la 3 martie 2011, operatorii de transport și de sistem de energie electrică transmit Comisiei și agenției proiectul de statut, o listă a membrilor și proiectul de regulament de procedură, inclusiv normele de procedură cu privire la consultarea altor părți interesate, pentru ENTSO de energie electrică care urmează să fie instituită.
(2) În termen de două luni de la primirea documentelor de mai sus, după consultarea în mod oficial a organizațiilor care reprezintă toate părțile interesate, în special utilizatorii sistemelor, inclusiv clienții, agenția furnizează Comisiei un aviz cu privire la proiectul de statut, la lista membrilor și la proiectul de regulament de procedură.
(3) În termen de trei luni de la primirea avizului agenției, Comisia emite un aviz cu privire la proiectul de statut, la lista membrilor și la proiectul de regulament de procedură, luând în considerare avizul agenției prevăzut la alineatul (2).
(4) În termen de trei luni de la data primirii avizului Comisiei, operatorii de transport și de sistem înființează ENTSO de energie electrică și adoptă și publică statutul și regulamentul de procedură ale acesteia.
Stabilirea codurilor de rețea
(1) După consultarea agenției, a ENTSO de energie electrică și a celorlalte părți interesate relevante, Comisia stabilește o listă anuală a priorităților, care identifică domeniile prevăzute la articolul 8 alineatul (6), pentru a fi incluse în elaborarea codurilor de rețea.
(2) Comisia solicită agenției să îi prezinte într-un termen rezonabil, care să nu depășească șase luni, o orientare-cadru fără caracter obligatoriu („orientare-cadru”) care să stabilească principii clare și obiective, în conformitate cu articolul 8 alineatul (7), pentru dezvoltarea codurilor de rețea referitor la domeniile identificate în lista de priorități. Fiecare orientare-cadru contribuie la respectarea principiilor nediscriminării, concurenței efective și funcționării eficiente a pieței. În urma unei cereri motivate din partea agenției, Comisa poate prelungi acest termen.
(3) Agenția consultă în mod oficial ENTSO de energie electrică și alte părți interesate relevante cu privire la orientarea-cadru, în termen de cel puțin două luni, într-un mod deschis și transparent.
(4) În cazul în care Comisia consideră că orientarea-cadru nu contribuie la respectarea principiilor nediscriminării, concurenței efective și funcționării eficiente a pieței, Comisia poate solicita agenției să revizuiască orientarea-cadru într-un termen rezonabil și să o retransmită Comisiei.
(5) În cazul în care agenția nu transmite sau nu retransmite o orientare-cadru în termenul stabilit de Comisie în temeiul alineatelor (2) sau (4), Comisia elaborează orientarea-cadru în cauză.
(6) Comisia solicită ENTSO de energie electrică să transmită agenției un cod de rețea conform cu orientările-cadru relevante într-un termen rezonabil, care să nu depășească douăsprezece luni.
(7) În termen de trei luni după primirea unui cod de rețea, termen în care agenția poate avea o consultare formală cu părțile interesate relevante, agenția prezintă ENTSO de energie electrică un aviz motivat cu privire la codul de rețea.
(8) ENTSO de energie electrică poate modifica codul de rețea din perspectiva avizului agenției și îl poate retransmite agenției.
(9) În momentul în care agenția consideră că respectivul cod de rețea este conform cu orientarea-cadru relevantă, agenția transmite Comisiei codul de rețea și poate recomanda adoptarea acestuia într-un termen rezonabil. În cazul în care Comisia nu adoptă codul de rețea respectiv, aceasta prezintă motivele în acest sens.
(10) În cazul în care ENTSO de energie electrică nu a reușit să elaboreze un cod de rețea în termenul stabilit de Comisie în temeiul alineatului (6), Comisia poate solicita agenției să pregătească un proiect de cod de rețea pe baza orientării-cadru relevante. Agenția poate lansa alte consultări pe parcursul pregătirii unui proiect de cod de rețea, în temeiul prezentului alineat. Agenția transmite Comisiei un proiect de cod de rețea pregătit în temeiul prezentului alineat și poate recomanda adoptarea acestuia.
(11) Comisia poate adopta, din proprie inițiativă, în cazul în care ENTSO de energie electrică nu a pregătit un cod de rețea sau agenția nu a pregătit un proiect de cod de rețea în conformitate cu alineatul (10) din prezentul articol, sau la recomandarea agenției, în temeiul alineatului (9) din prezentul articol, unul sau mai multe coduri de rețea în domeniile enumerate la articolul 8 alineatul (6).
În cazul în care Comisia propune adoptarea unui cod de rețea din proprie inițiativă, Comisia consultă agenția, ENTSO de energie electrică și toate părțile interesate relevante cu privire la proiectul de cod de rețea într-un interval de cel puțin două luni. Măsurile respective, destinate să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
(12) Prezentul articol nu aduce atingere dreptului Comisiei de a adopta sau de a modifica liniile directoare, astfel cum este prevăzut la articolul 18.
Modificarea codurilor de rețea
(1) Propunerile de modificări ale oricărui cod de rețea adoptat în temeiul articolului 6 pot fi propuse agenției de către persoanele care pot fi interesate de respectivul cod de rețea, inclusiv de către ENTSO de energie electrică, operatorii de transport și de sistem, utilizatorii de sisteme și consumatori. De asemenea, agenția poate propune modificări din proprie inițiativă.
(2) Agenția consultă toate părțile interesate în conformitate cu articolul 10 din Regulamentul (CE) nr. 713/2009. În urma acestui proces, agenția poate prezenta Comisiei propuneri motivate de modificare, explicând modul în care propunerile respective respectă obiectivele codurilor de rețea stabilite la articolul 6 alineatul (2) din prezentul regulament.
(3) Comisia poate adopta, ținând seama de propunerile agenției, modificări la oricare dintre codurile de rețea adoptate în temeiul articolului 6. Măsurile respective, destinate să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
(4) Luarea în considerare a modificărilor propuse în conformitate cu procedura prevăzută la articolul 23 alineatul (2) se limitează la analizarea aspectelor legate de modificarea propusă. Modificările propuse nu aduc atingere altor modificări pe care le poate propune Comisia.
Atribuțiile ENTSO de energie electrică
(1) ENTSO de energie electrică elaborează coduri de rețea în domeniile menționate la alineatul (6) din prezentul articol, în urma solicitării care i-a fost adresată de către Comisie, în conformitate cu articolul 6 alineatul (6).
(2) ENTSO de energie electrică poate elabora coduri de rețea în domeniile menționate la alineatul (6) cu scopul de a atinge obiectivele stabilite la articolul 4, în cazul în care respectivele coduri de rețea nu se aplică domeniilor menționate în solicitarea care i-a fost adresată de către Comisie. Codurile de rețea respective sunt transmise agenției în vederea emiterii unui aviz. Respectivul aviz este luat în considerare în mod corespunzător de către ENTSO de energie electrică.
(3) ENTSO de energie electrică adoptă:
instrumente comune pentru exploatarea rețelelor pentru a asigura coordonarea exploatării rețelei în condiții normale și de urgență, inclusiv o grilă comună de clasificare a incidentelor, și planuri de cercetare;
un plan neobligatoriu la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei pe zece ani (planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei), inclusiv o evaluare europeană cu privire la adecvarea capacităților de producere, la fiecare doi ani;
recomandări privind coordonarea cooperării tehnice între operatorii de transport și de sistem din Comunitate și cei din țările terțe;
un program anual de activitate;
evaluări anuale de vară și de iarnă cu privire la adecvarea capacităților de producere.
(4) Evaluarea europeană cu privire la adecvarea capacităților de producere menționată la alineatul (3) litera (b) acoperă capacitatea generală a sistemului de energie electrică de a satisface cererea de energie electrică existentă și prognozată pentru următoarea perioadă de cinci ani, precum și pentru o perioadă cuprinsă între cinci și 15 ani de la data la care a fost realizată respectiva evaluare. Evaluarea europeană cu privire la adecvarea capacităților de producere se realizează pe baza evaluărilor naționale cu privire la adecvarea capacităților, pregătite de fiecare operator de transport și de sistem individual.
(5) Programul anual de activitate menționat la alineatul (3) litera (d) cuprinde o listă și o descriere a codurilor de rețea care urmează să fie pregătite, un plan cu privire la coordonarea exploatării rețelei și la activitățile de cercetare și dezvoltare care vor fi realizate în decursul anului în cauză, precum și un calendar previzional.
(6) Codurile de rețea menționate la alineatele (1) și (2) acoperă următoarele domenii, ținând seama, dacă este cazul, de caracteristicile specifice regiunilor:
normele privind siguranța și fiabilitatea rețelei, inclusiv normele privind capacitatea de rezervă tehnică de transport pentru a asigura siguranța exploatării rețelei;
normele privind racordarea la rețea;
normele privind accesul terților la rețea;
normele privind schimbul de date și decontarea;
normele privind interoperabilitatea;
procedurile operaționale pentru situații de urgență;
normele privind alocarea capacității și gestionarea congestiei;
normele privind schimburile comerciale asociate asigurării, din punct de vedere tehnic și operațional, a furnizării de servicii de acces la rețea și de servicii de echilibrare a rețelei;
normele privind transparența;
normele de echilibrare, inclusiv normele privind rezerva de putere aferentă rețelei;
normele privind structurile armonizate ale tarifelor de transport, inclusiv semnalele de localizare și normele privind mecanismul de compensare între operatorii de transport și de sistem; precum și
normele privind eficiența energetică a rețelelor de energie electrică.
(7) Codurile de rețea sunt elaborate pentru aspecte de rețea cu caracter transfrontalier și pentru aspecte legate de integrarea pieței și nu aduc atingere dreptului statelor membre de a stabili coduri naționale de rețea care nu afectează comerțul transfrontalier.
(8) ENTSO de energie electrică monitorizează și analizează punerea în aplicare a codurilor de rețea și a liniilor directoare adoptate de Comisie în conformitate cu articolul 6 alineatul (11) și impactul acestora asupra armonizării normelor aplicabile care vizează facilitarea integrării piețelor. ENTSO de energie electrică raportează agenției concluziile sale și include rezultatele analizei în raportul anual menționat la alineatul (3) litera (e) din prezentul articol.
(9) ENTSO de energie electrică pune la dispoziție toate informațiile solicitate de către agenție în vederea îndeplinirii sarcinilor care îi revin în temeiul articolului 9 alineatul (1).
(10) ENTSO de energie electrică adoptă și publică, la fiecare doi ani, un plan la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei. Planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei cuprinde modelarea rețelei integrate, scenariul de dezvoltare, o evaluare europeană cu privire la adecvarea capacităților de producere, precum și evaluarea flexibilității sistemului.
În special, planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei:
se bazează pe planuri naționale de investiții, luând în considerare planuri regionale de investiții, astfel cum sunt menționate la articolul 12 alineatul(1) și, dacă este cazul, aspectele la nivel comunitar legate de planificarea rețelei, inclusiv liniile directoare pentru rețelele energetice transeuropene în conformitate cu Decizia nr. 1364/2006/CE a Parlamentului European și a Consiliului (9);
în ceea ce privește interconexiunile transfrontaliere, se bazează, de asemenea, pe nevoile rezonabile ale diferiților utilizatori de sisteme și integrează angajamentele pe termen lung ale investitorilor menționați la articolul 8 și la articolele 13 și 22 din Directiva 2009/72/CE, și
identifică deficiențele investiționale, în special în ceea ce privește capacitățile transfrontaliere.
În ceea ce privește litera (c) de la al doilea paragraf, planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei poate fi însoțit de o analiză a obstacolelor în calea creșterii capacității transfrontaliere a rețelei, generate de diferențele existente la nivelul procedurilor sau al practicilor de aprobare.
(11) Agenția furnizează un aviz cu privire la planurile naționale de dezvoltare a rețelei pe zece ani, în vederea evaluării consecvenței cu planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei. În cazul în care agenția identifică neconcordanțe între un plan național de dezvoltare a rețelei pe zece ani și planul la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei, recomandă, după caz, modificarea planului național de dezvoltare a rețelei pe zece ani sau a planului la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei. În cazul în care un astfel de plan de dezvoltare a rețelei este elaborat în conformitate cu articolul 22 din Directiva 2009/72/CE, agenția recomandă autorității de reglementare naționale competente să modifice planul național de dezvoltare a rețelei pe zece ani în conformitate cu articolul 22 alineatul (7) din directiva respectivă și informează Comisia cu privire la aceasta.
(12) La cererea Comisiei, ENTSO de energie electrică prezintă Comisiei punctul său de vedere cu privire la adoptarea liniilor directoare menționate la articolul 18.
Monitorizarea efectuată de către agenție
(1) Agenția monitorizează executarea sarcinilor ENTSO de energie electrică menționate la articolul 8 alineatele (1), (2) și (3) și raportează Comisiei.
Agenția monitorizează punerea în aplicare de către ENTSO de energie electrică a codurilor de rețea elaborate în temeiul articolului 8 alineatul (2) și a codurilor de rețea elaborate în conformitate cu articolul 6 alineatele (1)-(10), dar care nu au fost adoptate de Comisie în temeiul articolului 6 alineatul (11). În cazul în care ENTSO de energie electrică nu a reușit să pună în aplicare astfel de coduri de rețea, agenția solicită ENTSO de energie electrică să prezinte o explicație motivată corespunzător cu privire la motivele nepunerii lor în aplicare. Agenția informează Comisia cu privire la această explicație și își prezintă avizul.
Agenția monitorizează și analizează punerea în aplicare a codurilor de rețea și a liniilor directoare adoptate de Comisie în conformitate cu articolul 6 alineatul (11) și impactul acestora asupra armonizării normelor aplicabile care vizează facilitarea integrării piețelor, precum și asupra nediscriminării, concurenței efective și funcționării eficiente a pieței și raportează Comisiei.
(2) ENTSO de energie electrică transmite agenției în vederea emiterii unui aviz proiectul de plan la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei și proiectul de program anual de activitate, incluzând informații cu privire la procesul de consultare și celelalte documente menționate la articolul 8 alineatul (3).
În termen de două luni de la primirea documentelor de mai sus, agenția furnizează ENTSO de energie electrică și Comisiei un aviz motivat corespunzător și recomandări, în cazul în care consideră că proiectul de program anual de activitate sau proiectul de plan la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei prezentat de ENTSO de energie electrică nu contribuie la respectarea principiilor nediscriminării, concurenței efective, funcționării eficiente a pieței sau la realizarea unui nivel suficient de interconexiune transfrontalieră deschisă accesului terților.
(1) La elaborarea codurilor de rețea, a planului la nivel comunitar de dezvoltare a rețelei și a programului de activitate anual menționate la articolul 8 alineatele (1), (2) și (3), ENTSO de energie electrică organizează un proces de consultare extinsă, într-un stadiu incipient, în mod deschis și transparent, implicând toți participanții la piață relevanți și în special organizațiile reprezentând toate părțile interesate, în conformitate cu regulamentul de procedură menționat la articolul 5 alineatul (1). Consultarea include, de asemenea, autorități de reglementare naționale și alte autorități naționale, întreprinderi de furnizare și producție, utilizatori ai sistemelor, inclusiv clienți, operatori de distribuție, precum și asociații relevante din domeniul industriei, organisme tehnice și platforme ale părților interesate. Consultarea are ca scop identificarea punctelor de vedere și a propunerilor tuturor părților relevante implicate în procesul decizional.
(2) Toate documentele și procesele-verbale ale întrunirilor care au legătură cu consultările menționate la alineatul (1) se fac publice.
(3) Înainte de adoptarea programului anual de activitate și a codurilor de rețea menționate la articolul 8 alineatele (1), (2) și (3), ENTSO de energie electrică precizează în ce mod au fost luate în considerare observațiile primite în cadrul consultării. În cazul în care observațiile nu au fost luate în considerare, aceasta furnizează un aviz motivat.
Costurile legate de activitățile ENTSO de energie electrică menționate la articolele 4-12 sunt suportate de operatorii de transport și de sistem și se iau în considerare la calcularea tarifelor. Autoritățile de reglementare aprobă costurile respective dacă acestea sunt rezonabile și proporționale.
Cooperarea regională a operatorilor de transport și de sistem
(1) Operatorii de transport și de sistem instituie o cooperare regională în cadrul ENTSO de energie electrică, pentru a contribui la îndeplinirea sarcinilor menționate la articolul 8 alineatele (1), (2) și (3). Aceștia publică, în special, un plan regional de investiții la fiecare doi ani și pot lua decizii privind investițiile pe baza respectivului plan regional de investiții.
(2) Operatorii de transport și de sistem promovează acorduri operaționale, în vederea asigurării unei gestionări optime a rețelei, precum și dezvoltarea schimburilor de energie, alocarea coordonată de capacitate transfrontalieră prin soluții nediscriminatorii bazate pe mecanismele pieței, acordând o atenție deosebită meritelor speciale ale licitațiilor implicite pentru alocările pe termen scurt, precum și integrarea mecanismelor de echilibrare și a celor privind rezerva de putere.
(3) În scopul atingerii obiectivelor stabilite la alineatele (1) și (2) din prezentul articol, zona geografică acoperită de fiecare structură de cooperare regională poate fi definită de către Comisie, ținând seama de structurile de cooperare regională existente. Fiecare stat are dreptul de a promova cooperarea în mai multe zone geografice. Măsura menționată în prima teză, destinată să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
În acest scop, Comisia consultă agenția și ENTSO de energie electrică.
Mecanismul de compensare între operatorii de transport și de sistem
(1) Operatorii de transport și de sistem primesc compensații pentru costurile aferente găzduirii fluxurilor de energie electrică transfrontaliere în rețelele lor.
(2) Compensația menționată la alineatul (1) se plătește de către operatorii sistemelor de transport naționale de unde provin fluxurile transfrontaliere și ai sistemelor unde ajung în final aceste fluxuri.
(3) Plățile compensatorii se efectuează periodic, raportat la o anumită perioadă din trecut. După caz, se fac ajustări ulterioare ale compensației plătite, pentru a reflecta costurile suportate efectiv.
Prima perioadă pentru care se aplică plățile compensatorii se stabilește în cadrul liniilor directoare menționate la articolul 18.
(4) Comisia stabilește cuantumul plăților compensatorii care se acordă. Măsura respectivă, destinată să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament, prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
(5) Amploarea fluxurilor transfrontaliere găzduite și amploarea fluxurilor transfrontaliere desemnate ca provenind și/sau ajungând în sisteme naționale de transport se stabilesc pe baza fluxurilor fizice de energie electrică măsurate efectiv într-o anumită perioadă de timp.
(6) Costurile aferente găzduirii fluxurilor transfrontaliere se stabilesc pe baza costurilor marginale medii previzionate pe termen lung, luându-se în considerare pierderile, investițiile în infrastructuri noi și un procent corespunzător din costul infrastructurii existente, în măsura în care infrastructura este utilizată pentru transportul fluxurilor transfrontaliere, ținându-se cont, în special, de nevoia de a garanta siguranța alimentării. Pentru stabilirea costurilor, se folosesc metodologii de calcul standard recunoscute. Avantajele pe care le prezintă o rețea ca rezultat al găzduirii fluxurilor transfrontaliere se iau în considerare pentru a se reduce compensațiile primite.
Tarifele privind accesul la rețele
(1) Tarifele aplicate de operatorii de rețea pentru accesul la rețele trebuie să fie transparente, să ia în considerare necesitatea de a garanta siguranța rețelei și să reflecte costurile reale suportate, în măsura în care acestea corespund costurilor unui operator de rețea eficient și comparabil din punct de vedere structural și se aplică în mod nediscriminatoriu. Tarifele nu se calculează în funcție de distanță.
(2) După caz, nivelul tarifelor aplicate producătorilor și/sau consumatorilor trebuie să ofere semnale de localizare la nivel comunitar și să ia în considerare pierderile din rețea și congestiile provocate, precum și costurile investițiilor în infrastructură.
(3) La stabilirea tarifelor de acces la rețea, se iau în considerare următoarele elemente:
plăți și încasări care rezultă din mecanismul de compensare între operatorii rețelelor;
plăți efectiv realizate și primite, precum și plăți scontate pentru perioadele viitoare, estimate pe baza perioadelor anterioare.
(4) Aplicarea unor tarife în conformitate cu prezentul articol nu trebuie să aducă atingere tarifelor pe exporturi declarate sau pe importuri declarate, care rezultă din gestionarea congestiilor menționată la articolul 16.
(5) Nu se aplică tarife de rețea specifice la tranzacțiile individuale pentru tranzitul de energie electrică declarat.
(1) Operatorii de transport și de sistem pun în aplicare mecanisme de coordonare și schimb de informații pentru a garanta siguranța rețelelor în contextul gestionării congestiei rețelelor.
(2) Standardele de siguranță, de exploatare și de planificare utilizate de către operatorii de transport și de sistem trebuie să fie făcute publice. Informațiile publicate trebuie să includă o schemă generală pentru calculul capacității totale de transfer și al marjei de fiabilitate a transportului, pe baza caracteristicilor electrice și fizice ale rețelei. Aceste scheme trebuie să fie supuse aprobării autorităților de reglementare.
(3) Operatorii de transport și de sistem publică estimări ale capacității de transfer disponibile în fiecare zi, indicând orice capacitate de transfer care este deja rezervată. Aceste publicări se fac la intervale specifice, înainte de data transportului, și includ, în toate cazurile, estimări cu o săptămână înainte și cu o lună înainte, precum și indicarea cantitativă a fiabilității scontate a capacității disponibile.
(4) Operatorii de transport și de sistem publică datele pertinente cu privire la cererea prognozată agregată și la cererea reală, la disponibilitatea și utilizarea reală a activelor de producere și de consum, la disponibilitatea și utilizarea rețelei și a interconexiunilor, precum și la energia de echilibrare și la capacitatea de rezervă. În privința disponibilității și a utilizării reale a unităților mici de producere și de sarcină, se pot utiliza date estimative agregate.
(5) Participanții la piață implicați furnizează operatorilor de transport și de sistem datele pertinente.
(6) Întreprinderile de producție care au în proprietate sau care exploatează active de producere, dintre care cel puțin un activ de producere are o capacitate instalată de minimum 250 MW, păstrează la dispoziția autorității de reglementare naționale, a autorității naționale în domeniul concurenței și a Comisiei, timp de cinci ani, datele orare ale tuturor centralelor, necesare în vederea verificării deciziilor operaționale de dispecerizare, precum și comportamentul pe bursele de energie electrică, în cadrul licitațiilor pentru capacitățile de interconexiune, pe piețele de rezerve de energie și pe piețele extrabursiere. Informațiile orare pentru fiecare centrală includ, fără a se limita la, datele cu privire la capacitatea de producere disponibilă și la rezervele angajate, inclusiv alocarea acestor rezerve angajate la nivelul fiecărei centrale individuale în momentul tranzacționării pe bursă sau în momentul producerii.
Principii generale de gestionare a congestiilor de rețea
(1) Problemele de congestie a rețelelor trebuie să fie abordate prin soluții nediscriminatorii, bazate pe mecanismele pieței, care să ofere semnale economice eficiente participanților la piață și operatorilor de transport și de sistem implicați. Problemele de congestie a rețelei se soluționează, de preferință, cu ajutorul unor metode care nu se bazează pe tranzacții, și anume metode care nu implică o selecție între contractele diferiților participanți la piață.
(2) Procedurile de restricționare a tranzacțiilor se folosesc numai în situații de urgență în care operatorul de transport și de sistem trebuie să acționeze rapid și în care nu este posibilă livrarea din altă sursă sau schimburile în contrapartidă. Orice procedură de acest tip se aplică în mod nediscriminatoriu.
Cu excepția situațiilor de forță majoră, participanții la piață cărora li s-a alocat capacitate primesc compensație pentru orice restricționare.
(3) Participanții la piață trebuie să dispună de capacitatea maximă a interconexiunilor și/sau a rețelelor de transport care afectează fluxurile transfrontaliere, cu respectarea normelor de siguranță pentru exploatarea fiabilă a rețelei.
(4) Participanții la piață informează operatorii de transport și de sistem implicați, cu suficient timp înainte de debutul perioadei de activitate în cauză, cu privire la intenția lor de a folosi capacitatea alocată. Orice capacitate alocată care nu va fi utilizată este realocată pieței, în conformitate cu o procedură deschisă, transparentă și nediscriminatorie.
(5) Operatorii de transport și de sistem, în măsura posibilităților tehnice, compensează solicitările de capacitate ale oricărui flux de energie electrică în direcția opusă pe linia de interconexiune congestionată, pentru a utiliza această linie la capacitatea maximă. Luându-se în considerare pe deplin asigurarea siguranței rețelei, tranzacțiile care diminuează congestia nu sunt niciodată refuzate.
(6) Toate veniturile care decurg din alocarea interconexiunii se utilizează în următoarele scopuri:
garantarea disponibilității reale a capacității alocate; și/sau
menținerea sau creșterea capacităților de interconexiune prin investiții în rețea, în special investiții în noi interconexiuni.
În cazul în care veniturile nu pot fi utilizate în mod eficient în scopurile menționate la literele (a) și/sau (b) de la primul paragraf, acestea pot fi utilizate, sub rezerva aprobării de către autoritățile de reglementare ale statelor membre implicate, până la o sumă maximă care urmează să fie decisă de respectivele autorități de reglementare, ca venit care trebuie luat în considerare de către autoritățile de reglementare la aprobarea metodologiei de calcul al tarifelor de rețea și/sau la stabilirea tarifelor de rețea.
Restul veniturilor sunt plasate într-un cont intern separat până în momentul în care pot fi cheltuite în scopurile enumerate la literele (a) și/sau (b) de la primul paragraf. Autoritatea de reglementare informează agenția cu privire la aprobarea menționată la al doilea paragraf.
Capacități noi de interconexiune
(1) Noile capacități de interconexiune de curent continuu pot fi scutite, la cerere și pentru o perioadă limitată de timp, de la aplicarea dispozițiilor articolului 16 alineatul (6) din prezentul regulament și/sau ale articolelor 9, 32 și ale articolului 37 alineatele (6) și (10) din Directiva 2009/72/CE în următoarele condiții:
investiția trebuie să conducă la intensificarea concurenței în domeniul alimentării cu energie electrică;
investiția prezintă un nivel de risc care nu ar permite realizarea sa fără acordarea unei derogări;
interconexiunea trebuie să se afle în proprietatea unei persoane fizice sau juridice separate, cel puțin din punctul de vedere al formei juridice, de operatorii în sistemele cărora se va construi;
se percep tarife de la utilizatorii interconexiunii respective;
de la deschiderea parțială a pieței prevăzută la articolul 19 din Directiva 96/92/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 19 decembrie 1996 privind regulile comune pentru piața internă de energie electrică (10), nicio parte a capitalului sau a costurilor de exploatare a interconexiunii nu a fost recuperată de la nicio componentă a tarifelor aplicate pentru utilizarea sistemelor de transport sau distribuție legate de această capacitate de interconexiune; și
derogarea nu trebuie să aducă atingere concurenței sau bunei funcționări a pieței interne a energiei electrice, nici funcționării corespunzătoare a sistemului reglementat la care este legată capacitatea de interconexiune.
(2) Alineatul (1) se aplică, de asemenea, în situații excepționale, și interconexiunilor de curent alternativ, în condițiile în care costurile și riscurile investiționale aferente sunt suficient de mari comparativ cu costurile și riscurile suportate în mod normal la conectarea printr-o capacitate de interconexiune de curent alternativ a două sisteme naționale de transport învecinate.
(3) Alineatul (1) se aplică și în cazul creșterilor semnificative de capacitate în interconexiunile existente.
(4) Decizia cu privire la derogare menționată la alineatele (1), (2) și (3) este adoptată de la caz la caz de către autoritățile de reglementare ale statelor membre interesate. O derogare poate acoperi total sau parțial capacitatea noii interconexiuni sau pe cea a interconexiunii existente cu o capacitate semnificativ crescută.
În termen de două luni de la data la care ultima dintre autoritățile de reglementare competente a primit cererea de derogare, agenția poate furniza un aviz consultativ autorităților de reglementare respective, care ar putea sta la baza deciziei acestora.
La decizia de acordare a unei derogări, este necesar să se examineze, de la caz la caz, necesitatea de a impune condiții privind durata derogării și accesul nediscriminator la interconectare. La luarea deciziei privind respectivele condiții, se vor lua în calcul, în special, capacitatea suplimentară ce va fi construită sau modificarea capacității existente, orizontul de timp al proiectului și condițiile naționale.
Înainte de acordarea unei derogări, autoritățile de reglementare ale statului membru implicat decid asupra normelor și mecanismelor pentru gestionarea și alocarea capacității. Normele referitoare la gestionarea congestiei includ obligația de a oferi pe piață capacitatea neutilizată, iar utilizatorii interconexiunii au dreptul de a-și comercializa capacitățile de interconexiune contractate pe piața secundară. La evaluarea criteriilor menționate la alineatul (1) literele (a), (b) și (f), sunt luate în considerare rezultatele respectivei proceduri de alocare a capacităților de interconexiune.
În cazul în care toate autoritățile de reglementare competente au ajuns la un acord cu privire la decizia de derogare în termen de șase luni, acestea comunică decizia luată agenției.
Decizia de derogare, inclusiv condițiile prevăzute la cel de-al doilea paragraf al prezentului alineat, trebuie motivată corespunzător și publicată.
(5) Deciziile menționate la alineatul (4) se adoptă de către agenție:
în situația în care toate autoritățile de reglementare competente nu au ajuns la un acord în termen de șase luni de la data solicitării derogării adresate ultimei dintre aceste autorități de reglementare; sau
la solicitarea comună a autorităților naționale de reglementare competente.
Înainte de adoptarea unei decizii, agenția consultă autoritățile de reglementare în cauză și solicitanții.
(6) Prin derogare de la alineatele (4) și (5), statele membre pot prevedea ca autoritățile de reglementare sau agenția, după caz, să prezinte autorității competente din statul membru, în vederea unei decizii oficiale, avizul privind cererea de derogare. Avizul respectiv se publică împreună cu decizia de acordare a derogării.
(7) O copie a fiecărei cereri de derogare se transmite imediat de către autoritățile de reglementare agenției și Comisiei, la data primirii, în scop informativ. Decizia, împreună cu toate informațiile relevante referitoare la aceasta, este notificată Comisiei fără întârziere, de către autoritățile de reglementare implicate sau de către agenție (organisme de notificare). Aceste informații pot fi comunicate Comisiei în formă consolidată, permițându-i-se astfel să ajungă la o decizie bine fundamentată. Informațiile trebuie să cuprindă, în special:
motivele detaliate pe baza cărora a fost acordată sau refuzată derogarea, inclusiv datele financiare care demonstrează necesitatea derogării;
analiza efectuată în privința efectelor acordării derogării asupra concurenței și asupra bunei funcționări a pieței interne a energiei electrice;
motivele care justifică durata și cota din capacitatea totală a interconexiunii respective pentru care se acordă derogarea; și
rezultatul consultărilor cu autoritățile de reglementare în cauză.
(8) În termen de două luni din ziua următoare datei primirii unei notificări în conformitate cu alineatul (7), Comisia poate adopta o decizie prin care să solicite ca organismele de notificare să modifice sau să retragă decizia de acordare a unei derogări. Termenul de două luni poate fi prelungit cu încă un termen suplimentar de două luni, în cazul în care Comisia solicită informații suplimentare. Termenul suplimentar începe în ziua imediat următoare primirii informațiilor suplimentare complete. Termenul inițial de două luni poate fi, de asemenea, prelungit cu acordul Comisiei și al organismelor de notificare.
În cazul în care informațiile solicitate nu sunt furnizate în cadrul perioadei stabilite în cerere, notificarea se consideră retrasă cu excepția cazurilor în care, înainte de expirarea perioadei, fie perioada a fost prelungită cu acordul Comisiei și al autorităților de notificare, fie organismele de notificare au informat Comisia, furnizând motive întemeiate, asupra faptului că notificarea este considerată a fi completă.
Organismele de notificare se conformează deciziei Comisiei de modificare sau de retragere a deciziei de derogare în termen de o lună și informează Comisia în consecință.
Decizia Comisiei cu privire la acordarea unei derogări încetează să mai producă efecte la doi ani de la data adoptării, în cazul în care, la acea dată, construcția interconexiunii nu a început încă și la cinci ani de la data adoptării în cazul în care, la acea dată, interconexiunea nu este încă operațională, exceptând cazul în care Comisia decide că orice întârziere se datorează unor obstacole majore asupra cărora persoana căreia i s-a acordat derogarea nu are control.
(9) Comisia poate adopta linii directoare cu privire la aplicarea condițiilor stabilite la alineatul (1) din prezentul articol și poate stabili procedura care trebuie urmată pentru aplicarea alineatelor (4), (7) și (8) din prezentul articol. Măsurile respective, destinate să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
(1) Acolo unde este cazul, liniile directoare referitoare la mecanismul de compensare a operatorilor de transport și de sistem precizează, în conformitate cu principiile menționate la articolele 13 și 14:
detalii privind procedura de stabilire a operatorilor de transport și de sistem care sunt responsabili cu plata compensațiilor pentru fluxurile transfrontaliere, inclusiv în ceea ce privește separarea dintre operatorii de sisteme naționale de transport de unde provin fluxurile transfrontaliere și sistemele unde ajung în final aceste fluxuri, în conformitate cu articolul 13 alineatul (2);
detalii privind procedura de plată care trebuie urmată, inclusiv stabilirea primei perioade pentru care urmează a fi plătite compensații, în conformitate cu articolul 13 alineatul (3) al doilea paragraf;
detalii privind metodologiile de stabilire a fluxurilor transfrontaliere găzduite, pentru care urmează a fi plătite compensații în temeiul articolului 13, atât în ceea ce privește cantitatea, cât și tipul fluxurilor, precum și amploarea acestor fluxuri care provin din și/sau ajung în sistemele de transport ale fiecărui stat membru, în conformitate cu articolul 13 alineatul (5);
detalii privind metodologia de stabilire a costurilor și beneficiilor aferente găzduirii fluxurilor transfrontaliere, în conformitate cu articolul 13 alineatul (6);
detalii privind tratamentul, în contextul mecanismului de compensare între operatorii de transport și de sistem, al fluxurilor de energie electrică provenite din țări aflate în afara Spațiului Economic European sau care ajung în afara acestuia; și
participarea sistemelor naționale care sunt interconectate prin linii de curent continuu, în conformitate cu articolul 13.
(2) De asemenea, liniile directoare pot stabili normele aplicabile în vederea unei armonizări treptate a principiilor de bază pentru stabilirea tarifelor aplicate producătorilor și consumatorilor (sarcina) în cadrul sistemelor tarifare naționale, inclusiv reflectarea mecanismului de compensare între operatori de transport și de sistem în tarifele de rețea naționale și prevederea unor semnale de localizare adecvate și eficiente, în conformitate cu principiile enunțate la articolul 14.
Liniile directoare prevăd existența unor semnale de localizare adecvate și armonizate la nivel comunitar.
Armonizările realizate în această privință nu trebuie să împiedice statele membre să aplice mecanisme pentru a garanta că tarifele de acces la rețea suportate de către consumatori (sarcina) sunt comparabile pe întreg teritoriul lor.
(3) După caz, liniile directoare care asigură gradul minim de armonizare necesar pentru a atinge obiectivul prezentului regulament specifică, de asemenea:
detalii privind furnizarea de informații, în conformitate cu principiile prevăzute la articolul 15;
detalii despre normele privind schimburile comerciale de energie electrică;
detalii privind normele de stimulare a investițiilor pentru capacitatea de interconexiune, inclusiv semnalele de localizare;
detalii despre domeniile enumerate la articolul 8 alineatul (6).
În acest scop, Comisia se consultă cu agenția și cu ENTSO de energie electrică.
(4) În anexa I sunt prezentate linii directoare privind gestionarea și alocarea capacității disponibile de transport a interconexiunilor dintre sisteme naționale.
(5) Comisia poate adopta linii directoare cu privire la aspectele enumerate la alineatele (1), (2) și (3) din prezentul articol. Comisia poate modifica liniile directoare menționate la alineatul (4) din prezentul articol, în conformitate cu principiile prevăzute la articolele 15 și 16, în special în sensul includerii de linii directoare detaliate cu privire la aplicarea în practică a tuturor metodologiilor de alocare a capacității și în sensul garantării evoluției mecanismelor de gestionare a congestiilor într-un mod compatibil cu obiectivele pieței interne. După caz, în cursul acestor modificări, se stabilesc norme comune privind standardele minime de siguranță și de exploatare pentru utilizarea și exploatarea rețelei, astfel cum se prevede la articolul 15 alineatul (2). Măsurile respective, destinate să modifice elemente neesențiale ale prezentului regulament prin completarea acestuia, se adoptă în conformitate cu procedura de reglementare cu control menționată la articolul 23 alineatul (2).
La adoptarea sau modificarea liniilor directoare, Comisia:
se asigură că acestea oferă nivelul minim de armonizare necesar pentru a atinge obiectivele prezentului regulament și că nu depășesc ceea ce este necesar în acest scop;
indică acțiunile întreprinse în vederea conformității normelor în țările terțe, care fac parte integrantă din sistemul energetic comunitar, cu liniile directoare respective.
La adoptarea de linii directoare pentru prima dată în temeiul prezentului articol, Comisia se asigură că acestea acoperă, într-un proiect unic de măsură, cel puțin aspectele menționate la alineatul (1) literele (a) și (d) și la alineatul (2).
Atunci când își exercită responsabilitățile care le revin, autoritățile de reglementare asigură respectarea dispozițiilor prezentului regulament și a liniilor directoare adoptate în temeiul articolului 18. După caz, pentru îndeplinirea obiectivelor prezentului regulament, autoritățile de reglementare cooperează între ele, cu Comisia și cu agenția cu respectarea capitolului IX din Directiva 2009/72/CE.
Furnizarea de informații și confidențialitatea
(1) Statele membre și autoritățile de reglementare furnizează Comisiei, la cererea acesteia, toate informațiile necesare în sensul articolului 13 alineatul (4) și al articolului 18.
În special, în sensul articolului 13 alineatele (4) și (6), autoritățile de reglementare furnizează periodic informații privind costurile suportate efectiv de către operatorii de transport și de sistem, precum și date și toate informațiile utile cu privire la fluxurile fizice în rețelele operatorilor de transport și de sistem și cu privire la costul rețelelor.
Comisia stabilește un termen rezonabil în care urmează să se furnizeze informațiile, luând în considerare complexitatea informațiilor cerute și urgența cu care sunt necesare informațiile respective.
(2) În cazul în care statul membru sau autoritățile de reglementare implicate nu furnizează informațiile menționate la alineatul (1) în termenul prevăzut la alineatul (1) din prezentul articol, Comisia poate solicita toate informațiile necesare în sensul articolului 13 alineatul (4) și al articolului 18 direct de la întreprinderile în cauză.
La trimiterea unei solicitări de informații către o întreprindere, Comisia transmite, în același timp, o copie a solicitării către autoritățile de reglementare din statul membru pe al cărui teritoriu este situată întreprinderea respectivă.
(3) În solicitarea de informații în temeiul alineatului (1), Comisia indică temeiul juridic al solicitării, termenul în care trebuie furnizate informațiile, scopul solicitării, precum și sancțiunile prevăzute la articolul 22 alineatul (2) pentru furnizarea de date incorecte, incomplete sau înșelătoare. Comisia stabilește un termen rezonabil, ținând seama de complexitatea informațiilor solicitate și de urgența cu care îi sunt necesare.
(4) Proprietarii întreprinderilor sau reprezentanții lor și, în cazul persoanelor juridice, persoanele autorizate să le reprezinte prin lege sau prin actul lor constitutiv furnizează informațiile solicitate. Avocații autorizați în acest sens pot furniza informații în numele clienților lor, caz în care clienții rămân pe deplin responsabili în cazul în care informațiile furnizate sunt incomplete, incorecte sau înșelătoare.
(5) În cazul în care o întreprindere nu furnizează informațiile solicitate în termenul stabilit de Comisie sau dacă furnizează informații incomplete, Comisia poate solicita informațiile prin intermediul unei decizii. Decizia precizează informațiile solicitate și stabilește un termen corespunzător pentru furnizarea lor. Aceasta indică sancțiunile prevăzute la articolul 22 alineatul (2). De asemenea, aceasta indică dreptul de recurs împotriva deciziei la Curtea de Justiție a Comunităților Europene.
În același timp, Comisia transmite o copie a deciziei sale autorităților de reglementare din statul membru pe teritoriul căruia se află reședința persoanei sau sediul întreprinderii.
(6) Informațiile menționate la alineatele (1) și (2) se utilizează numai în sensul articolului 13 alineatul (4) și al articolului 18.
Comisia nu divulgă informațiile obținute în temeiul prezentului regulament de tipul celor care, prin natura lor, intră sub incidența secretului profesional.
Dreptul statelor membre de a prevedea măsuri mai detaliate
Prezentul regulament nu aduce atingere drepturilor statelor membre de a menține sau de a introduce măsuri care conțin dispoziții mai detaliate decât cele prevăzute de prezentul regulament și de liniile directoare menționate la articolul 18.
(1) Fără a aduce atingere alineatului (2), statele membre stabilesc norme privind sancțiunile aplicabile în cazul încălcării dispozițiilor prezentului regulament și iau toate măsurile necesare pentru a garanta punerea în aplicare a dispozițiilor respective. Sancțiunile prevăzute trebuie să fie eficace, proporționale și cu efect de descurajare. Statele membre notifică Comisiei până la 1 iulie 2004 normele privind sancțiunile care corespund dispozițiilor stabilite în Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 și informează de îndată Comisia cu privire la orice modificare ulterioară a acestora. Statele membre notifică Comisiei acele norme care nu corespund dispozițiilor stabilite în Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 până la 3 martie 2011 și comunică acesteia, fără întârziere, orice modificare ulterioară a acestora.
(2) Prin decizie, Comisia poate impune întreprinderilor plata unor amenzi care nu depășesc 1 % din totalul cifrei de afaceri din exercițiul financiar anterior, atunci când, în mod deliberat sau din neglijență, acestea furnizează date incorecte, incomplete sau înșelătoare ca răspuns la o solicitare prezentată în aplicarea articolului 20 alineatul (3) sau dacă acestea nu se încadrează în termenul stabilit printr-o decizie adoptată în aplicarea articolului 20 alineatul (5) primul paragraf.
La stabilirea cuantumului amenzii, Comisia ține seama de gravitatea nerespectării cerințelor de la primul paragraf.
(3) Sancțiunile stabilite în conformitate cu alineatul (1) și deciziile luate în aplicarea alineatului (2) nu au caracter penal.
(1) Comisia este asistată de comitetul înființat în temeiul articolului 46 din Directiva 2009/72/CE.
(2) Atunci când se face trimitere la prezentul alineat, se aplică articolele 5a alineatele (1)-(4) și 7 din Decizia 1999/468/CE, având în vedere dispozițiile articolului 8 din respectiva decizie.
Comisia monitorizează punerea în aplicare a prezentului regulament. În raportul pe care îl întocmește în temeiul articolului 47 alineatul (6) din Directiva 2009/72/CE, Comisia prezintă, de asemenea, experiența dobândită în aplicarea prezentului regulament. Raportul indică, în special, în ce măsură prezentul regulament a reușit să asigure, pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, condiții de acces la rețea nediscriminatorii și care să reflecte costurile, pentru a contribui la libertatea de alegere a clienților pe o piață internă funcțională a energiei electrice și la garantarea siguranței alimentării pe termen lung, precum și gradul în care există efectiv semnale de localizare. Dacă este necesar, raportul este însoțit de propuneri și/sau recomandări corespunzătoare.
Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 se abrogă începând cu 3 martie 2011. Trimiterile la regulamentul abrogat se interpretează ca trimiteri la prezentul regulament și se citesc în conformitate cu tabelul de corespondență din anexa II.
Acesta se aplică de la 3 martie 2011.
(1) JO C 211, 19.8.2008, p. 23.
(2) JO C 172, 5.7.2008, p. 55.
(3) Poziția Parlamentului European din 18 iunie 2008 (nepublicat încă în Jurnalul Oficial), Poziția comună a Consiliului din 9 ianuarie 2009 (JO C 75 E, 31.3.2009, p. 16) și Poziția Parlamentului European din 22 aprilie 2009 (nepublicată încă în Jurnalul Oficial). Decizia Consiliului din 25 iunie 2009.
(4) JO L 176, 15.7.2003, p. 37.
(5) JO L 176, 15.7.2003, p. 1.
(6) A se vedea pagina 1 din prezentul Jurnal Oficial.
(8) A se vedea pagina 55 din prezentul Jurnal Oficial.
(9) JO L 262, 22.9.2006, p. 1.
(10) JO L 27, 30.1.1997, p. 20.
LINII DIRECTOARE PRIVIND GESTIONAREA ȘI ALOCAREA CAPACITĂȚII DE TRANSFER DISPONIBILE A INTERCONEXIUNILOR DINTRE SISTEMELE NAȚIONALE
1.1. Operatorii de transport și de sistem (OTS) se străduiesc să accepte toate tranzacțiile comerciale, inclusiv pe acelea care implică schimburi transfrontaliere.
1.2. În absența congestiilor, nu se aplică nicio restricție de acces la interconexiune. Atunci când aceasta este situația obișnuită, nu este nevoie să se prevadă o procedură generală permanentă în privința alocării capacităților pentru a asigura accesul la un serviciu de transport transfrontalier.
1.3. Atunci când tranzacțiile comerciale programate nu sunt compatibile cu o funcționare în siguranță a rețelei, OTS reduc congestia pentru a respecta cerințele de funcționare în siguranță a rețelei, făcând totodată eforturi pentru a se asigura că orice costuri asociate rămân la un nivel economic rezonabil. Redispecerizarea sau comerțul în contrapartidă se iau în considerare doar în cazul în care nu este posibilă aplicarea măsurilor pentru menținerea unui cost scăzut.
1.4. În cazul congestiei structurale, OTS pun în aplicare, de îndată, metodele și dispozițiile adecvate pentru gestionarea congestiei, definite și adoptate în prealabil de comun acord. Normele de gestionare a congestiei garantează că fluxurile fizice de energie electrică asociate cu toate capacitățile de transport alocate corespund cu standardele de siguranță ale rețelei.
1.5. Metodele adoptate pentru gestionarea congestiei furnizează semnale economice eficiente către participanții pe piață și către OTS, favorizează concurența și sunt adecvate pentru aplicarea la scară regională și comunitară.
1.6. Nici o diferențiere bazată pe tranzacții nu poate fi pusă în practică în gestionarea congestiei. O cerere specifică de serviciu de transport se refuză numai în cazul în care sunt îndeplinite următoarele condiții cumulative:
fluxurile fizice incrementale de energie electrică ce rezultă din acceptarea acestei cereri au ca efect posibilitatea ca funcționarea în siguranță a rețelei electrice să nu mai fie garantată; și
valoarea în termeni monetari atribuită acestei cereri în procedura de gestionare a congestiei este inferioară celei din toate celelalte cereri care se preconizează a fi acceptate pentru același serviciu și în aceleași condiții.
1.7. Pentru a defini zonele de rețea adecvate în care și între care se aplică gestionarea congestiei, OTS se bazează pe principiile eficienței costurilor și al reducerii la minim a impacturilor negative pe piața internă a energiei electrice. În special, OTS nu limitează capacitatea de interconexiune pentru a rezolva o congestie situată în interiorul zonei proprii de control, cu excepția motivelor menționate anterior și a motivelor de funcționare în siguranță (1). În cazul în care se produce această situație, aceasta este descrisă și prezentată în mod transparent de către OTS tuturor utilizatorilor. Această situație nu este tolerată decât până în momentul în care este găsită o soluție pe termen lung. Metodologia și proiectele care permit găsirea soluției pe termen lung sunt descrise și prezentate în mod transparent de către OTS tuturor utilizatorilor sistemului.
1.8. Pentru a echilibra rețeaua din interiorul zonei de control prin măsuri operaționale în rețea și prin măsuri de redispecerizare, OTS țin seama de efectul acestor măsuri asupra zonelor de control vecine.
1.9. Până la 1 ianuarie 2008, mecanismele de gestionare în timpul zilei a congestiei interconexiunii sunt stabilite într-o manieră coordonată și în condiții de funcționare în siguranță, astfel încât să se asigure maximizarea posibilităților de comerț și echilibrul transfrontalier.
1.10. Autoritățile de reglementare naționale evaluează periodic metodele de gestionare a congestiei, acordând o atenție deosebită respectării principiilor și normelor stabilite de prezentul regulament și de prezentele linii directoare și respectării condițiilor stabilite chiar de către autoritățile de reglementare în temeiul acestor principii și norme. Această evaluare include o consultare a tuturor participanților pe piață, precum și studii specializate.
2. Metode de gestionare a congestiei
2.1. Metodele de gestionare a congestiei se bazează pe mecanisme de piață, astfel încât să favorizeze un comerț transfrontalier eficient. În acest scop, capacitățile se alocă doar prin licitații explicite (capacități) sau implicite (capacități și energie). Cele două metode pot coexista pentru aceeași interconexiune. Pentru „tranzacțiile în timpul zilei” se pot utiliza mecanisme de tranzacționare continuă.
2.2. În funcție de condițiile de concurență, mecanismele de gestionare a congestiei pot să acorde alocarea capacităților de transport, atât pe termen lung, cât și pe termen scurt.
2.3. Fiecare procedură de alocare a capacității vizează alocarea unei fracțiuni prestabilite din capacitatea de interconexiune disponibilă, plus restul de capacitate care nu a fost alocată în prealabil și capacitatea eliberată de către deținătorii de capacități care au beneficiat de alocări anterioare.
2.4. OTS optimizează gradul de fermitate al capacității, ținând seama de obligațiile și drepturile OTS implicați și de obligațiile și drepturile participanților pe piață, pentru a încuraja o concurență efectivă și eficientă. O fracțiune rezonabilă din capacitate poate fi oferită pe piață cu un grad mai scăzut de fermitate, dar condițiile precise pentru transportul pe liniile de interconexiune trebuie făcute cunoscute participanților pe piață în orice moment.
2.5. Drepturile de acces pentru alocările pe termen mediu și lung sunt drepturi ferme de utilizare a capacității de transport. Acestea se supun principiilor „ce nu folosești, pierzi” (use-it-or-lose-it) sau „ce nu folosești, vinzi” (use-it-or-sell-it) la momentul notificării.
2.6. OTS definesc o structură adecvată pentru alocarea capacităților pentru diferite intervale de timp. Această structură poate cuprinde o opțiune care să permită rezervarea unui procent minim al capacității de interconexiune pentru o alocare zilnică sau „în timpul zilei”. Această structură de alocare este evaluată de către autoritățile de reglementare respective. La elaborarea propunerilor, OTS țin seama de:
caracteristicile piețelor;
condițiile operaționale, precum consecințele soldării operațiunilor programate ferm;
gradul de armonizare a procentelor și a termenelor adoptate pentru diferitele mecanisme de alocare a capacităților în vigoare.
2.7. Este necesar ca alocarea capacităților să nu producă discriminări între participanții pe piață care doresc să își exercite dreptul de a recurge la contracte de furnizare bilaterale sau de a prezenta oferte la bursa energiei electrice. Ofertele cu cea mai mare valoare, fie implicite sau explicite introduse într-un anumit termen, sunt declarate câștigătoare.
2.8. În regiunile în care piețele financiare de energie electrică la termen sunt bine dezvoltate și au demonstrat eficiență, toată capacitatea de interconexiune poate fi alocată prin licitație implicită.
2.9. Cu excepția cazurilor de noi interconexiuni care beneficiază de o derogare în temeiul articolului 7 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 sau în temeiul articolului 17 din prezentul regulament, nu este permisă stabilirea unor prețuri de rezervă în metodele de alocare a capacității.
2.10. În principiu, toți potențialii participanți pe piață sunt autorizați să participe fără restricție la procesul de alocare. Pentru a se evita apariția sau agravarea unor probleme legate de eventuala utilizare a unei poziții dominante de către orice participant pe piață, autoritățile competente de reglementare și/sau în domeniul concurenței, după caz, pot impune restricții în general sau asupra unei anumite societăți, pe motiv de poziție dominantă pe piață.
2.11. Participanții pe piață comunică OTS cererile lor ferme de rezervare a capacităților într-un termen stabilit pentru fiecare interval de timp. Termenul limită este fixat astfel încât să permită OTS să realoce capacitățile neutilizate în cadrul următoarelor intervale de timp relevante, inclusiv sesiunile „în timpul zilei”.
2.12. Capacitățile pot face obiectul comerțului liber pe piața secundară, cu condiția ca OTS să fie informați cu suficient timp înainte. Atunci când un OTS refuză un schimb (o tranzacție) secundar(ă), acesta are obligația de a notifica și de a explica refuzul în mod clar și într-o manieră transparentă tuturor participanților pe piață și să informeze autoritatea de reglementare.
2.13. Consecințele financiare ale neîndeplinirii obligațiilor asociate cu alocarea capacităților, revin celor răspunzători pentru această neîndeplinire. Atunci când participanții pe piață nu utilizează capacitățile pe care s-au angajat să le utilizeze sau, în cazul capacităților care au făcut obiectul unei licitații explicite, nu realizează schimburi pe piața secundară sau nu restituie capacitățile în timp util, aceștia pierd dreptul de utilizare a acestor capacități și sunt pasibili de plata unei penalități care reflectă costurile induse de această situație. Toate penalitățile care reflectă costurile pentru neutilizarea capacităților trebuie să fie justificate și proporționale. De asemenea, în cazul în care un OTS nu își respectă obligațiile, acesta este obligat să compenseze participantul pe piață pentru pierderea dreptului de a utiliza capacitățile. În acest scop, nu se ține seama de niciun prejudiciu indirect. Conceptele și metodele de bază care permit stabilirea responsabilităților în caz de neîndeplinire a obligațiilor sunt definite în prealabil în ceea ce privește consecințele financiare și sunt supuse evaluării autorității de reglementare naționale competente.
3.1. Alocarea capacităților la nivelul unei interconexiuni este coordonată și pusă în aplicare de către OTS în cauză prin recurgerea la proceduri de alocare comune. În cazul în care schimburile comerciale dintre OTS din două țări riscă să modifice în mod semnificativ condițiile fluxurilor fizice în raport de orice OTS dintr-o țară terță, metodele de gestionare a congestiei sunt coordonate de către toți OTS în cauză, prin recurgerea la o procedură comună de gestionare a congestiei. Autoritățile de reglementare naționale și OTS se asigură că nicio procedură de gestionare a congestiei cu repercusiuni importante asupra fluxurilor fizice de energie electrică în alte rețele nu este elaborată în mod unilateral.
3.2. Până la 1 ianuarie 2007, se aplică o metodă comună și o procedură comună de gestionare coordonată a congestiei privind cel puțin alocarea anuală, lunară și pentru ziua următoare a capacităților între țările care aparțin regiunilor următoare:
Europa de Nord (Danemarca, Suedia, Finlanda, Germania și Polonia);
Europa de Nord-Vest (Benelux, Germania și Franța);
Italia (Italia, Franța, Germania, Austria, Slovenia și Grecia);
Europa Centrală și de Est (Germania, Polonia, Republica Cehă, Slovacia, Ungaria, Austria și Slovenia);
Europa de Sud-Vest (Spania, Portugalia și Franța);
Regatul Unit, Irlanda și Franța;
Țările baltice (Estonia, Letonia și Lituania).
În cadrul unei interconexiuni care implică țări care aparțin mai multor regiuni, se pot aplica metode diferite de gestionare a congestiei, pentru a asigura compatibilitatea cu metodele aplicate în celelalte regiuni la care aparțin țările respective. În această situație, OTS în cauză propun normele care sunt supuse evaluării autorităților naționale de reglementare corespunzătoare.
3.3. Regiunile prevăzute la punctul 2.8 pot aloca toată capacitatea lor de interconexiune printr-o alocare pentru ziua următoare.
3.4. Se definesc proceduri compatibile de gestionare a congestiei în toate aceste șapte regiuni, în vederea constituirii unei piețe interne a energiei electrice cu adevărat integrate. Este necesar ca participanții pe piață să nu se confrunte cu sisteme regionale incompatibile.
3.5. În vederea promovării unui comerț transfrontalier și a unei concurențe echitabile și eficiente, coordonarea între OTS în cadrul regiunilor stabilite la punctul 3.2 include toate etapele procesului, de la calculul capacităților și al optimizării alocării, la funcționarea în siguranță a rețelei, cu o repartizare clară a responsabilităților. Această coordonare cuprinde, în special:
utilizarea unui model de transport comun care să permită gestionarea eficientă a fluxurilor în buclă fizice interdependente și să țină seama de diferențele între fluxurile fizice și cele comerciale;
alocarea și nominalizarea capacităților pentru gestionarea eficientă a fluxurilor în buclă fizice interdependente;
obligații identice pentru titularii capacităților în privința furnizării de informații privind utilizarea preconizată a capacității, cu alte cuvinte, nominalizarea capacității (pentru licitațiile explicite);
intervale de timp și termene limită identice;
structură identică pentru alocarea capacității în intervale de timp diferite (de exemplu, 1 zi, 3 ore, 1 săptămână etc.) și în termeni de blocuri de capacitate vândute (cantitate de electricitate exprimată în MW, MWh etc.);
cadru contractual coerent cu participanții pe piață;
verificarea fluxurilor pentru a asigura respectarea cerințelor de siguranță a rețelei în scopul planificării operaționale și a exploatării în timp real;
ținerea unei evidențe contabile și soluționarea acțiunilor de gestionare a congestiei.
3.6. Coordonarea cuprinde, de asemenea, schimbul de informații dintre OTS. Natura, data și frecvența schimbului de informații sunt compatibile cu activitățile prevăzute la punctul 3.5 și cu funcționarea pieței energiei electrice. Aceste schimburi de informație permit OTS, în special, să își optimizeze previziunile în privința situației globale a rețelei, astfel încât să evalueze fluxurile transportate în rețeaua lor și capacitatea disponibilă de interconexiune. Toți OTS care culeg informații în numele altor OTS transmit acestora rezultatele culegerii de date.
4. Calendarul operațiunilor pe piață
4.1. Alocarea capacităților de transport disponibile se face cu suficient timp în avans. Înaintea fiecărei alocări, OTS implicați publică în comun capacitatea care poate fi alocată, ținându-se seama, după caz, de capacitățile eliberate de drepturi de transport ferme, iar, în cazul în care este oportun, de soldul notificărilor pe interconexiune asociate, precum și de orice perioadă în decursul căreia capacitatea este redusă sau indisponibilă (de exemplu, din motive de întreținere).
4.2. Ținându-se seama pe deplin de siguranța rețelei, nominalizarea drepturilor de transport se efectuează cu suficient timp în avans, înaintea sesiunilor pentru ziua următoare de pe toate piețele organizate relevante și înaintea publicării capacității care poate fi alocată în temeiul mecanismului de alocare pentru ziua următoare sau „în timpul zilei”. Nominalizările drepturilor de transport în direcția opusă sunt soldate astfel încât să asigure o utilizare eficientă a interconexiunii.
4.3. Alocările succesive „în timpul zilei” a capacității de transport disponibile pentru ziua Z se efectuează în zilele Z – 1 și Z, după publicarea programelor de producție estimative sau efective pentru ziua următoare.
4.4. Pentru a organiza funcționarea rețelei pentru ziua următoare, OTS fac schimb de informații cu OTS din vecinătate, care cuprind estimările în ceea ce privește topologia rețelei, disponibilitatea și previziunile de producție ale unităților de producție și previziunile de consum, astfel încât să se optimizeze utilizarea în ansamblu a rețelei prin măsuri operaționale, în conformitate cu normele care reglementează funcționarea în siguranță a rețelei.
5.1. OTS publică toate datele relevante în ceea ce privește disponibilitatea rețelei, accesul la rețea și utilizarea rețelei, inclusiv un raport privind locurile și cauzele congestiilor, metodele aplicate în vederea gestionării congestiilor și proiectele privind modalitățile viitoare de gestionare.
5.2. OTS publică o descriere generală a metodei de gestionare a congestiei aplicată în diferite circumstanțe pentru a maximiza capacitatea disponibilă pe piață, precum și un plan general de calcul al capacității de interconexiune pentru diferitele intervale de timp, bazat pe realitățile electrice și fizice ale rețelei. Acest plan este supus evaluării autorităților de reglementare ale statelor membre interesate.
5.3. OTS descriu în detaliu și pun la dispoziție în mod transparent tuturor potențialilor utilizatori ai rețelei procedurile folosite privind gestionarea congestiei și alocarea capacităților, precum și termenele și procedurile de solicitare de capacitate, o descriere a produselor oferite și a drepturilor și obligațiilor, atât ale OTS, cât și ale părții care obține capacitatea, inclusiv responsabilitățile în cazul neîndeplinirii obligațiilor.
5.4. Normele de siguranță în ceea ce privește funcționarea și planificarea fac parte integrantă din informațiile pe care OTS le publică într-un document deschis și public. Acest document este, de asemenea, supus evaluării autorităților de reglementare naționale.
5.5. OTS publică toate datele relevante privind schimburile transfrontaliere pe baza celor mai bune previziuni posibile. Pentru a asigura îndeplinirea acestei obligații, participanții pe piață în cauză comunică OTS toate datele relevante. Modalitatea de publicare a acestor informații este supusă evaluării autorităților de reglementare. OTS publică cel puțin:
anual: informații asupra evoluției pe termen lung a infrastructurii de transport și impactul ei asupra capacității de transport transfrontalier;
lunar: previziunile pentru luna următoare și pentru anul următor ale capacităților de transport aflate la dispoziția pieței, ținând seama de toate informațiile utile de care OTS dispun la momentul evaluării previziunilor (de exemplu, efectul anotimpurilor asupra capacității liniilor, a activităților de întreținere a rețelei, a disponibilității unităților de producție etc.);
săptămânal: previziunile pentru săptămâna următoare a capacităților de transport aflate la dispoziția pieței, ținând seama de toate informațiile relevante de care OTS dispun la momentul evaluării previziunilor, precum previziunile meteorologice, planificarea lucrărilor de întreținere a rețelei, disponibilitatea unităților de producție etc.;
zilnic: capacitățile de transport disponibile pe piață pentru ziua următoare și „în timpul zilei” pentru fiecare interval de tranzacționare pe piață, ținând seama de ansamblul soldurilor notificărilor pe interconexiune pentru ziua următoare, de programele de producție pentru ziua următoare, de previziunile în ceea ce privește cererea și de planificarea lucrărilor de întreținere a rețelei;
capacitatea totală deja alocată pentru fiecare interval de tranzacționare pe piață și toate condițiile relevante în care această capacitate poate fi utilizată (de exemplu, prețul de închidere al licitațiilor, obligațiile privind modalitățile de utilizare a capacităților etc.), cu scopul de a identifica eventuale capacități rămase nealocate sau neutilizate;
capacitățile alocate, cât mai curând posibil după fiecare alocare, precum și indicarea prețurilor plătite;
capacitatea totală folosită, pentru fiecare interval de tranzacționare pe piață, imediat după notificare;
cât mai aproape de timpul real: valorile agregate ale fluxurilor comerciale și fizice realizate pentru fiecare interval de tranzacționare pe piață, incluzând o descriere a efectelor eventualelor măsuri corective luate de către OTS (de exemplu, restricționarea tranzacțiilor) pentru a rezolva problemele de rețea sau de sistem;
informațiile ex ante privind indisponibilitățile programate și informațiile ex post pentru ziua precedentă privind indisponibilitățile programate și accidentale ale unităților de producție cu o capacitate mai mare de 100 MW.
5.6. Toate informațiile relevante sunt puse la dispoziția pieței în timp util pentru a permite negocierea tuturor tranzacțiilor (precum data negocierilor contractelor anuale de furnizare pentru clienții industriali sau data la care ofertele sunt transmise pe piețele organizate).
5.7. OTS publică informații relevante privind cererea previzionată și producția corespunzătoare intervalelor de timp menționate la punctele 5.5 și 5.6. OTS publică, de asemenea, informațiile relevante necesare pentru piața de echilibrare transfrontalieră.
5.8. La momentul publicării previziunilor, valorile realizate, determinate ex post, corespunzătoare datelor previzionate sunt, de asemenea, publicate într-un interval de timp ulterior celui pentru care s-a făcut previziunea sau cel mai târziu în ziua următoare (Z + 1).
5.9. Toate informațiile publicate de către OTS sunt puse la dispoziție gratuit, într-o formă ușor accesibilă. Toate datele sunt, de asemenea, accesibile prin mijloace adecvate și standardizate pentru schimbul de informații, care urmează să fie definite în strânsă colaborare cu participanții pe piață. Datele includ informații privind perioadele trecute, de minimum de doi ani, pentru ca noii participanți pe piață să poată avea, de asemenea, acces la aceste date.
5.10. OTS fac schimb, cu regularitate, de date suficient de precise privind rețeaua și fluxurile de sarcină, cu scopul de a permite calculul fluxurilor de sarcină pentru fiecare OTS în zona sa de interes. Aceeași serie de date este pusă la dispoziția autorităților de reglementare și a Comisiei, la cerere. Autoritățile de reglementare și Comisia asigură tratamentul confidențial al acestei serii de date de către ele însele și de către orice consultant însărcinat cu realizarea unor lucrări de analiză pe baza acestor date.
6. Utilizarea veniturilor provenite din gestionarea congestiei
6.1. Procedurile de gestionare a congestiei asociate cu intervale de timp prestabilite pot genera venituri doar în cazul în care se produce o congestie în respectivul interval de timp, cu excepția cazului unor noi interconexiuni care beneficiază de o derogare în temeiul articolului 7 din Regulamentul (CE) nr. 1228/2003 sau în temeiul articolului 17 din prezentul regulament. Procedura de distribuire a acestor venituri este supusă evaluării autorităților de reglementare și este necesar să nu denatureze procesul de alocare în favoarea nici unei părți care solicită capacități sau energie și să nu constituie un factor de descurajare pentru reducerea congestiei.
6.2. Autoritățile de reglementare naționale trebuie să fie transparente în ceea ce privește utilizarea veniturilor provenite din alocarea capacității de interconexiune.
6.3. Veniturile provenite din congestie se repartizează între OTS în cauză în conformitate cu criterii definite de comun acord de către OTS în cauză și sunt supuse evaluării de către autoritățile de reglementare respective.
6.4. OTS stabilesc în mod clar, în avans, modul în care utilizează toate veniturile obținute din congestii și comunică utilizarea efectivă a acestora. Autoritățile de reglementare verifică dacă această utilizare este în conformitate cu prezentul regulament și cu prezentele linii directoare și dacă toate veniturile provenite din gestionarea congestiilor rezultate din alocarea capacităților de interconexiune sunt destinate unuia sau mai multora dintre cele trei obiective prevăzute la articolul 16 alineatul (6) din prezentul regulament.
6.5. Anual și până la data de 31 iulie a fiecărui an, autoritățile de reglementare publică un raport care indică suma veniturilor colectate în cursul perioadei de 12 luni anterioare datei de 30 iunie a aceluiași an și modul de utilizare a veniturilor în cauză, însoțit de rezultatele verificării care atestă că această utilizare este în conformitate cu prezentul regulament și cu prezentele linii directoare și că toate veniturile provenite din congestii sunt destinate unuia sau mai multora dintre cele trei obiective prevăzute.
6.6. Veniturile provenite din congestii și destinate investițiilor pentru menținerea sau creșterea capacității de interconexiune sunt alocate de preferință unor proiecte specifice desemnate în prealabil, care contribuie la reducerea congestiei existente și care pot fi puse, de asemenea, în aplicare într-un termen rezonabil, ținând seama în special de procedura de autorizare.
(1) Funcționarea în siguranță înseamnă „menținerea rețelei de transport în limitele de siguranță definite”.
Regulamentul (CE) nr. 1228/2003

References: articolul 5
 articolul 5
 articolul 2
 articolul 35
 articolul 13
 articolul 10
 articolul 10
 articolul 11
 articolul 9
 articolul 23
 articolul 9
 articolul 8
 articolul 8
 articolul 8
 articolul 23
 articolul 18
 articolul 10
 articolul 6
 articolul 23
 articolul 23
 articolul 6
 articolul 4
 articolul 6
 articolul 12
 articolul 8
 articolul 22
 articolul 22
 articolul 18
 articolul 8
 articolul 6
 articolul 6
 articolul 8
 articolul 8
 articolul 5
 articolul 8
 articolul 8
 articolul 23
 articolul 18
 articolul 23
 articolul 16
 articolul 19
 articolul 23
 articolul 13
 articolul 13
 articolul 13
 articolul 13
 articolul 13
 articolul 14
 articolul 15
 articolul 8
 articolul 15
 articolul 23
 articolul 22
 articolul 22
 articolul 18
 articolul 16