CELEX ID: 32019R0943

--- ENGLISH ---

Document:
14.6.2019
EN
Official Journal of the European Union
L 158/54
REGULATION (EU) 2019/943 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
of 5 June 2019
on the internal market for electricity
(recast)
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 194(2) thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee 
(
1
)
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions 
(
2
)
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
4
)
 has been substantially amended several times. Since further amendments are to be made, that Regulation should be recast in the interests of clarity.
(2)
The Energy Union aims to provide final customers – household and business – with safe, secure, sustainable, competitive and affordable energy. Historically, the electricity system was dominated by vertically integrated, often publicly owned, monopolies with large centralised nuclear or fossil fuel power plants. The internal market for electricity, which has been progressively implemented since 1999, aims to deliver a real choice for all consumers in the Union new business opportunities and more cross-border trade, so as to achieve efficiency gains, competitive prices and higher standards of service, and to contribute to security of supply and sustainability. The internal market for electricity has increased competition, in particular at the wholesale level, and cross-zonal trade. It remains the foundation of an efficient energy market.
(3)
The Union's energy system is in the middle of its most profound change in decades and the electricity market is at the heart of that change. The common goal of decarbonising the energy system creates new opportunities and challenges for market participants. At the same time, technological developments allow for new forms of consumer participation and cross-border cooperation.
(4)
This Regulation establishes rules to ensure the functioning of the internal market for electricity and includes requirements related to the development of renewable forms of energy and environmental policy, in particular specific rules for certain types of renewable power-generating facilities, concerning balancing responsibility, dispatch and redispatching, as well as a threshold for CO
2
 emissions of new generation capacity where such capacity is subject to temporary measures to ensure the necessary level of resource adequacy, namely, capacity mechanisms.
(5)
Electricity from renewable sources from small power-generating facilities should be granted priority dispatch either via a specific priority order in the dispatching methodology or via legal or regulatory requirements for market operators to provide this electricity on the market. Priority dispatch which has been granted in the system operation services under the same economic conditions should be considered to comply with this Regulation. In any case, priority dispatch should be deemed to be compatible with the participation in the electricity market of power-generating facilities using renewable energy sources.
(6)
State interventions, often designed in an uncoordinated manner, have led to increasing distortions of the wholesale electricity market, with negative consequences for investments and cross-border trade.
(7)
In the past, electricity customers were purely passive, often buying electricity at regulated prices which had no direct relation to the market. In the future, customers need to be enabled to fully participate in the market on equal footing with other market participants and need to be empowered to manage their energy consumption. To integrate the growing share of renewable energy, the future electricity system should make use of all available sources of flexibility, particularly demand side solutions and energy storage, and should make use of digitalisation through the integration of innovative technologies with the electricity system. To achieve effective decarbonisation at the lowest cost, the future electricity system also needs to encourage energy efficiency. The completion of the internal energy market through the effective integration of renewable energy can drive investments in the long term and can contribute to delivering the objectives of the Energy Union and the 2030 climate and energy framework, as set out in the Commission communication of 22 January 2014 entitled ‘A policy framework for climate and energy in the period from 2020 to 2030’, and endorsed in the conclusions adopted by the European Council at its meeting on 23 and 24 October 2014.
(8)
More market integration and the change towards a more volatile electricity production requires increased efforts to coordinate national energy policies with neighbours and to use the opportunities of cross-border electricity trade.
(9)
Regulatory frameworks have developed, allowing electricity to be traded across the Union. That development has been supported by the adoption of several network codes and guidelines for the integration of the electricity markets. Those network codes and guidelines contain provisions on market rules, system operation and network connection. To ensure full transparency and increase legal certainty, the main principles of market functioning and capacity allocation in the balancing, intraday, day-ahead and forward market timeframes should also be adopted pursuant to the ordinary legislative procedure and incorporated in a Union legislative single act.
(10)
Article 13 of Commission Regulation (EU) 2017/2195 
(
5
)
 establishes a process whereby transmission system operators are able to delegate all or part of their tasks to a third party. The delegating transmission system operators should remain responsible for ensuring compliance with this Regulation. Moreover, Member States should be able to assign tasks and obligations to a third party. Such assignment should be limited to tasks and obligations carried out at national level, such as imbalance settlement. The limitations on such assignment should not lead to unnecessary changes to existing national arrangements. However, transmission system operators should remain responsible for the tasks entrusted to them under Article 40 of Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council 
(
6
)
.
(11)
With regard to balancing markets, efficient and non-distortive price formation in the procurement of balancing capacity and balancing energy requires that balancing capacity contracts do not set the price for balancing energy. This is without prejudice for the dispatching systems using an integrated scheduling process in accordance with Regulation (EU) 2017/2195.
(12)
Articles 18, 30 and 32 of Regulation (EU) 2017/2195 establish that the pricing method for both standard and specific products for balancing energy should create positive incentives for market participants in keeping their own balance or helping to restore the system balance in their imbalance price area, thereby reducing system imbalances and costs to society. Such pricing approaches should strive for the economically efficient use of demand response and other balancing resources, subject to operational security limits.
(13)
The integration of balancing energy markets should facilitate the efficient functioning of the intraday market in order to provide the possibility for market participants to balance themselves as closely as possible to real time, enabled by the balancing energy gate closure times provided for in Article 24 of Regulation (EU) 2017/2195. Only the imbalances remaining after the end of the intraday market should be balanced by transmission system operators in the balancing market. Article 53 of Regulation (EU) 2017/2195 also provides for the harmonisation of the imbalance settlement period at 15 minutes in the Union. That harmonisation is intended to support intraday trading and foster the development of a number of trading products with the same delivery windows.
(14)
In order to enable transmission system operators to procure and use balancing capacity in an efficient, economic and market-based manner, there is a need to foster market integration. In that regard, Title IV of Regulation (EU) 2017/2195 establishes three methodologies through which transmission system operators are entitled to allocate cross-zonal capacity for the exchange of balancing capacity and the sharing of reserves, when supported on the basis of a cost-benefit analysis: the co-optimisation process, the market-based allocation process and the allocation based on an economic efficiency analysis. The co-optimisation allocation process is to be performed on a day-ahead basis. By contrast, it is possible to perform the market-based allocation process where the contracting is carried out not more than one week in advance of the provision of the balancing capacity and to perform the allocation based on an economic efficiency analysis where the contracting is done more than one week in advance of the provision of the balancing capacity, provided that the volumes allocated are limited and that an assessment is carried out annually. Once a methodology for the process of allocating cross-zonal capacity is approved by the relevant regulatory authorities, early application of that methodology by two or more transmission system operators could take place to allow them to gain experience and to allow for the smooth application of that methodology by more transmission system operators in the future. The application of such methodologies should nevertheless be harmonised by all transmission system operators in order to foster market integration.
(15)
Title V of Regulation (EU) 2017/2195 established that the general objective of imbalance settlement is to ensure that balance responsible parties keep their own balance or help restore the system balance in an efficient way and to provide incentives to market participants for keeping or helping to restore the system balance. To make balancing markets and the overall energy system fit for the integration of the increasing share of variable renewable energy, imbalance prices should reflect the real-time value of energy. All market participants should be financially responsible for the imbalances they cause in the system, representing the difference between the allocated volume and the final position in the market. For demand response aggregators, the allocated volume consists of the volume of energy physically activated by the participating customers' load, based on a defined measurement and baseline methodology.
(16)
Commission Regulation (EU) 2015/1222 
(
7
)
 sets out detailed guidelines on cross-zonal capacity allocation and congestion management in the day-ahead and intraday markets, including the requirements for the establishment of common methodologies for determining the volumes of capacity simultaneously available between bidding zones, criteria to assess efficiency and a review process for defining bidding zones. Articles 32 and 34 of Regulation (EU) 2015/1222 set out rules on review of bidding zone configuration, Articles 41 and 54 thereof set out harmonised limits on maximum and minimum clearing prices for day-ahead and intraday timeframes, Article 59 thereof sets out rules on intraday cross-zonal gate closure times, whereas Article 74 thereof sets out rules on redispatching and countertrading cost sharing methodologies.
(17)
Commission Regulation (EU) 2016/1719 
(
8
)
 sets out detailed rules on cross-zonal capacity allocation in the forward markets, on the establishment of a common methodology to determine long-term cross-zonal capacity, on the establishment of a single allocation platform at European level offering long-term transmission rights, and on the possibility to return long-term transmission rights for subsequent forward capacity allocation or to transfer long-term transmission rights between market participants. Article 30 of Regulation (EU) 2016/1719 sets out rules on forward hedging products.
(18)
Commission Regulation (EU) 2016/631 
(
9
)
 sets out the requirements for grid connection of power-generating facilities to the interconnected system, in particular with respect to synchronous power-generating modules, power park modules and offshore power park modules. Those requirements help to ensure fair conditions of competition in the internal electricity market, to ensure system security and the integration of electricity from renewable sources, and to facilitate Union-wide trade in electricity. Articles 66 and 67 of Regulation (EU) 2016/631 set out rules for emerging technologies in electricity generation.
(19)
Bidding zones reflecting supply and demand distribution are a cornerstone of market-based electricity trading and are a prerequisite for reaching the full potential of capacity allocation methods including the flow-based approach. Bidding zones therefore should be defined in a manner to ensure market liquidity, efficient congestion management and overall market efficiency. When a review of an existing bidding zone configuration is launched by a single regulatory authority or transmission system operator with the approval of its competent regulatory authority, for the bidding zones inside the transmission system operator's control area, if the bidding zone configuration has negligible impact on neighbouring transmission system operators' control areas, including interconnectors, and the review of bidding zone configuration is necessary to improve efficiency, to maximise cross-border trading opportunities or to maintain operational security, the transmission system operator in the relevant control area and the competent regulatory authority should be, respectively, the only transmission system operator and the only regulatory authority participating in the review. The relevant transmission system operator and the competent regulatory authority should give the neighbouring transmission system operators prior notice of the review and the results of the review should be published. It should be possible to launch a regional bidding zone review following the technical report on congestion in line with Article 14 of this Regulation or in accordance with existing procedures laid down in Regulation (EU) 2015/1222.
(20)
When regional coordination centres carry out a capacity calculation, they should maximise capacity considering non-costly remedial actions and respecting the operational security limits of transmission system operators in the Capacity Calculation Region. Where the calculation does not result in capacity equal to or above the minimum capacities set out in this Regulation, regional coordination centres should consider all available costly remedial actions to further increase capacity up to the minimum capacities, including redispatching potential within and between the capacity calculation regions, while respecting the operational security limits of transmission system operators of the Capacity Calculation Regions. Transmission system operators should report accurately and transparently on all aspects of capacity calculation in accordance with this Regulation and should ensure that all information sent to regional coordination centres is accurate and fit for purpose.
(21)
When performing capacity calculation, regional coordination centres should calculate cross-zonal capacities using data from transmission system operators which respects the operational security limits of the transmission system operators' respective control areas. Transmission system operators should be able to deviate from coordinated capacity calculation where its implementation would result in a violation of the operational security limits of network elements in their control area. Those deviations should be carefully monitored and transparently reported to prevent abuse and ensure that the volume of interconnection capacity to be made available to market participants is not limited in order to solve congestion inside a bidding zone. Where an action plan is in place, the action plan should take account of deviations and address their cause.
(22)
Core market principles should set out that electricity prices are to be determined through demand and supply. Those prices should indicate when electricity is needed, thereby providing market-based incentives for investments into flexibility sources such as flexible generation, interconnection, demand response or energy storage.
(23)
While decarbonisation of the electricity sector, with energy from renewable sources becoming a major part of the market, is one of the goals of the Energy Union, it is crucial that the market removes existing barriers to cross-border trade and encourages investments into supporting infrastructure, for example, more flexible generation, interconnection, demand response and energy storage. To support this shift to variable and distributed generation, and to ensure that energy market principles are the basis for the Union's electricity markets of the future, a renewed focus on short-term markets and scarcity pricing is essential.
(24)
Short-term markets improve liquidity and competition by enabling more resources to participate fully in the market, especially those resources that are more flexible. Effective scarcity pricing will encourage market participants to react to market signals and to be available when the market most needs them and ensures that they can recover their costs in the wholesale market. It is therefore critical to ensure that administrative and implicit price caps are removed in order to allow for scarcity pricing. When fully embedded in the market structure, short-term markets and scarcity pricing contribute to the removal of other market distortive measures, such as capacity mechanisms, in order to ensure security of supply. At the same time, scarcity pricing without price caps on the wholesale market should not jeopardize the possibility of offering reliable and stable prices to final customers, in particular household customers, small and medium-sized enterprises (SMEs) and industrial customers.
(25)
Without prejudice to Articles 107, 108 and 109 of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU), derogations from fundamental market principles such as balancing responsibility, market-based dispatch, or redispatch reduce flexibility signals and act as barriers to the development of solutions such as energy storage, demand response or aggregation. While derogations are still necessary to avoid an unnecessary administrative burden to certain market participants, in particular household customers and SMEs, broad derogations covering entire technologies are not consistent with the aim of achieving efficient market-based decarbonisation processes and should thus be replaced by more targeted measures.
(26)
A precondition for effective competition in the internal market for electricity is non-discriminatory, transparent and adequate charges for network use including interconnecting lines in the transmission system.
(27)
Uncoordinated curtailments of interconnector capacities increasingly limit the exchange of electricity between Member States and have become a serious obstacle to the development of a functioning internal market for electricity. The maximum level of capacity of interconnectors and the critical network elements should therefore be made available, complying with the safety standards of secure network operation including respecting the security standard for contingencies (N-1). However, there are some limitations to setting the capacity level in a meshed grid. Clear minimum levels of available capacity for cross-zonal trade need to be put in place in order to reduce the effects of loop flows and internal congestions on cross-zonal trade and to give a predictable capacity value for market participants. Where the flow-based approach is used, that minimum capacity should determine the minimum share of the capacity of a cross-zonal or an internal critical network element respecting operational security limits to be used as an input for coordinated capacity calculation under Regulation (EU) 2015/1222, taking into account contingencies. The total remaining share of capacity may be used for reliability margins, loop flows and internal flows. Furthermore, in the case of foreseeable problems for ensuring grid security, derogations should be possible for a limited transitional phase. Such derogations should be accompanied by a methodology and projects providing for a long-term solution.
(28)
The transmission capacity to which the 70 % minimum capacity criterion shall apply in the net transmission capacity (NTC) approach is the maximum transmission of active power which respects operational security limits and takes into account contingencies. The coordinated calculation of this capacity also takes into account that electricity flows are distributed unevenly between individual components and is not just adding capacities of interconnecting lines. This capacity does not take into account the reliability margin, loop flows or internal flows which are taken into account within the remaining 30 %.
(29)
It is important to avoid distortion of competition resulting from the differing safety, operational and planning standards used by transmission system operators in Member States. Moreover, there should be transparency for market participants concerning available transfer capacities and the security, planning and operational standards that affect the available transfer capacities.
(30)
To efficiently steer necessary investments, prices also need to provide signals where electricity is most needed. In a zonal electricity system, correct locational signals require a coherent, objective and reliable determination of bidding zones via a transparent process. In order to ensure efficient operation and planning of the Union electricity network and to provide effective price signals for new generation capacity, demand response and transmission infrastructure, bidding zones should reflect structural congestion. In particular, cross-zonal capacity should not be reduced in order to resolve internal congestion.
(31)
To reflect the divergent principles of optimising bidding zones without jeopardising liquid markets and grid investments two options should be provided for in order to address congestion. Member States should be able to choose between a reconfiguration of their bidding zone or measures such as grid reinforcement and grid optimisation. The starting point for such a decision should be the identification of long-term structural congestions by the transmission system operator or operators of a Member State, by a report by the European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ‘ENTSO for Electricity’) on congestion or by a bidding zone review. Member States should first try to find a common solution on how to best address congestion. In the course of doing so Member States might adopt multinational or national action plans to address congestion. For Member States which adopt an action plan to address congestion, a phase-in period in the form of a linear trajectory for the opening of interconnectors should apply. At the end of the implementation of such an action plan, Member States should have a possibility to choose whether to opt for a reconfiguration of the bidding zone(s) or whether to opt for addressing remaining congestion through remedial actions for which they bear the costs. In the latter case their bidding zone should not be reconfigured against the will of that Member State, provided that the minimum capacity is reached. The minimum level of capacity that should be used in coordinated capacity calculation should be a percentage of the capacity of a critical network element, as defined following the selection process under Regulation (EU) 2015/1222, after, or, in the case of a flow-based approach, while, respecting the operational security limits in contingency situations. A Commission decision on the configuration of a bidding zone should be possible as a measure of last resort and should only amend the configuration of a bidding zone in those Member States which have opted to split the bidding zone or which have not reached the minimum level of the capacity.
(32)
Efficient decarbonisation of the electricity system via market integration requires systematically abolishing barriers to cross-border trade to overcome market fragmentation and to allow Union energy customers to fully benefit from the advantages of integrated electricity markets and competition.
(33)
This Regulation should lay down basic principles with regard to tarification and capacity allocation, while providing for the adoption of guidelines detailing further relevant principles and methodologies, in order to allow rapid adaptation to changed circumstances.
(34)
The management of congestion problems should provide correct economic signals to transmission system operators and market participants and should be based on market mechanisms.
(35)
In an open, competitive market, transmission system operators should be compensated for costs incurred as a result of hosting cross-border flows of electricity on their networks by the operators of the transmission systems from which cross-border flows originate and the systems where those flows end.
(36)
Payments and receipts resulting from compensation between transmission system operators should be taken into account when setting national network tariffs.
(37)
The actual amount payable for cross-border access to the system can vary considerably, depending on the transmission system operator involved and as a result of differences in the structure of the tarification systems applied in Member States. A certain degree of harmonisation is therefore necessary in order to avoid distortions of trade.
(38)
There should be rules on the use of revenues from congestion-management procedures, unless the specific nature of the interconnector concerned justifies an exemption from those rules.
(39)
To provide for a level playing field between all market participants, network tariffs should be applied in a way which does not positively or negatively discriminate between production connected at the distribution level and production connected at the transmission level. Network tariffs should not discriminate against energy storage, and should not create disincentives for participation in demand response or represent an obstacle to improving energy efficiency.
(40)
In order to increase transparency and comparability in tariff-setting where binding harmonisation is not seen as adequate, a best practices report on tariff methodologies should be issued by the European Agency for the Cooperation of Energy Regulators (‘ACER’) established by Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council 
(
10
)
.
(41)
To better ensure optimal investment in the trans-European grid and to better address the challenge where viable interconnection projects cannot be built for lack of prioritisation at national level, the use of congestion rents should be reconsidered and contribute to guarantee availability and maintain or increase interconnection capacities.
(42)
In order to ensure optimal management of the electricity transmission network and to allow trading and supplying electricity across borders in the Union, the ENTSO for Electricity, should be established. The tasks of the ENTSO for Electricity should be carried out in accordance with Union's competition rules which remain applicable to the decisions of the ENTSO for Electricity. The tasks of the ENTSO for Electricity should be well-defined and its working method should ensure efficiency and transparency. The network codes prepared by the ENTSO for Electricity are not intended to replace the necessary national network codes for non-cross-border issues. Given that more effective progress may be achieved through an approach at regional level, transmission system operators should set up regional structures within the overall cooperation structure, whilst ensuring that results at regional level are compatible with network codes and non-binding ten-year network development plans at Union level. Member States should promote cooperation and monitor the effectiveness of the network at regional level. Cooperation at regional level should be compatible with progress towards a competitive and efficient internal market for electricity.
(43)
The ENTSO for Electricity should carry out a robust medium to long-term European resource adequacy assessment to provide an objective basis for the assessment of adequacy concerns. The resource adequacy concern that capacity mechanisms address should be based on the European resource adequacy assessment. That assessment may be complemented by national assessments.
(44)
The methodology for the long-term resource adequacy assessment (from ten-year-ahead to year-ahead) set out in this Regulation has a different purpose than the seasonal adequacy assessments (six months ahead) as set out in Article 9 of Regulation (EU) 2019/941 of the European Parliament and of the Council 
(
11
)
. Medium to long-term assessments are mainly used to identify adequacy concerns and to assess the need for capacity mechanisms whereas seasonal adequacy assessments are used to alert to short-term risks that might occur in the following six months that are likely to result in a significant deterioration of the electricity supply situation. In addition, regional coordination centres also carry out regional adequacy assessments on electricity transmission system operation. Those are very short-term adequacy assessments (from week-ahead to day-ahead) used in the context of system operation.
(45)
Before introducing capacity mechanisms, Member States should assess the regulatory distortions contributing to the related resource adequacy concern. Member States should be required to adopt measures to eliminate the identified distortions, and should adopt a timeline for their implementation. Capacity mechanisms should only be introduced to address the adequacy problems that cannot be solved through the removal of such distortions.
(46)
Member States intending to introduce capacity mechanisms should derive resource adequacy targets on the basis of a transparent and verifiable process. Member States should have the freedom to set their own desired level of security of supply.
(47)
Pursuant to Article 108 TFEU, the Commission has exclusive competence to assess the compatibility with the internal market of State aid measures which the Member States may put in place. That assessment is to be carried out on the basis of Article 107(3) TFEU and in accordance with the relevant provisions and guidelines which the Commission may adopt to that effect. This Regulation is without prejudice to the Commission's exclusive competence conferred by TFEU.
(48)
Capacity mechanisms that are in place should be reviewed in light of this Regulation.
(49)
Detailed rules for facilitating effective cross-border participation in capacity mechanisms should be laid down in this Regulation. Transmission system operators should facilitate the cross-border participation of interested producers in capacity mechanisms in other Member States. Therefore, they should calculate capacities up to which cross-border participation would be possible, should enable participation and should check availabilities. Regulatory authorities should enforce the cross-border rules in the Member States.
(50)
Capacity mechanisms should not result in overcompensation, while at the same time they should ensure security of supply. In that regard, capacity mechanisms other than strategic reserves should be constructed to ensure that the price paid for availability automatically tends to zero when the level of capacity which would be profitable on the energy market in the absence of a capacity mechanism is expected to be adequate to meet the level of capacity demanded.
(51)
To support Member States and regions facing social, industrial and economic challenges due to the energy transition, the Commission has set up a coal and carbon-intensive regions initiative. In that context, the Commission should assist Member States, including with targeted financial support to enable a ‘just transition’ in those regions, where available.
(52)
In view of the differences between national energy systems and the technical limitations of existing electricity networks, the best approach to achieving progress in market integration is often at a regional level. Regional cooperation between transmission system operators should thus be strengthened. In order to ensure efficient cooperation, a new regulatory framework should provide for stronger regional governance and regulatory oversight, including by strengthening ACER's decision-making power with respect to cross-border issues. It is possible that closer cooperation of Member States is also needed in crisis situations, to increase security of supply and to limit market distortions.
(53)
Coordination between transmission system operators at regional level has been formalised with the mandatory participation of transmission system operators in regional security coordinators. The regional coordination of transmission system operators should be further developed with an enhanced institutional framework via the establishment of regional coordination centres. The establishment of regional coordination centres should take into account existing or planned regional coordination initiatives and should support the increasingly integrated operation of electricity systems across the Union, thereby ensuring their efficient and secure performance. For that reason, it is necessary to ensure that the coordination of transmission system operators through regional coordination centres takes place across the Union. Where transmission system operators of a given region are not yet coordinated by an existing or a planned regional coordination centre, the transmission system operators in that region should establish or designate a regional coordination centre.
(54)
The geographical scope of regional coordination centres should allow them to contribute effectively to the coordination of the operations of transmission system operators across regions and should lead to enhanced system security and market efficiency. Regional coordination centres should have the flexibility to carry out their tasks in the region in the way which is best adapted to the nature of the individual tasks entrusted to them.
(55)
Regional coordination centres should carry out tasks where their regionalisation brings added value compared to tasks performed at national level. The tasks of regional coordination centres should cover the tasks carried out by regional security coordinators pursuant to the Commission Regulation (EU) 2017/1485 
(
12
)
 as well as additional system operation, market operation and risk preparedness tasks. The tasks carried out by regional coordination centres should not include real-time operation of the electricity system.
(56)
In performing their tasks, regional coordination centres should contribute to the achievement of the 2030 and 2050 objectives set out in the climate and energy policy framework.
(57)
Regional coordination centres should primarily act in the interest of system and market operation of the region. Hence, regional coordination centres should be entrusted with the powers necessary to coordinate the actions to be taken by transmission system operators of the system operation region for certain functions and with an enhanced advisory role for the remaining functions.
(58)
The human, technical, physical and financial resources of regional coordination centres should not exceed what is strictly necessary for the fulfilment of their tasks.
(59)
The ENTSO for Electricity should ensure that the activities of regional coordination centres are coordinated across regional boundaries.
(60)
In order to increase efficiencies in the electricity distribution networks in the Union and to ensure close cooperation with transmission system operators and the ENTSO for Electricity, an entity of distribution system operators in the Union (EU DSO entity) should be established. The tasks of the EU DSO entity should be well-defined and its working method should ensure efficiency, transparency and representativeness among Union distribution system operators. The EU DSO entity should closely cooperate with the ENTSO for Electricity on the preparation and implementation of the network codes where applicable and should work on providing guidance on the integration inter alia of distributed generation and energy storage in distribution networks or other areas which relate to the management of distribution networks. The EU DSO entity should also take due account of the specificities inherent to distribution systems connected downstream with electricity systems on islands which are not connected with other electricity systems by means of interconnectors.
(61)
Increased cooperation and coordination among transmission system operators is required to create network codes for providing and managing effective and transparent access to the transmission networks across borders, and to ensure coordinated and sufficiently forward-looking planning and sound technical evolution of the transmission system in the Union, including the creation of interconnection capacities, with due regard to the environment. Those network codes should be in line with non-binding framework guidelines, which are developed by ACER. ACER should have a role in reviewing, based on matters of fact, draft network codes, including their compliance with those framework guidelines, and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. ACER should assess proposed amendments to the network codes and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. Transmission system operators should operate their networks in accordance with those network codes.
(62)
Experience with the development and adoption of network codes has shown that it is useful to streamline the development procedure by clarifying that ACER has the right to revise draft electricity network codes before submitting them to the Commission.
(63)
To ensure the smooth functioning of the internal market for electricity, provision should be made for procedures which allow the adoption of decisions and guidelines with regard, inter alia, to tarification and capacity allocation by the Commission whilst ensuring the involvement of regulatory authorities in that process, where appropriate through their association at Union level. Regulatory authorities, together with other relevant authorities in the Member States, have an important role to play in contributing to the proper functioning of the internal market for electricity.
(64)
All market participants have an interest in the work expected of the ENTSO for Electricity. An effective consultation process is therefore essential and existing structures that are set up to facilitate and streamline the consultation process, such as via regulatory authorities or ACER, should play an important role.
(65)
In order to ensure greater transparency regarding the entire electricity transmission network in the Union, the ENTSO for Electricity should draw up, publish and regularly update a non-binding Union-wide ten-year network development plan. Viable electricity transmission networks and necessary regional interconnections, relevant from a commercial or security of supply point of view, should be included in that network development plan.
(66)
Investments in major new infrastructure should be promoted strongly while ensuring the proper functioning of the internal market for electricity. In order to enhance the positive effect of exempted direct current interconnectors on competition and security of supply, market interest during the project-planning phase should be tested and congestion-management rules should be adopted. Where direct current interconnectors are located in the territory of more than one Member State, ACER should handle as a last resort the exemption request in order to take better account of its cross-border implications and to facilitate its administrative handling. Moreover, given the exceptional risk profile of constructing those exempt major infrastructure projects, undertakings with supply and production interests should be able to benefit from a temporary derogation from the full unbundling rules for the projects concerned. Exemptions granted under Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council 
(
13
)
 continue to apply until the scheduled expiry date as decided in the granted exemption decision. Offshore electricity infrastructure with dual functionality (so-called ‘offshore hybrid assets’) combining transport of offshore wind energy to shore and interconnectors, should also be eligible for exemption such as under the rules applicable to new direct current interconnectors. Where necessary, the regulatory framework should duly consider the specific situation of those assets to overcome barriers to the realisation of societally cost-efficient offshore hybrid assets.
(67)
To enhance trust in the market, its participants need to be sure that those engaging in abusive behaviour can be subject to effective, proportionate and dissuasive penalties. The competent authorities should be given the competence to investigate effectively allegations of market abuse. To that end, it is necessary that competent authorities have access to data that provides information on operational decisions made by suppliers. In the electricity market, many relevant decisions are made by the producers, which should keep information in relation to those decisions available to and easily accessible by the competent authorities for a set period. The competent authorities should, furthermore, regularly monitor whether the transmission system operators comply with the rules. Small producers with no real ability to distort the market should be exempt from that obligation.
(68)
The Member States and the competent authorities should be required to provide relevant information to the Commission. Such information should be treated confidentially by the Commission. Where necessary, the Commission should have an opportunity to request relevant information directly from undertakings concerned, provided that the competent authorities are informed.
(69)
Member States should lay down rules on penalties applicable to infringements of the provisions of this Regulation and ensure that they are implemented. Those penalties should be effective, proportionate and dissuasive.
(70)
Member States, the Energy Community Contracting Parties and other third countries which apply this Regulation or are part of the synchronous area of Continental Europe should closely cooperate on all matters concerning the development of an integrated electricity trading region and should take no measures that endanger the further integration of electricity markets or security of supply of Member States and Contracting Parties.
(71)
At the time of the adoption of Regulation (EC) No 714/2009, only few rules for the internal market for electricity existed at Union level. Since then, the Union internal market has become more complex due to the fundamental change the markets are undergoing in particular regarding deployment of variable renewable electricity production. The network codes and guidelines have therefore become extensive and comprehensive and encompass both technical and general issues.
(72)
In order to ensure the minimum degree of harmonisation required for effective market functioning, the power to adopt acts in accordance with Article 290 of TFEU should be delegated to the Commission in respect of non-essential elements of certain specific areas which are fundamental for market integration. Those acts should include the adoption and amendment of certain network codes and guidelines where they supplement this Regulation, the regional cooperation of transmission system operators and regulatory authorities, financial compensations between transmission system operators, as well as the application of exemption provisions for new interconnectors. It is of particular importance that the Commission carry out appropriate consultations during its preparatory work, including at expert level, and that those consultations be conducted in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 
(
14
)
 on Better Law-Making. In particular, to ensure equal participation in the preparation of delegated acts, the European Parliament and the Council receive all documents at the same time as Member States' experts, and their experts systematically have access to meetings of Commission expert groups dealing with the preparation of delegated acts.
(73)
In order to ensure uniform conditions for the implementation of this Regulation, implementing powers in accordance with Article 291 of TFEU should be conferred on the Commission. Those powers should be exercised in accordance with Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council 
(
15
)
. The examination procedure should be used for the adoption of those implementing acts.
(74)
Since the objective of this Regulation, namely the provision of a harmonised framework for cross-border exchanges of electricity, cannot be sufficiently achieved by the Member States but can rather, by reason of its scale and effects, be better achieved at Union level, the Union may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity, as set out in Article 5 of the Treaty on European Union. In accordance with the principle of proportionality, as set out in that Article, this Regulation does not go beyond what is necessary in order to achieve that objective.
(75)
For reasons of coherence and legal certainty, no provision in this Regulation should prevent the application of the derogations emerging from Article 66 of Directive (EU) 2019/944,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
CHAPTER I
SUBJECT MATTER, SCOPE AND DEFINITIONS
Article 1
Subject matter and scope
This Regulation aims to:
(a)
set the basis for an efficient achievement of the objectives of the Energy Union and in particular the climate and energy framework for 2030 by enabling market signals to be delivered for increased efficiency, higher share of renewable energy sources, security of supply, flexibility, sustainability, decarbonisation and innovation;
(b)
set fundamental principles for well-functioning, integrated electricity markets, which allow all resource providers and electricity customers non-discriminatory market access, empower consumers, ensure competitiveness on the global market as well as demand response, energy storage and energy efficiency, and facilitate aggregation of distributed demand and supply, and enable market and sectoral integration and market-based remuneration of electricity generated from renewable sources;
(c)
set fair rules for cross-border exchanges in electricity, thus enhancing competition within the internal market for electricity, taking into account the particular characteristics of national and regional markets, including the establishment of a compensation mechanism for cross-border flows of electricity, the setting of harmonised principles on cross-border transmission charges and the allocation of available capacities of interconnections between national transmission systems;
(d)
facilitate the emergence of a well-functioning and transparent wholesale market, contributing to a high level of security of electricity supply, and provide for mechanisms to harmonise the rules for cross-border exchanges in electricity.
Article 2
Definitions
The following definitions apply:
(1)
‘interconnector’ means a transmission line which crosses or spans a border between Member States and which connects the national transmission systems of the Member States;
(2)
‘regulatory authority’ means a regulatory authority designated by each Member State pursuant to Article 57(1) of Directive (EU) 2019/944;
(3)
‘cross-border flow’ means a physical flow of electricity on a transmission network of a Member State that results from the impact of the activity of producers, customers, or both, outside that Member State on its transmission network;
(4)
‘congestion’ means a situation in which all requests from market participants to trade between network areas cannot be accommodated because they would significantly affect the physical flows on network elements which cannot accommodate those flows;
(5)
‘new interconnector’ means an interconnector not completed by 4 August 2003;
(6)
‘structural congestion’ means congestion in the transmission system that is capable of being unambiguously defined, is predictable, is geographically stable over time, and frequently reoccurs under normal electricity system conditions;
(7)
‘market operator’ means an entity that provides a service whereby the offers to sell electricity are matched with bids to buy electricity;
(8)
‘nominated electricity market operator’ or ‘NEMO’ means a market operator designated by the competent authority to carry out tasks related to single day-ahead or single intraday coupling;
(9)
‘value of lost load’ means an estimation in euro/MWh, of the maximum electricity price that customers are willing to pay to avoid an outage;
(10)
‘balancing’ means all actions and processes, in all timelines, through which transmission system operators ensure, in an ongoing manner, maintenance of the system frequency within a predefined stability range and compliance with the amount of reserves needed with respect to the required quality;
(11)
‘balancing energy’ means energy used by transmission system operators to carry out balancing;
(12)
‘balancing service provider’ means a market participant providing either or both balancing energy and balancing capacity to transmission system operators;
(13)
‘balancing capacity’ means a volume of capacity that a balancing service provider has agreed to hold and in respect to which the balancing service provider has agreed to submit bids for a corresponding volume of balancing energy to the transmission system operator for the duration of the contract;
(14)
‘balance responsible party’ means a market participant or its chosen representative responsible for its imbalances in the electricity market;
(15)
‘imbalance settlement period’ means the time unit for which the imbalance of the balance responsible parties is calculated;
(16)
‘imbalance price’ means the price, be it positive, zero or negative, in each imbalance settlement period for an imbalance in each direction;
(17)
‘imbalance price area’ means the area in which an imbalance price is calculated;
(18)
‘prequalification process’ means the process to verify the compliance of a provider of balancing capacity with the requirements set by the transmission system operators;
(19)
‘reserve capacity’ means the amount of frequency containment reserves, frequency restoration reserves or replacement reserves that needs to be available to the transmission system operator;
(20)
‘priority dispatch’ means, with regard to the self-dispatch model, the dispatch of power plants on the basis of criteria which are different from the economic order of bids and, with regard to the central dispatch model, the dispatch of power plants on the basis of criteria which are different from the economic order of bids and from network constraints, giving priority to the dispatch of particular generation technologies;
(21)
‘capacity calculation region’ means the geographic area in which the coordinated capacity calculation is applied;
(22)
‘capacity mechanism’ means a temporary measure to ensure the achievement of the necessary level of resource adequacy by remunerating resources for their availability, excluding measures relating to ancillary services or congestion management;
(23)
‘high-efficiency cogeneration’ means cogeneration which meets the criteria laid down in Annex II to Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council 
(
16
)
;
(24)
‘demonstration project’ means a project which demonstrates a technology as a first of its kind in the Union and represents a significant innovation that goes well beyond the state of the art;
(25)
‘market participant’ means a natural or legal person who buys, sells or generates electricity, who is engaged in aggregation or who is an operator of demand response or energy storage services, including through the placing of orders to trade, in one or more electricity markets, including in balancing energy markets;
(26)
‘redispatching’ means a measure, including curtailment, that is activated by one or more transmission system operators or distribution system operators by altering the generation, load pattern, or both, in order to change physical flows in the electricity system and relieve a physical congestion or otherwise ensure system security;
(27)
‘countertrading’ means a cross-zonal exchange initiated by system operators between two bidding zones to relieve physical congestion;
(28)
‘power-generating facility’ means a facility that converts primary energy into electrical energy and which consists of one or more power-generating modules connected to a network;
(29)
‘central dispatching model’ means a scheduling and dispatching model where the generation schedules and consumption schedules as well as dispatching of power-generating facilities and demand facilities, in reference to dispatchable facilities, are determined by a transmission system operator within an integrated scheduling process;
(30)
‘self-dispatch model’ means a scheduling and dispatching model where the generation schedules and consumption schedules as well as dispatching of power-generating facilities and demand facilities are determined by the scheduling agents of those facilities;
(31)
‘standard balancing product’ means a harmonised balancing product defined by all transmission system operators for the exchange of balancing services;
(32)
‘specific balancing product’ means a balancing product different from a standard balancing product;
(33)
‘delegated operator’ means an entity to whom specific tasks or obligations entrusted to a transmission system operator or nominated electricity market operator under this Regulation or other Union legal acts have been delegated by that transmission system operator or NEMO or have been assigned by a Member State or regulatory authority;
(34)
‘customer’ means a customer as defined in point (1) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(35)
‘final customer’ means final customer as defined in point (3) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(36)
‘wholesale customer’ means a wholesale customer as defined in point (2) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(37)
‘household customer’ means household customer as defined in point (4) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(38)
‘small enterprise’ means small enterprise as defined in point (7) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(39)
‘active customer’ means active customer as defined in point (8) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(40)
‘electricity markets’ means electricity markets as defined in point (9) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(41)
‘supply’ means supply as defined in point (12) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(42)
‘electricity supply contract’ means electricity supply contract as defined in point (13) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(43)
‘aggregation’ means aggregation as defined in point (18) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(44)
‘demand response’ means demand response as defined in point (20) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(45)
‘smart metering system’ means smart metering system as defined in point (23) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(46)
‘interoperability’ means interoperability as defined in point (24) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(47)
‘distribution’ means distribution as defined in point (28) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(48)
‘distribution system operator’ means distribution system operator as defined in point (29) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(49)
‘energy efficiency’ means energy efficiency as defined in point (30) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(50)
‘energy from renewable sources’ or ‘renewable energy’ means energy from renewable sources as defined in point (31) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(51)
‘distributed generation’ means distributed generation as defined in point (32) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(52)
‘transmission’ means transmission as defined in point (34) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(53)
‘transmission system operator’ means transmission system operator as defined in point (35) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(54)
‘system user’ means system user as defined in point (36) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(55)
‘generation’ means generation as defined in point (37) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(56)
‘producer’ means producer as defined in point (38) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(57)
‘interconnected system’ means interconnected system as defined in point (40) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(58)
‘small isolated system’ means small isolated system as defined in point (42) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(59)
‘small connected system’ means small connected system as defined in point (43) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(60)
‘ancillary service’ means ancillary service as defined in point (48) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(61)
‘non-frequency ancillary service’ means non-frequency ancillary service as defined in point (49) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(62)
‘energy storage’ means energy storage as defined in point (59) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(63)
‘regional coordination centre’ means regional coordination centre established pursuant to Article 35 of this Regulation;
(64)
‘wholesale energy market’ means wholesale energy market as defined in point (6) of Article 2 of Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council 
(
17
)
;
(65)
‘bidding zone’ means the largest geographical area within which market participants are able to exchange energy without capacity allocation;
(66)
‘capacity allocation’ means the attribution of cross-zonal capacity;
(67)
‘control area’ means a coherent part of the interconnected system, operated by a single system operator and shall include connected physical loads and/or generation units if any;
(68)
‘coordinated net transmission capacity’ means a capacity calculation method based on the principle of assessing and defining 
ex ante
 a maximum energy exchange between adjacent bidding zones;
(69)
‘critical network element’ means a network element either within a bidding zone or between bidding zones taken into account in the capacity calculation process, limiting the amount of power that can be exchanged;
(70)
‘cross-zonal capacity’ means the capability of the interconnected system to accommodate energy transfer between bidding zones;
(71)
‘generation unit’ means a single electricity generator belonging to a production unit.
CHAPTER II
GENERAL RULES FOR THE ELECTRICITY MARKET
Article 3
Principles regarding the operation of electricity markets
Member States, regulatory authorities, transmission system operators, distribution system operators, market operators and delegated operators shall ensure that electricity markets are operated in accordance with the following principles:
(a)
prices shall be formed on the basis of demand and supply;
(b)
market rules shall encourage free price formation and shall avoid actions which prevent price formation on the basis of demand and supply;
(c)
market rules shall facilitate the development of more flexible generation, sustainable low carbon generation, and more flexible demand;
(d)
customers shall be enabled to benefit from market opportunities and increased competition on retail markets and shall be empowered to act as market participants in the energy market and the energy transition;
(e)
market participation of final customers and small enterprises shall be enabled by aggregation of generation from multiple power-generating facilities or load from multiple demand response facilities to provide joint offers on the electricity market and be jointly operated in the electricity system, in accordance with Union competition law;
(f)
market rules shall enable the decarbonisation of the electricity system and thus the economy, including by enabling the integration of electricity from renewable energy sources and by providing incentives for energy efficiency;
(g)
market rules shall deliver appropriate investment incentives for generation, in particular for long-term investments in a decarbonised and sustainable electricity system, energy storage, energy efficiency and demand response to meet market needs, and shall facilitate fair competition thus ensuring security of supply;
(h)
barriers to cross-border electricity flows between bidding zones or Member States and cross-border transactions on electricity markets and related services markets shall be progressively removed;
(i)
market rules shall provide for regional cooperation where effective;
(j)
safe and sustainable generation, energy storage and demand response shall participate on equal footing in the market, under the requirements provided for in the Union law;
(k)
all producers shall be directly or indirectly responsible for selling the electricity they generate;
(l)
market rules shall allow for the development of demonstration projects into sustainable, secure and low-carbon energy sources, technologies or systems which are to be realised and used to the benefit of society;
(m)
market rules shall enable the efficient dispatch of generation assets, energy storage and demand response;
(n)
market rules shall allow for entry and exit of electricity generation, energy storage and electricity supply undertakings based on those undertakings' assessment of the economic and financial viability of their operations;
(o)
in order to allow market participants to be protected against price volatility risks on a market basis, and mitigate uncertainty on future returns on investment, long-term hedging products shall be tradable on exchanges in a transparent manner and long-term electricity supply contracts shall be negotiable over the counter, subject to compliance with Union competition law;
(p)
market rules shall facilitate trade of products across the Union and. regulatory changes shall take into account effects on both short-term and long-term forward and futures markets and products;
(q)
market participants shall have a right to obtain access to the transmission networks and distribution networks on objective, transparent and non-discriminatory terms.
Article 4
Just transition
The Commission shall support Member States that put in place a national strategy for the progressive reduction of existing coal and other solid fossil fuel generation and mining capacity through all available means to enable a just transition in regions affected by structural change. The Commission shall assist Member States in addressing the social and economic impacts of the clean energy transition.
The Commission shall work in close partnership with the stakeholders in coal and carbon-intensive regions, shall facilitate the access to and use of available funds and programmes, and shall encourage the exchange of good practices, including discussions on industrial roadmaps and reskilling needs.
Article 5
Balance responsibility
1.   All market participants shall be responsible for the imbalances they cause in the system (‘balance responsibility’). To that end, market participants shall either be balance responsible parties or shall contractually delegate their responsibility to a balance responsible party of their choice. Each balance responsible party shall be financially responsible for its imbalances and shall strive to be balanced or shall help the electricity system to be balanced.
2.   Member States may provide derogations from balance responsibility only for:
(a)
demonstration projects for innovative technologies, subject to approval by the regulatory authority, provided that those derogations are limited to the time and extent necessary for achieving the demonstration purposes;
(b)
power-generating facilities using renewable energy sources with an installed electricity capacity of less than 400 kW;
(c)
installations benefitting from support approved by the Commission under Union State aid rules pursuant to Articles 107, 108 and 109 TFEU, and commissioned before 4 July 2019.
Member States may, without prejudice to Articles 107 and 108 TFEU, provide incentives to market participants which are fully or partly exempted from balancing responsibility to accept full balancing responsibility.
3.   When a Member State provides a derogation in accordance with paragraph 2, it shall ensure that the financial responsibility for imbalances is fulfilled by another market participant.
4.   For power-generating facilities commissioned from 1 January 2026, point (b) of paragraph 2 shall apply only to generating installations using renewable energy sources with an installed electricity capacity of less than 200 kW.
Article 6
Balancing market
1.   Balancing markets, including prequalification processes, shall be organised in such a way as to:
(a)
ensure effective non-discrimination between market participants taking account of the different technical needs of the electricity system and the different technical capabilities of generation sources, energy storage and demand response;
(b)
ensure that services are defined in a transparent and technologically neutral manner and are procured in a transparent, market-based manner;
(c)
ensure non-discriminatory access to all market participants, individually or through aggregation, including for electricity generated from variable renewable energy sources, demand response and energy storage;
(d)
respect the need to accommodate the increasing share of variable generation, increased demand responsiveness and the advent of new technologies.
2.   The price of balancing energy shall not be pre-determined in contracts for balancing capacity. Procurement processes shall be transparent in accordance with Article 40(4) of Directive (EU) 2019/944, while protecting the confidentiality of commercially sensitive information.
3.   Balancing markets shall ensure operational security whilst allowing for maximum use and efficient allocation of cross-zonal capacity across timeframes in accordance with Article 17.
4.   The settlement of balancing energy for standard balancing products and specific balancing products shall be based on marginal pricing (pay-as-cleared) unless all regulatory authorities approve an alternative pricing method on the basis of a joint proposal by all transmission system operators following an analysis demonstrating that that alternative pricing method is more efficient.
Market participants shall be allowed to bid as close to real time as possible, and balancing energy gate closure times shall not be before the intraday cross-zonal gate closure time.
Transmission system operators applying a central dispatching model may establish additional rules in accordance with the guideline on electricity balancing adopted on the basis of Article 6(11) of Regulation (EC) No 714/2009.
5.   The imbalances shall be settled at a price that reflects the real-time value of energy.
6.   Each imbalance price area shall be equal to a bidding zone, except in the case of a central dispatching model where an imbalance price area may constitute a part of a bidding zone.
7.   The dimensioning of reserve capacity shall be performed by the transmission system operators and shall be facilitated at regional level.
8.   The procurement of balancing capacity shall be performed by the transmission system operator and may be facilitated at a regional level. Reservation of cross-border capacity to that end may be limited. The procurement of balancing capacity shall be market-based and organised in such a way as to be non-discriminatory between market participants in the prequalification process in accordance with Article 40(4) of Directive (EU) 2019/944 whether market participants participate individually or through aggregation.
Procurement of balancing capacity shall be based on a primary market unless and to the extent that the regulatory authority has provided for a derogation to allow the use of other forms of market-based procurement on the grounds of a lack of competition in the market for balancing services. Derogations from the obligation to base the procurement of balancing capacity on use of primary markets shall be reviewed every three years.
9.   The procurement of upward balancing capacity and downward balancing capacity shall be carried out separately, unless the regulatory authority approves a derogation from this principle on the basis that this would result in higher economic efficiency as demonstrated by an evaluation performed by the transmission system operator. Contracts for balancing capacity shall not be concluded more than one day before the provision of the balancing capacity and the contracting period shall be no longer than one day, unless and to the extent that the regulatory authority has approved the earlier contracting or longer contracting periods to ensure the security of supply or to improve economic efficiency.
Where a derogation is granted, for at least 40 % of the standard balancing products and a minimum of 30 % of all products used for balancing capacity, contracts for the balancing capacity shall be concluded for no more than one day before the provision of the balancing capacity and the contracting period shall be no longer than one day. The contracting of the remaining part of the balancing capacity shall be performed for a maximum of one month in advance of the provision of balancing capacity and shall have a maximum contractual period of one month.
10.   At the request of the transmission system operator, the regulatory authority may decide to extend the contractual period of the remaining part of balancing capacity referred to in paragraph 9 to a maximum period of twelve months provided that such a decision is limited in time, and the positive effects in terms of lowering of costs for final customers exceed the negative impacts on the market. The request shall include:
(a)
the specific period during which the exemption would apply;
(b)
the specific volume of balancing capacity to which the exemption would apply;
(c)
an analysis of the impact of the exemption on the participation of balancing resources; and
(d)
a justification for the exemption demonstrating that such an exemption would lead to lower costs to final customers.
11.   Notwithstanding paragraph 10, from 1 January 2026 contract periods shall not be longer than six months.
12.   By 1 January 2028, regulatory authorities shall report to the Commission and ACER on the share of the total capacity covered by contracts with a duration or a procurement period of longer than one day.
13.   Transmission system operators or their delegated operators shall publish, as close to real time as possible but with a delay after delivery of no more than 30 minutes, the current system balance of their scheduling areas, the estimated imbalance prices and the estimated balancing energy prices.
14.   Transmission system operators may, where standard balancing products are not sufficient to ensure operational security or where some balancing resources cannot participate in the balancing market through standard balancing products, propose, and the regulatory authorities may approve, derogations from paragraphs 2 and 4 for specific balancing products which are activated locally without exchanging them with other transmission system operators.
Proposals for derogations shall include a description of measures proposed to minimise the use of specific products, subject to economic efficiency, a demonstration that the specific products do not create significant inefficiencies and distortions in the balancing market either inside or outside the scheduling area, as well as, where applicable, the rules and information for the process for converting the balancing energy bids from specific balancing products into balancing energy bids from standard balancing products.
Article 7
Day-ahead and intraday markets
1.   Transmission system operators and NEMOs shall jointly organise the management of the integrated day-ahead and intraday markets in accordance with Regulation (EU) 2015/1222. Transmission system operators and NEMOs shall cooperate at Union level or, where more appropriate, at a regional level in order to maximise the efficiency and effectiveness of Union electricity day-ahead and intraday trading. The obligation to cooperate shall be without prejudice to the application of Union competition law. In their functions relating to electricity trading, transmission system operators and NEMOs shall be subject to regulatory oversight by the regulatory authorities pursuant to Article 59 of Directive (EU) 2019/944 and ACER pursuant to Articles 4 and 8 of Regulation (EU) 2019/942.
2.   Day-ahead and intraday markets shall:
(a)
be organised in such a way as to be non-discriminatory;
(b)
maximise the ability of all market participants to manage imbalances;
(c)
maximise the opportunities for all market participants to participate in cross-zonal trade in as close as possible to real time across all bidding zones;
(d)
provide prices that reflect market fundamentals, including the real time value of energy, on which market participants are able to rely when agreeing on longer-term hedging products;
(e)
ensure operational security while allowing for maximum use of transmission capacity;
(f)
be transparent while at the same time protecting the confidentiality of commercially sensitive information and ensuring trading occurs in an anonymous manner;
(g)
make no distinction between trades made within a bidding zone and across bidding zones; and
(h)
be organised in such a way as to ensure that all markets participants are able to access the market individually or through aggregation.
Article 8
Trade on day-ahead and intraday markets
1.   NEMOs shall allow market participants to trade energy as close to real time as possible and at least up to the intraday cross-zonal gate closure time.
2.   NEMOs shall provide market participants with the opportunity to trade in energy in time intervals which are at least as short as the imbalance settlement period for both day-ahead and intraday markets.
3.   NEMOs shall provide products for trading in day-ahead and intraday markets which are sufficiently small in size, with minimum bid sizes of 500 kW or less, to allow for the effective participation of demand-side response, energy storage and small-scale renewables including direct participation by customers.
4.   By 1 January 2021, the imbalance settlement period shall be 15 minutes in all scheduling areas, unless regulatory authorities have granted a derogation or an exemption. Derogations may be granted only until 31 December 2024.
From 1 January 2025, the imbalance settlement period shall not exceed 30 minutes where an exemption has been granted by all the regulatory authorities within a synchronous area.
Article 9
Forward markets
1.   In accordance with Regulation (EU) 2016/1719, transmission system operators shall issue long-term transmission rights or have equivalent measures in place to allow for market participants, including owners of power-generating facilities using renewable energy sources, to hedge price risks across bidding zone borders, unless an assessment of the forward market on the bidding zone borders performed by the competent regulatory authorities shows that there are sufficient hedging opportunities in the concerned bidding zones.
2.   Long-term transmission rights shall be allocated in a transparent, market based and non-discriminatory manner through a single allocation platform.
3.   Subject to compliance with Union competition law, market operators shall be free to develop forward hedging products, including long-term forward hedging products, to provide market participants, including owners of power-generating facilities using renewable energy sources, with appropriate possibilities for hedging financial risks against price fluctuations. Member States shall not require that such hedging activity be limited to trades within a Member State or bidding zone.
Article 10
Technical bidding limits
1.   There shall be neither a maximum nor a minimum limit to the wholesale electricity price. This provision shall apply, inter alia, to bidding and clearing in all timeframes and shall include balancing energy and imbalance prices, without prejudice to the technical price limits which may be applied in the balancing timeframe and in the day-ahead and intraday timeframes in accordance with paragraph 2.
2.   NEMOs may apply harmonised limits on maximum and minimum clearing prices for day-ahead and intraday timeframes. Those limits shall be sufficiently high so as not to unnecessarily restrict trade, shall be harmonised for the internal market and shall take into account the maximum value of lost load. NEMOs shall implement a transparent mechanism to adjust automatically the technical bidding limits in due time in the event that the set limits are expected to be reached. The adjusted higher limits shall remain applicable until further increases under that mechanism are required.
3.   Transmission system operators shall not take any measures for the purpose of changing wholesale prices.
4.   Regulatory authorities or, where a Member State has designated another competent authority for that purpose, such designated competent authorities, shall identify policies and measures applied within their territory that could contribute to indirectly restricting wholesale price formation, including limiting bids relating to the activation of balancing energy, capacity mechanisms, measures by the transmission system operators, measures intended to challenge market outcomes, or to prevent the abuse of dominant positions or inefficiently defined bidding zones.
5.   Where a regulatory authority or designated competent authority has identified a policy or measure which could serve to restrict wholesale price formation it shall take all appropriate actions to eliminate or, if not possible, to mitigate the impact of that policy or measure on bidding behaviour. Member States shall provide a report to the Commission by 5 January 2020 detailing the measures and actions they have taken or intend to take.
Article 11
Value of lost load
1.   By 5 July 2020 where required for the purpose of setting a reliability standard in accordance with Article 25 regulatory authorities or, where a Member State has designated another competent authority for that purpose, such designated competent authorities shall determine a single estimate of the value of lost load for their territory. That estimate shall be made publically available. Regulatory authorities or other designated competent authorities may determine different estimates per bidding zone if they have more than one bidding zone in their territory. Where a bidding zone consists of territories of more than one Member State, the concerned regulatory authorities or other designated competent authorities shall determine a single estimate of the value of lost load for that bidding zone. In determining the single estimate of the value of lost load, regulatory authorities or other designated competent authorities shall apply the methodology referred to in Article 23(6).
2.   Regulatory authorities and designated competent authorities shall update their estimate of the value of lost load at least every five years, or earlier where they observe a significant change.
Article 12
Dispatching of generation and demand response
1.   The dispatching of power-generating facilities and demand response shall be non-discriminatory, transparent and, unless otherwise provided under paragraphs 2 to 6, market based.
2.   Without prejudice to Articles 107, 108 and 109 TFEU, Member States shall ensure that when dispatching electricity generating installations, system operators shall give priority to generating installations using renewable energy sources to the extent permitted by the secure operation of the national electricity system, based on transparent and non-discriminatory criteria and where such power-generating facilities are either:
(a)
power-generating facilities that use renewable energy sources and have an installed electricity capacity of less than 400 kW; or
(b)
demonstration projects for innovative technologies, subject to approval by the regulatory authority, provided that such priority is limited to the time and extent necessary for achieving the demonstration purposes.
3.   A Member State may decide not to apply priority dispatch to power-generating facilities as referred to in point (a) of paragraph 2 with a start of operation at least six months after that decision, or to apply a lower minimum capacity than that set out under point (a) of paragraph 2, provided that:
(a)
it has well-functioning intraday and other wholesale and balancing markets and that those markets are fully accessible to all market participants in accordance with this Regulation;
(b)
redispatching rules and congestion management are transparent to all market participants;
(c)
the national contribution of the Member State towards the Union's binding overall target for share of energy from renewable sources under Article 3(2) of Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council 
(
18
)
 and point (a)(2) of Article 4 of Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council 
(
19
)
 is at least equal to the corresponding result of the formula set out in Annex II to Regulation (EU) 2018/1999 and the Member State's share of energy from renewable sources is not below its reference points under point (a)(2) of Article 4 of Regulation (EU) 2018/1999, or alternatively, the Member State's share of energy from renewable sources in gross final electricity consumption is at least 50 %;
(d)
the Member State has notified the planned derogation to the Commission setting out in detail how the conditions set out under points (a), (b) and (c) are fulfilled; and
(e)
the Member State has published the planned derogation, including the detailed reasoning for the granting of that derogation, taking due account of the protection of commercially sensitive information where required.
Any derogation shall avoid retroactive changes that affect generating installations already benefiting from priority dispatch, notwithstanding any agreement between a Member State and the operator of a generating installation on a voluntary basis.
Without prejudice to Articles 107, 108 and 109 TFEU, Member States may provide incentives to installations eligible for priority dispatch to voluntarily give up priority dispatch.
4.   Without prejudice to Articles 107, 108 and 109 TFEU, Member States may provide for priority dispatch for electricity generated in power-generating facilities using high-efficiency cogeneration with an installed electricity capacity of less than 400 kW.
5.   For power-generating facilities commissioned as from 1 January 2026, point (a) of paragraph 2 shall apply only to power-generating facilities that use renewable energy sources and have an installed electricity capacity of less than 200 kW.
6.   Without prejudice to contracts concluded before 4 July 2019, power-generating facilities that use renewable energy sources or high-efficiency cogeneration and were commissioned before 4 July 2019 and, when commissioned, were subject to priority dispatch under Article 15(5) of Directive 2012/27/EU or Article 16(2) of Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council 
(
20
)
 shall continue to benefit from priority dispatch. Priority dispatch shall no longer apply to such power-generating facilities from the date on which the power-generating facility becomes subject to significant modifications, which shall be deemed to be the case at least where a new connection agreement is required or where the generation capacity of the power-generating facility is increased.
7.   Priority dispatch shall not endanger the secure operation of the electricity system, shall not be used as a justification for curtailment of cross-zonal capacities beyond what is provided for in Article 16 and shall be based on transparent and non-discriminatory criteria.
Article 13
Redispatching
1.   The redispatching of generation and redispatching of demand response shall be based on objective, transparent and non-discriminatory criteria. It shall be open to all generation technologies, all energy storage and all demand response, including those located in other Member States unless technically not feasible.
2.   The resources that are redispatched shall be selected from among generating facilities, energy storage or demand response using market-based mechanisms and shall be financially compensated. Balancing energy bids used for redispatching shall not set the balancing energy price.
3.   Non-market-based redispatching of generation, energy storage and demand response may only be used where:
(a)
no market-based alternative is available;
(b)
all available market-based resources have been used;
(c)
the number of available power generating, energy storage or demand response facilities is too low to ensure effective competition in the area where suitable facilities for the provision of the service are located; or
(d)
the current grid situation leads to congestion in such a regular and predictable way that market-based redispatching would lead to regular strategic bidding which would increase the level of internal congestion and the Member State concerned either has adopted an action plan to address this congestion or ensures that minimum available capacity for cross-zonal trade is in accordance with Article 16(8).
4.   The transmission system operators and distribution system operators shall report at least annually to the competent regulatory authority, on:
(a)
the level of development and effectiveness of market-based redispatching mechanisms for power generating, energy storage and demand response facilities;
(b)
the reasons, volumes in MWh and type of generation source subject to redispatching;
(c)
the measures taken to reduce the need for the downward redispatching of generating installations using renewable energy sources or high-efficiency cogeneration in the future including investments in digitalisation of the grid infrastructure and in services that increase flexibility.
The regulatory authority shall submit the report to ACER and shall publish a summary of the data referred to in points (a), (b) and (c) of the first subparagraph together with recommendations for improvement where necessary.
5.   Subject to requirements relating to the maintenance of the reliability and safety of the grid, based on transparent and non-discriminatory criteria established by the regulatory authorities, transmission system operators and distribution system operators shall:
(a)
guarantee the capability of transmission networks and distribution networks to transmit electricity produced from renewable energy sources or high-efficiency cogeneration with minimum possible redispatching, which shall not prevent network planning from taking into account limited redispatching where the transmission system operator or distribution system operator is able to demonstrate in a transparent way that doing so is more economically efficient and does not exceed 5 % of the annual generated electricity in installations which use renewable energy sources and which are directly connected to their respective grid, unless otherwise provided by a Member State in which electricity from power-generating facilities using renewable energy sources or high-efficiency cogeneration represents more than 50 % of the annual gross final consumption of electricity;
(b)
take appropriate grid-related and market-related operational measures in order to minimise the downward redispatching of electricity produced from renewable energy sources or from high-efficiency cogeneration;
(c)
ensure that their networks are sufficiently flexible so that they are able to manage them.
6.   Where non-market-based downward redispatching is used, the following principles shall apply:
(a)
power-generating facilities using renewable energy sources shall only be subject to downward redispatching if no other alternative exists or if other solutions would result in significantly disproportionate costs or severe risks to network security;
(b)
electricity generated in a high-efficiency cogeneration process shall only be subject to downward redispatching if, other than downward redispatching of power-generating facilities using renewable energy sources, no other alternative exists or if other solutions would result in disproportionate costs or severe risks to network security;
(c)
self-generated electricity from generating installations using renewable energy sources or high-efficiency cogeneration which is not fed into the transmission or distribution network shall not be subject to downward redispatching unless no other solution would resolve network security issues;
(d)
downward redispatching under points (a), (b) and (c)shall be duly and transparently justified. The justification shall be included in the report under paragraph 3.
7.   Where non-market based redispatching is used, it shall be subject to financial compensation by the system operator requesting the redispatching to the operator of the redispatched generation, energy storage or demand response facility except in the case of producers that have accepted a connection agreement under which there is no guarantee of firm delivery of energy. Such financial compensation shall be at least equal to the higher of the following elements or a combination of both if applying only the higher would lead to an unjustifiably low or an unjustifiably high compensation:
(a)
additional operating cost caused by the redispatching, such as additional fuel costs in the case of upward redispatching, or backup heat provision in the case of downward redispatching of power-generating facilities using high-efficiency cogeneration;
(b)
net revenues from the sale of electricity on the day-ahead market that the power-generating, energy storage or demand response facility would have generated without the redispatching request; where financial support is granted to power-generating, energy storage or demand response facilities based on the electricity volume generated or consumed, financial support that would have been received without the redispatching request shall be deemed to be part of the net revenues.
CHAPTER III
NETWORK ACCESS AND CONGESTION MANAGEMENT
SECTION 1
Capacity Allocation
Article 14
Bidding zone review
1.   Member States shall take all appropriate measures to address congestions. Bidding zone borders shall be based on long-term, structural congestions in the transmission network. Bidding zones shall not contain such structural congestions unless they have no impact on neighbouring bidding zones, or, as a temporary exemption, their impact on neighbouring bidding zones is mitigated through the use of remedial actions and those structural congestions do not lead to reductions of cross-zonal trading capacity in accordance with the requirements of Article 16. The configuration of bidding zones in the Union shall be designed in such a way as to maximise economic efficiency and to maximise cross-zonal trading opportunities in accordance with Article 16, while maintaining security of supply.
2.   Every three years, the ENTSO for Electricity shall report on structural congestions and other major physical congestions between and within bidding zones, including the location and frequency of such congestions, in accordance with the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009. That report shall contain an assessment of whether the cross-zonal trade capacity reached the linear trajectory pursuant to Article 15 or the minimum capacity pursuant to Article 16 of this Regulation.
3.   In order to ensure an optimal configuration of bidding zones, a bidding zone review shall be carried out. That review shall identify all structural congestions and shall include an analysis of different configurations of bidding zones in a coordinated manner with the involvement of affected stakeholders from all relevant Member States, in accordance with the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009. Current bidding zones shall be assessed on the basis of their ability to create a reliable market environment, including for flexible generation and load capacity, which is crucial to avoiding grid bottlenecks, balancing electricity demand and supply, securing the long-term security of investments in network infrastructure.
4.   For the purposes of this Article and of Article 15 of this Regulation, relevant Member States, transmission system operators or regulatory authorities are those Member States, transmission system operators or regulatory authorities participating in the review of the bidding zone configuration and also to those in the same capacity calculation region pursuant to the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
5.   By 5 October 2019 all relevant transmission system operators shall submit a proposal for the methodology and assumptions that are to be used in the bidding zone review process and for the alternative bidding zone configurations to be considered to the relevant regulatory authorities for approval. The relevant regulatory authorities shall take a unanimous decision on the proposal within 3 months of submission of the proposal. Where the regulatory authorities are unable to reach a unanimous decision on the proposal within that time frame, ACER shall, within an additional three months, decide on the methodology and assumptions and the alternative bidding zone configurations to be considered. The methodology shall be based on structural congestions which are not expected to be overcome within the following three years, taking due account of tangible progress on infrastructure development projects that are expected to be realised within the following three years.
6.   On the basis of the methodology and assumptions approved pursuant to paragraph 5, the transmission system operators participating in the bidding zone review shall submit a joint proposal to the relevant Member States or their designated competent authorities to amend or maintain the bidding zone configuration no later than 12 months after approval of the methodology and assumptions pursuant to paragraph 5. Other Member States, Energy Community Contracting Parties or other third countries sharing the same synchronous area with any relevant Member State may submit comments.
7.   Where structural congestion has been identified in the report pursuant to paragraph 2 of this Article or in the bidding zone review pursuant to this Article or by one or more transmission system operators in their control areas in a report approved by the competent regulatory authority, the Member State with identified structural congestion shall, in cooperation with its transmission system operators, decide, within six months of receipt of the report, either to establish national or multinational action plans pursuant to Article 15, or to review and amend its bidding zone configuration. Those decisions shall be immediately notified to the Commission and to ACER.
8.   For those Member States that have opted to amend the bidding zone configuration pursuant to paragraph 7, the relevant Member States shall reach a unanimous decision within six months of the notification referred to in paragraph 7. Other Member States may submit comments to the relevant Member States, who should take account of those comments when reaching their decision. The decision shall be reasoned and shall be notified to the Commission and ACER. In the event that the relevant Member States fail to reach a unanimous decision within those six months, they shall immediately notify the Commission thereof. As a measure of last resort, the Commission after consulting ACER shall adopt a decision whether to amend or maintain the bidding zone configuration in and between those Member States by six months after receipt of such a notification.
9.   Member States and the Commission shall consult relevant stakeholders before adopting a decision under this Article.
10.   Any decision adopted under this Article shall specify the date of implementation of any changes. That implementation date shall balance the need for expeditiousness with practical considerations, including forward trade of electricity. The decision may establish appropriate transitional arrangements.
11.   Where further bidding zone reviews are launched under the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009, this Article shall apply.
Article 15
Action plans
1.   Following the adoption of a decision pursuant to Article 14(7), the Member State with identified structural congestion shall develop an action plan in cooperation with its regulatory authority. That action plan shall contain a concrete timetable for adopting measures to reduce the structural congestions identified within four years of the adoption of the decision pursuant to Article 14(7).
2.   Irrespective of the concrete progress of the action plan, Member States shall ensure that without prejudice to derogations granted under Article 16(9) or deviations under Article 16(3), the cross-zonal trade capacity is increased on an annual basis until the minimum capacity provided for in Article 16(8) is reached. That minimum capacity shall be reached by 31 December 2025.
Those annual increases shall be achieved by means of a linear trajectory. The starting point of that trajectory shall be either the capacity allocated at the border or on a critical network element in the year before adoption of the action plan or the average during the three years before adoption of the action plan, whichever is higher. Member States shall ensure that, during the implementation of their action plans the capacity made available for cross-zonal trade to be compliant with Article 16(8) is at least equal to the values of the linear trajectory, including by use of remedial actions in the capacity calculation region.
3.   The cost of the remedial actions necessary to achieve the linear trajectory referred to in paragraph 2 or make available cross-zonal capacity at the borders or on critical network elements concerned by the action plan shall be borne by the Member State or Member States implementing the action plan.
4.   On an annual basis, during the implementation of the action plan and within six months of its expiry, the relevant transmission system operators shall assess for the previous 12 months whether the available cross-border capacity has reached the linear trajectory or, from 1 January 2026, the minimum capacities provided for in Article 16(8) have been achieved. They shall submit their assessments to ACER and to the relevant regulatory authorities. Before drafting the report, each transmission system operator shall submit its contribution to the report, including all the relevant data, to its regulatory authority for approval.
5.   For those Member States for which the assessments referred to in paragraph 4 demonstrate that a transmission system operator has not complied with the linear trajectory, the relevant Member States shall, within six months of receipt of the assessment report referred to in paragraph 4, decide unanimously whether to amend or maintain the bidding zone configuration within and between those Member States. In their decision, the relevant Member States should take account of any comments submitted by other Member States. The relevant Member States' decision shall be substantiated and shall be notified to the Commission and to ACER.
The relevant Member States shall notify the Commission immediately if they fail to reach a unanimous decision within the timeframe laid down. Within six months of receipt of such notification, the Commission, as a last resort and after consulting ACER and the relevant stakeholders shall adopt a decision whether to amend or maintain the bidding zone configuration in and between those Member States.
6.   Six months before the expiry of the action plan, the Member State with identified structural congestion shall decide whether to address remaining congestion by amending its bidding zone or whether to address remaining internal congestion with remedial actions for which it shall cover the costs.
7.   Where no action plan is established within six months of identification of structural congestion pursuant to Article 14(7), the relevant transmission system operators shall, within 12 months of identification of such structural congestion, assess whether the available cross-border capacity has reached the minimum capacities provided for in Article 16(8) during the previous 12 months and shall submit an assessment report to the relevant regulatory authorities and to ACER.
Before drafting the report, each transmission system operator shall send its contribution to the report, including all relevant data, to its national regulatory authority for approval. Where the assessment demonstrates that a transmission system operator has not complied with the minimum capacity, the decision-making process laid down in paragraph 5 of this Article shall apply.
Article 16
General principles of capacity allocation and congestion management
1.   Network congestion problems shall be addressed with non-discriminatory market-based solutions which give efficient economic signals to the market participants and transmission system operators involved. Network congestion problems shall be solved by means of non-transaction-based methods, namely methods that do not involve a selection between the contracts of individual market participants. When taking operational measures to ensure that its transmission system remains in the normal state, the transmission system operator shall take into account the effect of those measures on neighbouring control areas and coordinate such measures with other affected transmission system operators as provided for in Regulation (EU) 2015/1222.
2.   Transaction curtailment procedures shall be used only in emergency situations, namely where the transmission system operator must act in an expeditious manner and redispatching or countertrading is not possible. Any such procedure shall be applied in a non-discriminatory manner. Except in cases of force majeure, market participants that have been allocated capacity shall be compensated for any such curtailment.
3.   Regional coordination centres shall carry out coordinated capacity calculation in accordance with paragraphs 4 and 8 of this Article, as provided for in point (a) of Article 37(1) and in Article 42(1).
Regional coordination centres shall calculate cross-zonal capacities respecting operational security limits using data from transmission system operators including data on the technical availability of remedial actions, not including load shedding. Where regional coordination centres conclude that those available remedial actions in the capacity calculation region or between capacity calculation regions are not sufficient to reach the linear trajectory pursuant to Article 15(2) or the minimum capacities provided for in paragraph 8 of this Article while respecting operational security limits, they may, as a measure of last resort, set out coordinated actions reducing the cross-zonal capacities accordingly. Transmission system operators may deviate from coordinated actions in respect of coordinated capacity calculation and coordinated security analysis only in accordance with Article 42(2).
By 3 months after the entry into operation of the regional coordination centres pursuant to Article 35(2) of this Regulation and every three months thereafter, the regional coordination centres shall submit a report to the relevant regulatory authorities and to ACER on any reduction of capacity or deviation from coordinated actions pursuant to the second subparagraph and shall assess the incidences and make recommendations, if necessary, on how to avoid such deviations in the future. If ACER concludes that the prerequisites for a deviation pursuant to this paragraph are not fulfilled or are of a structural nature, ACER shall submit an opinion to the relevant regulatory authorities and to the Commission. The competent regulatory authorities shall take appropriate action against transmission system operators or regional coordination centres pursuant to Article 59 or 62 of Directive (EU) 2019/944 if the prerequisites for a deviation pursuant to this paragraph were not fulfilled.
Deviations of a structural nature shall be addressed in an action plan referred to in Article 14(7) or in an update of an existing action plan.
4.   The maximum level of capacity of the interconnections and the transmission networks affected by cross-border capacity shall be made available to market participants complying with the safety standards of secure network operation. Counter-trading and redispatch, including cross-border redispatch, shall be used to maximise available capacities to reach the minimum capacity provided for in paragraph 8. A coordinated and non-discriminatory process for cross-border remedial actions shall be applied to enable such maximisation, following the implementation of a redispatching and counter-trading cost-sharing methodology.
5.   Capacity shall be allocated by means of explicit capacity auctions or implicit auctions including both capacity and energy. Both methods may coexist on the same interconnection. For intraday trade, continuous trading, which may be complemented by auctions, shall be used.
6.   In the case of congestion, the valid highest value bids for network capacity, whether implicit or explicit, offering the highest value for the scarce transmission capacity in a given timeframe, shall be successful. Other than in the case of new interconnectors which benefit from an exemption under Article 7 of Regulation (EC) No 1228/2003, Article 17 of Regulation (EC) No 714/2009 or Article 63 of this Regulation, establishing reserve prices in capacity-allocation methods shall be prohibited.
7.   Capacity shall be freely tradable on a secondary basis, provided that the transmission system operator is informed sufficiently in advance. Where a transmission system operator refuses any secondary trade (transaction), this shall be clearly and transparently communicated and explained to all the market participants by that transmission system operator and notified to the regulatory authority.
8.   Transmission system operators shall not limit the volume of interconnection capacity to be made available to market participants as a means of solving congestion inside their own bidding zone or as a means of managing flows resulting from transactions internal to bidding zones. Without prejudice to the application of the derogations under paragraphs 3 and 9 of this Article and to the application of Article 15(2), this paragraph shall be considered to be complied with where the following minimum levels of available capacity for cross-zonal trade are reached:
(a)
for borders using a coordinated net transmission capacity approach, the minimum capacity shall be 70 % of the transmission capacity respecting operational security limits after deduction of contingencies, as determined in accordance with the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009;
(b)
for borders using a flow-based approach, the minimum capacity shall be a margin set in the capacity calculation process as available for flows induced by cross-zonal exchange. The margin shall be 70 % of the capacity respecting operational security limits of internal and cross-zonal critical network elements, taking into account contingencies, as determined in accordance with the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
The total amount of 30 % can be used for the reliability margins, loop flows and internal flows on each critical network element.
9.   At the request of the transmission system operators in a capacity calculation region, the relevant regulatory authorities may grant a derogation from paragraph 8 on foreseeable grounds where necessary for maintaining operational security. Such derogations, which shall not relate to the curtailment of capacities already allocated pursuant to paragraph 2, shall be granted for no more than one-year at a time, or, provided that the extent of the derogation decreases significantly after the first year, up to a maximum of two years. The extent of such derogations shall be strictly limited to what is necessary to maintain operational security and they shall avoid discrimination between internal and cross-zonal exchanges.
Before granting a derogation, the relevant regulatory authority shall consult the regulatory authorities of other Member States forming part of the affected capacity calculation regions. Where a regulatory authority disagrees with the proposed derogation, ACER shall decide whether it should be granted pursuant to point (a) of Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942. The justification and reasons for the derogation shall be published.
Where a derogation is granted, the relevant transmission system operators shall develop and publish a methodology and projects that shall provide a long-term solution to the issue that the derogation seeks to address. The derogation shall expire when the time limit for the derogation is reached or when the solution is applied, whichever is earlier.
10.   Market participants shall inform the transmission system operators concerned within a reasonable period in advance of the relevant operational period whether they intend to use allocated capacity. Any allocated capacity that is not going to be used shall be made available again to the market, in an open, transparent and non-discriminatory manner.
11.   As far as technically possible, transmission system operators shall net the capacity requirements of any power flows in opposite directions over the congested interconnection line in order to use that line to its maximum capacity. Having full regard to network security, transactions that relieve the congestion shall not be refused.
12.   The financial consequences of a failure to honour obligations associated with the allocation of capacity shall be attributed to the transmission system operators or NEMOs who are responsible for such a failure. Where market participants fail to use the capacity that they have committed to use, or, in the case of explicitly auctioned capacity, fail to trade capacity on a secondary basis or give the capacity back in due time, those market participants shall lose the rights to such capacity and shall pay a cost-reflective charge. Any cost-reflective charges for the failure to use capacity shall be justified and proportionate. If a transmission system operator does not fulfil its obligation of providing firm transmission capacity, it shall be liable to compensate the market participant for the loss of capacity rights. Consequential losses shall not be taken into account for that purpose. The key concepts and methods for the determination of liabilities that accrue upon failure to honour obligations shall be set out in advance in respect of the financial consequences, and shall be subject to review by the relevant regulatory authority.
13.   When allocating costs of remedial actions between transmission system operators, regulatory authorities shall analyse to what extent flows resulting from transactions internal to bidding zones contribute to the congestion between two bidding zones observed, and allocate the costs based on the contribution to the congestion to the transmission system operators of the bidding zones creating such flows except for costs induced by flows resulting from transactions internal to bidding zones that are below the level that could be expected without structural congestion in a bidding zone.
That level shall be jointly analysed and defined by all transmission system operators in a capacity calculation region for each individual bidding zone border, and shall be subject to the approval of all regulatory authorities in the capacity calculation region.
Article 17
Allocation of cross-zonal capacity across timeframes
1.   Transmission system operators shall recalculate available cross-zonal capacity at least after day-ahead gate closure times and after intraday cross-zonal gate closure times. Transmission system operators shall allocate the available cross-zonal capacity plus any remaining cross-zonal capacity not previously allocated and any cross-zonal capacity released by physical transmission right holders from previous allocations in the following cross-zonal capacity allocation process.
2.   Transmission system operators shall propose an appropriate structure for the allocation of cross-zonal capacity across timeframes, including day-ahead, intraday and balancing. That allocation structure shall be subject to review by the relevant regulatory authorities. In drawing up their proposal, the transmission system operators shall take into account:
(a)
the characteristics of the markets;
(b)
the operational conditions of the electricity system, such as the implications of netting firmly declared schedules;
(c)
the level of harmonisation of the percentages allocated to different timeframes and the timeframes adopted for the different cross-zonal capacity allocation mechanisms that are already in place.
3.   Where cross-zonal capacity is available after the intraday cross-zonal gate closure time, transmission system operators shall use the cross-zonal capacity for the exchange of balancing energy or for the operation of the imbalance netting process.
4.   Where cross-zonal capacity is allocated for the exchange of balancing capacity or sharing of reserves pursuant to Article 6(8) of this Regulation, transmission system operators shall use the methodologies developed in the guideline on electricity balancing adopted on the basis of Article 6(11) of Regulation (EC) No 714/2009.
5.   Transmission system operators shall not increase the reliability margin calculated pursuant to Regulation (EU) 2015/1222 due to the exchange of balancing capacity or sharing of reserves.
SECTION 2
Network charges and congestion income
Article 18
Charges for access to networks, use of networks and reinforcement
1.   Charges applied by network operators for access to networks, including charges for connection to the networks, charges for use of networks, and, where applicable, charges for related network reinforcements, shall be cost-reflective, transparent, take into account the need for network security and flexibility and reflect actual costs incurred insofar as they correspond to those of an efficient and structurally comparable network operator and are applied in a non-discriminatory manner. Those charges shall not include unrelated costs supporting unrelated policy objectives.
Without prejudice to Article 15(1) and (6) of Directive 2012/27/EU and the criteria in Annex XI to that Directive the method used to determine the network charges shall neutrally support overall system efficiency over the long run through price signals to customers and producers and in particular be applied in a way which does not discriminate positively or negatively between production connected at the distribution level and production connected at the transmission level. The network charges shall not discriminate either positively or negatively against energy storage or aggregation and shall not create disincentives for self-generation, self-consumption or for participation in demand response. Without prejudice to paragraph 3 of this Article, those charges shall not be distance-related.
2.   Tariff methodologies shall reflect the fixed costs of transmission system operators and distribution system operators and shall provide appropriate incentives to transmission system operators and distribution system operators over both the short and long run, in order to increase efficiencies, including energy efficiency, to foster market integration and security of supply, to support efficient investments, to support related research activities, and to facilitate innovation in interest of consumers in areas such as digitalisation, flexibility services and interconnection.
3.   Where appropriate, the level of the tariffs applied to producers or final customers, or both shall provide locational signals at Union level, and take into account the amount of network losses and congestion caused, and investment costs for infrastructure.
4.   When setting the charges for network access, the following shall be taken into account:
(a)
payments and receipts resulting from the inter-transmission system operator compensation mechanism;
(b)
actual payments made and received as well as payments expected for future periods, estimated on the basis of previous periods.
5.   Setting the charges for network access under this Article shall be without prejudice to charges resulting from congestion management referred to in Article 16.
6.   There shall be no specific network charge on individual transactions for cross-zonal trading of electricity.
7.   Distribution tariffs shall be cost-reflective taking into account the use of the distribution network by system users including active customers. Distribution tariffs may contain network connection capacity elements and may be differentiated based on system users' consumption or generation profiles. Where Member States have implemented the deployment of smart metering systems, regulatory authorities shall consider time-differentiated network tariffs when fixing or approving transmission tariffs and distribution tariffs or their methodologies in accordance with Article 59 of (EU) 2019/944 and, where appropriate, time-differentiated network tariffs may be introduced to reflect the use of the network, in a transparent, cost efficient and foreseeable way for the final customer.
8.   Distribution tariff methodologies shall provide incentives to distribution system operators for the most cost-efficient operation and development of their networks including through the procurement of services. For that purpose regulatory authorities shall recognise relevant costs as eligible, shall include those costs in distribution tariffs, and may introduce performance targets in order to provide incentives to distribution system operators to increase efficiencies in their networks, including through energy efficiency, flexibility and the development of smart grids and intelligent metering systems.
9.   By 5 October 2019 in order to mitigate the risk of market fragmentation ACER shall provide a best practice report on transmission and distribution tariff methodologies while taking account of national specificities. That best practice report shall address at least:
(a)
the ratio of tariffs applied to producers and tariffs applied to final customers;
(b)
the costs to be recovered by tariffs;
(c)
time-differentiated network tariffs;
(d)
locational signals;
(e)
the relationship between transmission tariffs and distribution tariffs;
(f)
methods to ensure transparency in the setting and structure of tariffs;
(g)
groups of network users subject to tariffs including, where applicable, the characteristics of those groups, forms of consumption, and any tariff exemptions;
(h)
losses in high, medium and low-voltage grids.
ACER shall update the best practice report at least once every two years.
10.   Regulatory authorities shall duly take the best practice report into consideration when fixing or approving transmission tariffs and distribution tariffs or their methodologies in accordance with Article 59 of Directive (EU) 2019/944.
Article 19
Congestion income
1.   Congestion-management procedures associated with a pre-specified timeframe may generate revenue only in the event of congestion which arises for that timeframe, except in the case of new interconnectors which benefit from an exemption under Article 63 of this Regulation, Article 17 of Regulation (EC) No 714/2009 or Article 7 of Regulation (EC) No 1228/2003. The procedure for the distribution of those revenues shall be subject to review by the regulatory authorities and shall neither distort the allocation process in favour of any party requesting capacity or energy nor provide a disincentive to reduce congestion.
2.   The following objectives shall have priority with the respect to the allocation of any revenues resulting from the allocation of cross-zonal capacity:
(a)
guaranteeing the actual availability of the allocated capacity including firmness compensation; or
(b)
maintaining or increasing cross-zonal capacities through optimisation of the usage of existing interconnectors by means of coordinated remedial actions, where applicable, or covering costs resulting from network investments that are relevant to reduce interconnector congestion.
3.   Where the priority objectives set out in paragraph 2 have been adequately fulfilled, the revenues may be used as income to be taken into account by the regulatory authorities when approving the methodology for calculating network tariffs or fixing network tariffs, or both. The residual revenues shall be placed on a separate internal account line until such a time as it can be spent for the purposes set out in paragraph 2.
4.   The use of revenues in accordance with point (a) or (b) of paragraph 2 shall be subject to a methodology proposed by the transmission system operators after consulting regulatory authorities and relevant stakeholders and after approval by ACER. The transmission system operators shall submit the proposed methodology to ACER by 5 July 2020 and ACER shall decide on the proposed methodology within six months of receiving it.
ACER may request transmission system operators to amend or update the methodology referred to in the first subparagraph. ACER shall decide on the amended or updated methodology not later than six months after its submission.
The methodology shall set out at least the conditions under which the revenues can be used for the purposes referred to in paragraph 2, the conditions under which those revenues may be placed on a separate internal account line for future use for those purposes, and for how long those revenues may be placed on such an account line.
5.   Transmission system operators shall clearly establish, in advance, how any congestion income will be used, and shall report to the regulatory authorities on the actual use of that income. By 1 March each year, the regulatory authorities shall inform ACER and shall publish a report setting out:
(a)
the amount of revenue collected for the 12-month period ending on 31 December of the previous year;
(b)
how that revenue was used pursuant to paragraph 2, including the specific projects the income has been used for, and the amount placed on a separate account line;
(c)
the amount that was used when calculating network tariffs; and
(d)
verification that the amount referred to in point (c) complies with this Regulation and the methodology developed pursuant to paragraphs 3 and 4.
Where some of the congestion revenues are used when calculating network tariffs, the report shall set out how the transmission system operators fulfilled the priority objectives set out in paragraph 2 where applicable.
CHAPTER IV
RESOURCE ADEQUACY
Article 20
Resource adequacy in the internal market for electricity
1.   Member States shall monitor resource adequacy within their territory on the basis of the European resource adequacy assessment referred to in Article 23. For the purpose of complementing the European resource adequacy assessment, Member States may also carry out national resource adequacy assessments pursuant to Article 24.
2.   Where the European resource adequacy assessment referred to in Article 23 or national resource adequacy assessment referred to in Article 24 identifies a resource adequacy concern, the Member State concerned shall identify any regulatory distortions or market failures that caused or contributed to the emergence of the concern.
3.   Member States with identified resource adequacy concerns shall develop and publish an implementation plan with a timeline for adopting measures to eliminate any identified regulatory distortions or market failures as a part of the State aid process. When addressing resource adequacy concerns, the Member States shall in particular take into account the principles set out in Article 3 and shall consider:
(a)
removing regulatory distortions;
(b)
removing price caps in accordance with Article 10;
(c)
introducing a shortage pricing function for balancing energy as referred to in Article 44(3) of Regulation (EU) 2017/2195;
(d)
increasing interconnection and internal grid capacity with a view to reaching at least their interconnection targets as referred in point (d)(1) of Article 4 of Regulation (EU) 2018/1999;
(e)
enabling self-generation, energy storage, demand side measures and energy efficiency by adopting measures to eliminate any identified regulatory distortions;
(f)
ensuring cost-efficient and market-based procurement of balancing and ancillary services;
(g)
removing regulated prices where required by Article 5 of Directive (EU) 2019/944.
4.   The Member States concerned shall submit their implementation plans to the Commission for review.
5.   Within four months of receipt of the implementation plan, the Commission shall issue an opinion on whether the measures are sufficient to eliminate the regulatory distortions or market failures that were identified pursuant to paragraph 2, and may invite the Member States to amend their implementation plans accordingly.
6.   The Member States concerned shall monitor the application of their implementation plans and shall publish the results of the monitoring in an annual report and shall submit that report to the Commission.
7.   The Commission shall issue an opinion on whether the implementation plans have been sufficiently implemented and whether the resource adequacy concern has been resolved.
8.   Member States shall continue to adhere to the implementation plan after the identified resource adequacy concern has been resolved.
Article 21
General principles for capacity mechanisms
1.   To eliminate residual resource adequacy concerns, Member States may, as a last resort while implementing the measures referred to in Article 20(3) of this Regulation in accordance with Article 107, 108 and 109 of the TFEU, introduce capacity mechanisms.
2.   Before introducing capacity mechanisms, the Member States concerned shall conduct a comprehensive study of the possible effects of such mechanisms on the neighbouring Member States by consulting at least its neighbouring Member States to which they have a direct network connection and the stakeholders of those Member States.
3.   Member States shall assess whether a capacity mechanism in the form of strategic reserve is capable of addressing the resource adequacy concerns. Where this is not the case, Member States may implement a different type of capacity mechanism.
4.   Member States shall not introduce capacity mechanisms where both the European resource adequacy assessment and the national resource adequacy assessment, or in the absence of a national resource adequacy assessment, the European resource adequacy assessment have not identified a resource adequacy concern.
5.   Member States shall not introduce capacity mechanisms before the implementation plan as referred to in Article 20(3) has received an opinion by the Commission as referred to in Article 20(5).
6.   Where a Member State applies a capacity mechanism, it shall review that capacity mechanism and shall ensure that no new contracts are concluded under that mechanism where both the European resource adequacy assessment and the national resource adequacy assessment, or in the absence of a national resource adequacy assessment, the European resource adequacy assessment have not identified a resource adequacy concern or the implementation plan as referred to in Article 20(3) has not received an opinion by the Commission as referred to in Article 20(5).
7.   When designing capacity mechanisms Member States shall include a provision allowing for an efficient administrative phase-out of the capacity mechanism where no new contracts are concluded under paragraph 6 during three consecutive years.
8.   Capacity mechanisms shall be temporary. They shall be approved by the Commission for no longer than 10 years. They shall be phased out or the amount of the committed capacities shall be reduced on the basis of the implementation plans referred to in Article 20. Member States shall continue to apply the implementation plan after the introduction of the capacity mechanism.
Article 22
Design principles for capacity mechanisms
1.   Any capacity mechanism shall:
(a)
be temporary;
(b)
not create undue market distortions and not limit cross-zonal trade;
(c)
not go beyond what is necessary to address the adequacy concerns referred to in Article 20;
(d)
select capacity providers by means of a transparent, non-discriminatory and competitive process;
(e)
provide incentives for capacity providers to be available in times of expected system stress;
(f)
ensure that the remuneration is determined through the competitive process;
(g)
set out the technical conditions for the participation of capacity providers in advance of the selection process;
(h)
be open to participation of all resources that are capable of providing the required technical performance, including energy storage and demand side management;
(i)
apply appropriate penalties to capacity providers that are not available in times of system stress.
2.   The design of strategic reserves shall meet the following requirements:
(a)
where a capacity mechanism has been designed as a strategic reserve, the resources thereof are to be dispatched only if the transmission system operators are likely to exhaust their balancing resources to establish an equilibrium between demand and supply;
(b)
during imbalance settlement periods where resources in the strategic reserve are dispatched, imbalances in the market are to be settled at least at the value of lost load or at a higher value than the intraday technical price limit as referred in Article 10(1), whichever is higher;
(c)
the output of the strategic reserve following dispatch is to be attributed to balance responsible parties through the imbalance settlement mechanism;
(d)
the resources taking part in the strategic reserve are not to receive remuneration from the wholesale electricity markets or from the balancing markets;
(e)
the resources in the strategic reserve are to be held outside the market for at least the duration of the contractual period.
The requirement referred to in point (a) of the first subparagraph shall be without prejudice to the activation of resources before actual dispatch in order to respect the ramping constraints and operating requirements of the resources. The output of the strategic reserve during activation shall not be attributed to balance groups through wholesale markets and shall not change their imbalances.
3.   In addition to the requirements laid down in paragraph 1, capacity mechanisms other than strategic reserves shall:
(a)
be constructed so as to ensure that the price paid for availability automatically tends to zero when the level of capacity supplied is expected to be adequate to meet the level of capacity demanded;
(b)
remunerate the participating resources only for their availability and ensure that the remuneration does not affect decisions of the capacity provider on whether or not to generate;
(c)
ensure that capacity obligations are transferable between eligible capacity providers.
4.   Capacity mechanisms shall incorporate the following requirements regarding CO
2
 emission limits:
(a)
from 4 July 2019 at the latest, generation capacity that started commercial production on or after that date and that emits more than 550 g of CO
2
 of fossil fuel origin per kWh of electricity shall not be committed or to receive payments or commitments for future payments under a capacity mechanism;
(b)
from 1 July 2025 at the latest, generation capacity that started commercial production before 4 July 2019 and that emits more than 550 g of CO
2
 of fossil fuel origin per kWh of electricity and more than 350 kg CO
2
 of fossil fuel origin on average per year per installed kWe shall not be committed or receive payments or commitments for future payments under a capacity mechanism.
The emission limit of 550 g CO
2
 of fossil fuel origin per kWh of electricity and the limit of 350 kg CO
2
 of fossil fuel origin on average per year per installed kWe referred to in points (a) and (b) of the first subparagraph shall be calculated on the basis of the design efficiency of the generation unit meaning the net efficiency at nominal capacity under the relevant standards provided for by the International Organization for Standardization.
By 5 January 2020, ACER shall publish an opinion providing technical guidance related to the calculation of the values referred in the first subparagraph.
5.   Member States that apply capacity mechanisms on 4 July 2019 shall adapt their mechanisms to comply with Chapter 4 without prejudice to commitments or contracts concluded by 31 December 2019.
Article 23
European resource adequacy assessment
1.   The European resource adequacy assessment shall identify resource adequacy concerns by assessing the overall adequacy of the electricity system to supply current and projected demands for electricity at Union level, at the level of the Member States, and at the level of individual bidding zones, where relevant. The European resource adequacy assessment shall cover each year within a period of 10 years from the date of that assessment.
2.   The European resource adequacy assessment shall be conducted by the ENTSO for Electricity.
3.   By 5 January 2020, the ENTSO for Electricity shall submit to the Electricity Coordination Group set up under Article 1 of Commission Decision of 15 November 2012 
(
21
)
 and ACER a draft methodology for the European resource adequacy assessment based on the principles provided for in paragraph 5 of this Article.
4.   Transmission system operators shall provide the ENTSO for Electricity with the data it needs to carry out the European resource adequacy assessment.
The ENTSO for Electricity shall carry out the European resource adequacy assessment on an annual basis. Producers and other market participants shall provide transmission system operators with data regarding expected utilisation of the generation resources, taking into account the availability of primary resources and appropriate scenarios of projected demand and supply.
5.   The European resource adequacy assessment shall be based on a transparent methodology which shall ensure that the assessment:
(a)
is carried out on each bidding zone level covering at least all Member States;
(b)
is based on appropriate central reference scenarios of projected demand and supply including an economic assessment of the likelihood of retirement, mothballing, new-build of generation assets and measures to reach energy efficiency and electricity interconnection targets and appropriate sensitivities on extreme weather events, hydrological conditions, wholesale prices and carbon price developments;
(c)
contains separate scenarios reflecting the differing likelihoods of the occurrence of resource adequacy concerns which the different types of capacity mechanisms are designed to address;
(d)
appropriately takes account of the contribution of all resources including existing and future possibilities for generation, energy storage, sectoral integration, demand response, and import and export and their contribution to flexible system operation;
(e)
anticipates the likely impact of the measures referred in Article 20(3);
(f)
includes variants without existing or planned capacity mechanisms and, where applicable, variants with such mechanisms;
(g)
is based on a market model using the flow-based approach, where applicable;
(h)
applies probabilistic calculations;
(i)
applies a single modelling tool;
(j)
includes at least the following indicators referred to in Article 25:
—
‘expected energy not served’, and
—
‘loss of load expectation’;
(k)
identifies the sources of possible resource adequacy concerns, in particular whether it is a network constraint, a resource constraint, or both;
(l)
takes into account real network development;
(m)
ensures that the national characteristics of generation, demand flexibility and energy storage, the availability of primary resources and the level of interconnection are properly taken into consideration.
6.   By 5 January 2020, the ENTSO for Electricity shall submit to ACER a draft methodology for calculating:
(a)
the value of lost load;
(b)
the cost of new entry for generation, or demand response; and
(c)
the reliability standard referred to in Article 25.
The methodology shall be based on transparent, objective and verifiable criteria.
7.   The proposals under paragraphs 3 and 6 for the draft methodology, the scenarios, sensitivities and assumptions on which they are based, and the results of the European resource adequacy assessment under paragraph 4 shall be subject to the prior consultation of Member States, the Electricity Coordination Group and relevant stakeholders and approval by ACER under the procedure set out in Article 27.
Article 24
National resource adequacy assessments
1.   National resource adequacy assessments shall have a regional scope and shall be based on the methodology referred in Article 23(3) in particular in points (b) to (m) of Article 23(5).
National resource adequacy assessments shall contain the reference central scenarios as referred to in point (b) of Article 23(5).
National resource adequacy assessments may take into account additional sensitivities to those referred in point (b) of Article 23(5). In such cases, national resource adequacy assessments may:
(a)
make assumptions taking into account the particularities of national electricity demand and supply;
(b)
use tools and consistent recent data that are complementary to those used by the ENTSO for Electricity for the European resource adequacy assessment.
In addition, the national resource adequacy assessments, in assessing the contribution of capacity providers located in another Member State to the security of supply of the bidding zones that they cover, shall use the methodology as provided for in point (a) of Article 26(11).
2.   National resource adequacy assessments and, where applicable, the European resource adequacy assessment and the opinion of ACER pursuant to paragraph 3 shall be made publicly available.
3.   Where the national resource adequacy assessment identifies an adequacy concern with regard to a bidding zone that was not identified in the European resource adequacy assessment, the national resource adequacy assessment shall include the reasons for the divergence between the two resource adequacy assessments, including details of the sensitivities used and the underlying assumptions. Member States shall publish that assessment and submit it to ACER.
Within two months of the date of the receipt of the report, ACER shall provide an opinion on whether the differences between the national resource adequacy assessment and the European resource adequacy assessment are justified.
The body that is responsible for the national resource adequacy assessment shall take due account of ACER's opinion, and where necessary shall amend its assessment. Where it decides not to take ACER's opinion fully into account, the body that is responsible for the national resource adequacy assessment shall publish a report with detailed reasons.
Article 25
Reliability standard
1.   When applying capacity mechanisms Member States shall have a reliability standard in place. A reliability standard shall indicate the necessary level of security of supply of the Member State in a transparent manner. In the case of cross-border bidding zones, such reliability standards shall be established jointly by the relevant authorities.
2.   The reliability standard shall be set by the Member State or by a competent authority designated by the Member State, following a proposal by the regulatory authority. The reliability standard shall be based on the methodology set out in Article 23(6).
3.   The reliability standard shall be calculated using at least the value of lost load and the cost of new entry over a given timeframe and shall be expressed as ‘expected energy not served’ and ‘loss of load expectation’.
4.   When applying capacity mechanisms, the parameters determining the amount of capacity procured in the capacity mechanism shall be approved by the Member State or by a competent authority designated by the Member State, on the basis of a proposal of the regulatory authority.
Article 26
Cross-border participation in capacity mechanisms
1.   Capacity mechanisms other than strategic reserves and where technically feasible, strategic reserves shall be open to direct cross-border participation of capacity providers located in another Member State, subject to the conditions laid down in this Article.
2.   Member States shall ensure that foreign capacity capable of providing equivalent technical performance to domestic capacities has the opportunity to participate in the same competitive process as domestic capacity. In the case of capacity mechanisms in operation on 4 July 2019, Member States may allow interconnectors to participate directly in the same competitive process as foreign capacity for a maximum of four years from 4 July 2019 or two years after the date of approval of the methodologies referred to in paragraph 11, whichever is earlier.
Member States may require foreign capacity to be located in a Member State that has a direct network connection with the Member State applying the mechanism.
3.   Member States shall not prevent capacity which is located in their territory from participating in capacity mechanisms of other Member States.
4.   Cross-border participation in capacity mechanisms shall not change, alter or otherwise affect cross-zonal schedules or physical flows between Member States. Those schedules and flows shall be determined solely by the outcome of capacity allocation pursuant to Article 16.
5.   Capacity providers shall be able to participate in more than one capacity mechanism.
Where capacity providers participate in more than one capacity mechanism for the same delivery period, they shall participate up to the expected availability of interconnection and the likely concurrence of system stress between the system where the mechanism is applied and the system in which the foreign capacity is located, in accordance with the methodology referred to in point (a) of paragraph 11.
6.   Capacity providers shall be required to make non-availability payments where their capacity is not available.
Where capacity providers participate in more than one capacity mechanism for the same delivery period, they shall be required to make multiple non-availability payments where they are unable to fulfil multiple commitments.
7.   For the purposes of providing a recommendation to transmission system operators, regional coordination centres established pursuant to Article 35 shall calculate on an annual basis the maximum entry capacity available for the participation of foreign capacity. That calculation shall take into account the expected availability of interconnection and the likely concurrence of system stress in the system where the mechanism is applied and the system in which the foreign capacity is located. Such a calculation shall be required for each bidding zone border.
Transmission system operators shall set the maximum entry capacity available for the participation of foreign capacity based on the recommendation of the regional coordination centre on an annual basis.
8.   Member States shall ensure that the entry capacity referred to in paragraph 7 is allocated to eligible capacity providers in a transparent, non-discriminatory and market-based manner.
9.   Where capacity mechanisms allow for cross-border participation in two neighbouring Member States, any revenues arising through the allocation referred to in paragraph 8 shall accrue to the transmission system operators concerned and shall be shared between them in accordance with the methodology referred in point (b) of paragraph 11 of this Article or in accordance with a common methodology approved by both relevant regulatory authorities. If the neighbouring Member State does not apply a capacity mechanism or applies a capacity mechanism which is not open to cross-border participation, the share of revenues shall be approved by the competent national authority of the Member State in which the capacity mechanism is implemented after having sought the opinion of the regulatory authorities of the neighbouring Member States. Transmission system operators shall use such revenues for the purposes set out in Article 19(2).
10.   The transmission system operator where the foreign capacity is located shall:
(a)
establish whether interested capacity providers can provide the technical performance as required by the capacity mechanism in which the capacity provider intends to participate, and register that capacity provider as an eligible capacity provider in a registry set up for that purpose;
(b)
carry out availability checks;
(c)
notify the transmission system operator in the Member State applying the capacity mechanism of the information it acquires under points (a) and (b) of this subparagraph and the second subparagraph.
The relevant capacity provider shall notify the transmission system operator of its participation in a foreign capacity mechanism without delay.
11.   By 5 July 2020 the ENTSO for Electricity shall submit to ACER:
(a)
a methodology for calculating the maximum entry capacity for cross-border participation as referred to in paragraph 7;
(b)
a methodology for sharing the revenues referred to in paragraph 9;
(c)
common rules for the carrying out of availability checks referred to in point (b) of paragraph 10;
(d)
common rules for determining when a non-availability payment is due;
(e)
terms of the operation of the registry as referred to in point (a) of paragraph 10;
(f)
common rules for identifying capacity eligible to participate in the capacity mechanism as referred to in point (a) of paragraph 10.
The proposal shall be subject to prior consultation and approval by ACER in accordance with Article 27.
12.   The regulatory authorities concerned shall verify whether the capacities have been calculated in accordance with the methodology referred to in point (a) of paragraph 11.
13.   Regulatory authorities shall ensure that cross-border participation in capacity mechanisms is organised in an effective and non-discriminatory manner. They shall in particular provide for adequate administrative arrangements for the enforcement of non-availability payments across borders.
14.   The capacities allocated in accordance with paragraph 8 shall be transferable between eligible capacity providers. Eligible capacity providers shall notify the registry as referred to in point (a) of paragraph 10 of any such transfer.
15.   By 5 July 2021 the ENTSO for Electricity shall set up and operate the registry referred to in point (a) of paragraph 10. The registry shall be open to all eligible capacity providers, the systems implementing capacity mechanisms and their transmission system operators.
Article 27
Approval procedure
1.   Where reference is made to this Article, the procedure set out in paragraphs 2, 3 and 4 shall apply to the approval of proposals submitted by the ENTSO for Electricity.
2.   Before submitting a proposal, the ENTSO for Electricity shall carry out a consultation involving all relevant stakeholders, including regulatory authorities and other national authorities. It shall duly take the results of that consultation into consideration in its proposal.
3.   Within three months of the date of receipt of the proposal referred to in paragraph 1, ACER shall either approve or amend it. In the latter case, ACER shall consult the ENTSO for Electricity before approving the amended proposal. ACER shall publish the approved proposal on its website within three months of the date of receipt of the proposed documents.
4.   ACER may request changes to the approved proposal at any time. Within six months of the date of receipt of such a request, the ENTSO for Electricity shall submit a draft of the proposed changes to ACER. Within three months of the date of receipt of the draft, ACER shall amend or approve the changes and publish those changes on its website.
CHAPTER V
TRANSMISSION SYSTEM OPERATION
Article 28
European network of transmission system operators for electricity
1.   Transmission system operators shall cooperate at Union level through the ENTSO for Electricity, in order to promote the completion and functioning of the internal market for electricity and cross-zonal trade and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical evolution of the European electricity transmission network.
2.   In performing its functions under Union law, the ENTSO for Electricity shall act with a view to establishing a well-functioning and integrated internal market for electricity and shall contribute to the efficient and sustainable achievement of the objectives set out in the policy framework for climate and energy covering the period from 2020 to 2030, in particular by contributing to the efficient integration of electricity generated from renewable energy sources and to increases in energy efficiency while maintaining system security. The ENTSO for Electricity shall be equipped with adequate human and financial resources to carry out its duties.
Article 29
The ENTSO for Electricity
1.   The transmission system operators for electricity shall submit to the Commission and to ACER any draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure of the ENTSO for Electricity.
2.   Within two months of receipt of the draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure, ACER, after consulting the organisations representing all stakeholders, in particular the system users, including customers, shall provide an opinion to the Commission on these draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure.
3.   The Commission shall deliver an opinion on the draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedures taking into account ACER's opinion as provided for in paragraph 2 and within three months of receipt of ACER's opinion.
4.   Within three months of receipt of the Commission's favourable opinion, the transmission system operators shall adopt and publish the amended statutes or rules of procedure.
5.   The documents referred to in paragraph 1 shall be submitted to the Commission and to ACER where there are changes thereto or upon the reasoned request of either of them. The Commission and ACER shall deliver an opinion in accordance with paragraphs 2, 3 and 4.
Article 30
Tasks of the ENTSO for Electricity
1.   The ENTSO for Electricity shall:
(a)
develop network codes in the areas set out in Article 59(1) and (2) with a view to achieving the objectives set out in Article 28;
(b)
adopt and publish a non-binding Union-wide ten-year network development plan, (‘Union-wide network development plan’), biennially;
(c)
prepare and adopt proposals related to the European resource adequacy assessment pursuant to Article 23 and proposals for the technical specifications for cross-border participation in capacity mechanisms pursuant to Article 26(11);
(d)
adopt recommendations relating to the coordination of technical cooperation between Union and third-country transmission system operators;
(e)
adopt a framework for the cooperation and coordination between regional coordination centres;
(f)
adopt a proposal defining the system operation region in accordance with Article 36;
(g)
cooperate with distribution system operators and the EU DSO entity;
(h)
promote the digitalisation of transmission networks including deployment of smart grids, efficient real time data acquisition and intelligent metering systems;
(i)
adopt common network operation tools to ensure coordination of network operation in normal and emergency conditions, including a common incident classification scale, and research plans, including the deployment of those plans through an efficient research programme. Those tools shall specify inter alia:
(i)
the information, including appropriate day-ahead, intraday and real-time information, useful for improving operational coordination, as well as the optimal frequency for the collection and sharing of such information;
(ii)
the technological platform for the exchange of information in real time and where appropriate, the technological platforms for the collection, processing and transmission of the other information referred to in point (i), as well as for the implementation of the procedures capable of increasing operational coordination between transmission system operators with a view to such coordination becoming Union-wide;
(iii)
how transmission system operators make available the operational information to other transmission system operators or any entity duly mandated to support them to achieve operational coordination, and to ACER; and
(iv)
that transmission system operators designate a contact point in charge of answering inquiries from other transmission system operators or from any entity duly mandated as referred to in point (iii), or from ACER concerning such information;
(j)
adopt an annual work programme;
(k)
contribute to the establishment of interoperability requirements and non-discriminatory and transparent procedures for accessing data as provided for in Article 24 of Directive (EU) 2019/944;
(l)
adopt an annual report;
(m)
carry out and adopt seasonal adequacy assessments pursuant to Article 9(2) of Regulation (EU) 2019/941;
(n)
promote cyber security and data protection in cooperation with relevant authorities and regulated entities;
(o)
take into account the development of demand response in fulfilling its tasks.
2.   The ENTSO for Electricity shall report to ACER on shortcomings identified regarding the establishment and performance of regional coordination centres.
3.   The ENTSO for Electricity shall publish the minutes of its assembly meetings, board meetings and committee meetings and provide the public with regular information on its decision-making and activities.
4.   The annual work programme referred to in point (j) of paragraph 1 shall contain a list and description of the network codes to be prepared, a plan on coordination of operation of the network, and research and development activities, to be realised in that year, and an indicative calendar.
5.   The ENTSO for Electricity shall provide ACER with the information that ACER requires to fulfil its tasks pursuant to Article 32(1). In order to enable the ENTSO for Electricity to meet that requirement, transmission system operators shall provide the ENTSO for Electricity with the requisite information.
6.   Upon request of the Commission, the ENTSO for Electricity shall give its views to the Commission on the adoption of the guidelines as laid down in Article 61.
Article 31
Consultations
1.   While preparing the proposals pursuant to the tasks referred to in Article 30(1), the ENTSO for Electricity shall conduct an extensive consultation process. The consultation process shall be structured in a way to enable the accommodation of stakeholder comments before the final adoption of the proposal and in an open and transparent manner, involving all relevant stakeholders, and, in particular, the organisations representing such stakeholders, in accordance with the rules of procedure referred to in Article 29. That consultation shall also involve regulatory authorities and other national authorities, supply and generation undertakings, system users including customers, distribution system operators, including relevant industry associations, technical bodies and stakeholder platforms. It shall aim at identifying the views and proposals of all relevant parties during the decision-making process.
2.   All documents and minutes of meetings related to the consultations referred to in paragraph 1 shall be made public.
3.   Before adopting the proposals referred to in Article 30(1) the ENTSO for Electricity shall indicate how the observations received during the consultation have been taken into consideration. It shall provide reasons where observations have not been taken into account.
Article 32
Monitoring by ACER
1.   ACER shall monitor the execution of the tasks of the ENTSO for Electricity referred to in Article 30(1), (2) and (3) and report its findings to the Commission.
ACER shall monitor the implementation by the ENTSO for Electricity of network codes developed under Article 59. Where the ENTSO for Electricity has failed to implement such network codes, ACER shall request the ENTSO for Electricity to provide a duly reasoned explanation as to why it has failed to do so. ACER shall inform the Commission of that explanation and provide its opinion thereon.
ACER shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the guidelines adopted by the Commission as laid down in Article 58(1), and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration as well as on non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, and report to the Commission.
2.   The ENTSO for Electricity shall submit the draft Union-wide network development plan, the draft annual work programme, including the information regarding the consultation process, and the other documents referred to in Article 30(1) to ACER for its opinion.
Where it considers that the draft annual work programme or the draft Union-wide network development plan submitted by the ENTSO for Electricity does not contribute to non-discrimination, effective competition, the efficient functioning of the market or a sufficient level of cross-border interconnection open to third-party access, ACER shall provide a duly reasoned opinion as well as recommendations to the ENTSO for Electricity and to the Commission within two months of the submission.
Article 33
Costs
The costs related to the activities of the ENTSO for Electricity referred to in Articles 28 to 32 and 58 to 61 of this Regulation, and in Article 11 of Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
22
)
 shall be borne by the transmission system operators and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall approve those costs only if they are reasonable and appropriate.
Article 34
Regional cooperation of transmission system operators
1.   Transmission system operators shall establish regional cooperation within the ENTSO for Electricity to contribute to the activities referred to in Article 30(1), (2) and (3). In particular, they shall publish a regional investment plan biennially, and may take investment decisions based on that regional investment plan. The ENTSO for Electricity shall promote cooperation between transmission system operators at regional level ensuring interoperability, communication and monitoring of regional performance in those areas which have not yet been harmonised at Union level.
2.   Transmission system operators shall promote operational arrangements in order to ensure the optimum management of the network and shall promote the development of energy exchanges, the coordinated allocation of cross-border capacity through non-discriminatory market-based solutions, paying due attention to the specific merits of implicit auctions for short-term allocations, and the integration of balancing and reserve power mechanisms.
3.   For the purposes of achieving the goals set in paragraphs 1 and 2, the geographical area covered by each regional cooperation structure may be established by the Commission, taking into account existing regional cooperation structures. Each Member State may promote cooperation in more than one geographical area.
The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 68, supplementing this Regulation, establishing the geographical area covered by each regional cooperation structure. For that purpose, the Commission shall consult the regulatory authorities, ACER and the ENTSO for Electricity.
The delegated acts referred to in this paragraph shall be without prejudice to Article 36.
Article 35
Establishment and mission of regional coordination centres
1.   By 5 July 2020, all transmission system operators of a system operation region shall submit a proposal for the establishment of regional coordination centres to the regulatory authorities concerned in accordance with the criteria set out in this Chapter.
The regulatory authorities of the system operation region shall review and approve the proposal.
The proposal shall at least include the following elements:
(a)
the Member State of the prospective seat of the regional coordination centres and the participating transmission system operators;
(b)
the organisational, financial and operational arrangements necessary to ensure the efficient, secure and reliable operation of the interconnected transmission system;
(c)
an implementation plan for the entry into operation of the regional coordination centres;
(d)
the statutes and rules of procedure of the regional coordination centres;
(e)
a description of cooperative processes in accordance with Article 38;
(f)
a description of the arrangements concerning the liability of the regional coordination centres in accordance with Article 47;
(g)
where two regional coordination centres are maintained on a rotational basis in accordance with Article 36(2), a description of the arrangements to provide clear responsibilities to those regional coordination centres and procedures on the execution of their tasks.
2.   Following approval by regulatory authorities of the proposal in paragraph 1, the regional coordination centres shall replace the regional security coordinators established pursuant to the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009 and shall enter into operation by 1 July 2022.
3.   Regional coordination centres shall have a legal form referred to in Annex II to Directive (EU) 2017/1132 of the European Parliament and of the Council 
(
23
)
.
4.   In performing their tasks under Union law, regional coordination centres shall act independently of individual national interests and independently of the interests of transmission system operators.
5.   Regional coordination centres shall complement the role of transmission system operators by performing the tasks of regional relevance assigned to them in accordance with Article 37. Transmission system operators shall be responsible for managing electricity flows and ensuring a secure, reliable and efficient electricity system in accordance with point (d) of Article 40(1) of Directive (EU) 2019/944.
Article 36
Geographical scope of regional coordination centres
1.   By 5 January 2020 the ENTSO for Electricity shall submit to ACER a proposal specifying which transmission system operators, bidding zones, bidding zone borders, capacity calculation regions and outage coordination regions are covered by each of the system operation regions. The proposal shall take into account the grid topology, including the degree of interconnection and of interdependency of the electricity system in terms of flows and the size of the region which shall cover at least one capacity calculation region.
2.   The transmission system operators of a system operation region shall participate in the regional coordination centre established in that region. In exceptional circumstances, where the control area of a transmission system operator is part of various synchronous areas, the transmission system operator may participate in two regional coordination centres. For the bidding zone borders adjacent to system operation regions, the proposal in paragraph 1 shall specify how the coordination between regional coordination centres for those borders is to take place. For the Continental Europe synchronous area, where the activities of two regional coordination centres may overlap in a system operation region, the transmission system operators of that system operation region shall decide to either designate a single regional coordination centre in that region or that the two regional coordination centres carry out some or all of the tasks of regional relevance in the entire system operation region on a rotational basis while other tasks are carried out by a single designated regional coordination centre.
3.   Within three months of receipt of the proposal in paragraph 1, ACER shall either approve the proposal defining the system operation regions or propose amendments. In the latter case, ACER shall consult the ENTSO for Electricity before adopting the amendments. The adopted proposal shall be published on ACER's website.
4.   The relevant transmission system operators may submit a proposal to ACER for the amendment of system operation regions defined pursuant to paragraph 1. The process set out in paragraph 3 shall apply.
Article 37
Tasks of regional coordination centres
1.   Each regional coordination centre shall carry out at least all the following tasks of regional relevance in the entire system operation region where it is established:
(a)
carrying out the coordinated capacity calculation in accordance with the methodologies developed pursuant to the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009;
(b)
carrying out the coordinated security analysis in accordance with the methodologies developed pursuant to the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009;
(c)
creating common grid models in accordance with the methodologies and procedures developed pursuant to the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009;
(d)
supporting the consistency assessment of transmission system operators' defence plans and restoration plans in accordance with the procedure set out in the emergency and restoration network code adopted on the basis of Article 6(11) of Regulation (EC) No 714/2009;
(e)
carrying out regional week ahead to at least day-ahead system adequacy forecasts and preparation of risk reducing actions in accordance with the methodology set out in Article 8 of Regulation (EU) 2019/941 and the procedures set out in the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009;
(f)
carrying out regional outage planning coordination in accordance with the procedures and methodologies set out in the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009;
(g)
training and certification of staff working for regional coordination centres;
(h)
supporting the coordination and optimisation of regional restoration as requested by transmission system operators;
(i)
carrying out post-operation and post-disturbances analysis and reporting;
(j)
regional sizing of reserve capacity;
(k)
facilitating the regional procurement of balancing capacity;
(l)
supporting transmission system operators, at their request, in the optimisation of inter-transmission system operators settlements;
(m)
carrying out tasks related to the identification of regional electricity crisis scenarios if and to the extent they are delegated to the regional coordination centres pursuant to Article 6(1) of Regulation (EU) 2019/941;
(n)
carrying out tasks related to the seasonal adequacy assessments if and to the extent that they are delegated to the regional coordination centres pursuant to Article 9(2) of Regulation (EU) 2019/941;
(o)
calculating the value for the maximum entry capacity available for the participation of foreign capacity in capacity mechanisms for the purposes of issuing a recommendation pursuant to Article 26(7);
(p)
carrying out tasks related to supporting transmission system operators in the identification of needs for new transmission capacity, for upgrade of existing transmission capacity or their alternatives, to be submitted to the regional groups established pursuant to Regulation (EU) No 347/2013 and included in the ten-year network development plan referred to in Article 51 of Directive (EU) 2019/944.
The tasks referred to in the first subparagraph are set out in more detail in Annex I.
2.   On the basis of a proposal by the Commission or a Member State, the Committee established by Article 68 of Directive (EU) 2019/944 shall issue an opinion on the assignment of new advisory tasks to regional coordination centres. Where that Committee issues a favourable opinion on the assignment of new advisory tasks, the regional coordination centres shall carry out those tasks on the basis of a proposal developed by the ENTSO for Electricity and approved by ACER in accordance with the procedure set out in Article 27.
3.   Transmission system operators shall provide their regional coordination centres with the information necessary to carry out its tasks.
4.   Regional coordination centres shall provide transmission system operators of the system operation region with all information necessary to implement the coordinated actions and recommendations issued by regional coordination centres.
5.   For the tasks set out in this Article and not already covered by the relevant network codes or guidelines, the ENTSO for Electricity shall develop a proposal in accordance with the procedure set out in Article 27. Regional coordination centres shall carry out those tasks on the basis of the proposal following its approval by ACER.
Article 38
Cooperation within and between regional coordination centres
The day-to-day coordination within and between regional coordination centres shall be managed through cooperative processes among the transmission system operators of the region, including arrangements for coordination between regional coordination centres where relevant. The cooperative process shall be based on:
(a)
working arrangements to address planning and operational aspects relevant to the tasks referred to in Article 37;
(b)
a procedure for sharing analysis and consulting on regional coordination centres' proposals with the transmission system operators in the system operation region and relevant stakeholders and with other regional coordination centres, in an efficient and inclusive manner, in the exercise of the operational duties and tasks, in accordance with Article 40;
(c)
a procedure for the adoption of coordinated actions and recommendations in accordance with Article 42.
Article 39
Working arrangements
1.   Regional coordination centres shall develop working arrangements that are efficient, inclusive, transparent and facilitate consensus, in order to address planning and operational aspects related to the tasks to be carried out, taking into account, in particular, the specificities and requirements of those tasks as specified in Annex I. Regional coordination centres shall also develop a process for the revision of those working arrangements.
2.   Regional coordination centres shall ensure that the working arrangements referred to in paragraph 1 contain rules for the notification of parties concerned.
Article 40
Consultation procedure
1.   Regional coordination centres shall develop a procedure to organise, in the exercise of their daily operational duties and tasks, the appropriate and regular consultation of transmission system operators in the system operation region, other regional coordination centres and of relevant stakeholders. In order to ensure that regulatory issues can be addressed, regulatory authorities shall be involved when required.
2.   Regional coordination centres shall consult the Member States in the system operation region and, where there is a regional forum, their regional forums on matters of political relevance excluding the day-to-day activities of regional coordination centres and the implementation of their tasks. Regional coordination centres shall take due account of the recommendations of the Member States and where applicable, of their regional forums.
Article 41
Transparency
1.   Regional coordination centres shall develop a process for stakeholder involvement and shall organise regular meetings with stakeholders to discuss matters relating to the efficient, secure and reliable operation of the interconnected system and to identify shortcomings and propose improvements.
2.   The ENTSO for Electricity and regional coordination centres shall operate in full transparency towards stakeholders and the general public. They shall publish all relevant documentation on their respective websites.
Article 42
Adoption and review of coordinated actions and recommendations
1.   The transmission system operators in a system operation region shall develop a procedure for the adoption and revision of coordinated actions and recommendations issued by regional coordination centres in accordance with the criteria set out in paragraphs 2, 3, and 4.
2.   Regional coordination centres shall issue coordinated actions to the transmission system operators in respect of the tasks referred to in points (a) and (b) of Article 37(1). Transmission system operators shall implement the coordinated actions except where the implementation of the coordinated actions would result in a violation of the operational security limits defined by each transmission system operator in accordance with the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
Where a transmission system operator decides not to implement a coordinated action for the reasons set out in this paragraph, it shall transparently report the detailed reasons to the regional coordination centre and the transmission system operators of the system operation region without undue delay. In such cases, the regional coordination centre shall assess the impact of that decision on the other transmission system operators of the system operation region and may propose a different set of coordinated actions subject to the procedure set out in paragraph 1.
3.   Regional coordination centres shall issue recommendations to the transmission system operators in relation to the tasks listed in points (c) to (p) of Article 37(1) or assigned in accordance with Article 37(2).
Where a transmission system operator decides to deviate from a recommendation as referred to in paragraph 1, it shall submit a justification for its decision to regional coordination centres and to the other transmission system operators of the system operation region without undue delay.
4.   The review of coordinated actions or a recommendation shall be triggered at the request of one or more of the transmission system operators of the system operation region. Following the review of the coordinated action or recommendation, regional coordination centres shall confirm or modify the measure.
5.   Where a coordinated action is subject to review in accordance with paragraph 4 of this Article, the request for review shall not suspend the coordinated action except where the implementation of the coordinated action would result in a violation of the operational security limits defined by each individual transmission system operator in accordance with the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
6.   Upon the proposal of a Member State or the Commission and following consultation with the Committee established by Article 68 of Directive (EU) 2019/944, the Member States in a system operation region may jointly decide to grant the competence to issue coordinated actions to their regional coordination centre for one or more of the tasks provided for in points (c) to (p) of Article 37(1) of this Regulation.
Article 43
Management board of regional coordination centres
1.   In order to adopt measures related to their governance and to monitor their performance, the regional coordination centres shall establish a management board.
2.   The management board shall be composed of members representing all the transmission system operators that participate in the relevant regional coordination centre.
3.   The management board shall be responsible for:
(a)
drafting and endorsing the statutes and rules of procedure of regional coordination centres;
(b)
deciding upon and implementing the organisational structure;
(c)
preparing and endorsing the annual budget;
(d)
developing and endorsing the cooperative processes in accordance with Article 38.
4.   The competences of the management board shall exclude those that are related to the day-to-day activities of regional coordination centres and the performance of its tasks.
Article 44
Organisational structure
1.   The transmission system operators of a system operation region shall establish the organisational structure of regional coordination centres that supports the safety of their tasks.
Their organisational structure shall specify:
(a)
the powers, duties and responsibilities of the personnel;
(b)
the relationship and reporting lines between different parts and processes of the organisation.
2.   Regional coordination centres may establish regional desks to address sub-regional specificities or establish back-up regional coordination centres for the efficient and reliable exercise of their tasks where proven to be strictly necessary.
Article 45
Equipment and staff
Regional coordination centres shall be equipped with all human, technical, physical and financial resources necessary for fulfilling their obligations under this Regulation and carrying out their tasks independently and impartially.
Article 46
Monitoring and reporting
1.   Regional coordination centres shall establish a process for the continuous monitoring of at least:
(a)
their operational performance;
(b)
the coordinated actions and recommendations issued, the extent to which the coordinated actions and recommendations have been implemented by the transmission system operators and the outcome achieved;
(c)
the effectiveness and efficiency of each of the tasks for which they are responsible and, where applicable, the rotation of those tasks.
2.   Regional coordination centres shall account for their costs in a transparent manner and report them to ACER and to the regulatory authorities in the system operation region.
3.   Regional coordination centres shall submit an annual report on the outcome of the monitoring provided for in paragraph 1 and information on their performance to the ENTSO for Electricity, ACER, the regulatory authorities in the system operation region and the Electricity Coordination Group.
4.   Regional coordination centres shall report any shortcomings that they identify in the monitoring process under paragraph 1 to the ENTSO for Electricity, the regulatory authorities in the system operation region, ACER and the other competent authorities of Member States responsible for the prevention and management of crisis situations. On the basis of that report, the relevant regulatory authorities of the system operation region may propose measures to address the shortcomings to the regional coordination centres.
5.   Without prejudice to the need to protect security and the confidentiality of commercially sensitive information, regional coordination centres shall make public the reports referred to in paragraphs 3 and 4.
Article 47
Liability
In proposals for the establishment of regional coordination centres in accordance with Article 35, the transmission system operators in the system operation region shall include the necessary steps to cover liability related to the execution of regional coordination centres' tasks. The method employed to provide the cover shall take into account the legal status of regional coordination centres and the level of commercial insurance cover available.
Article 48
Ten-year network development plan
1.   The Union-wide network development plan referred to under point (b) of Article 30(1) shall include the modelling of the integrated network, scenario development and an assessment of the resilience of the system.
The Union-wide network development plan shall, in particular:
(a)
build on national investment plans, taking into account regional investment plans as referred to in Article 34(1) of this Regulation, and, if appropriate, Union aspects of network planning as set out in Regulation (EU) No 347/2013; it shall be subject to a cost-benefit analysis using the methodology established as set out in Article 11 of that Regulation;
(b)
regarding cross-border interconnections, also build on the reasonable needs of different system users and integrate long-term commitments from investors referred to in Articles 44 and 51 of Directive (EU) 2019/944; and
(c)
identify investment gaps, in particular with respect to cross-border capacities.
In regard to point (c) of the first subparagraph, a review of barriers to the increase of cross-border capacity of the network arising from different approval procedures or practices may be annexed to the Union–wide network development plan.
2.   ACER shall provide an opinion on the national ten-year network development plans to assess their consistency with the Union–wide network development plan. If ACER identifies inconsistencies between a national ten-year network development plan and the Union–wide network development plan, it shall recommend amending the national ten-year network development plan or the Union–wide network development plan as appropriate. If such a national ten-year network development plan is developed in accordance with Article 51 of Directive (EU) 2019/944, ACER shall recommend that the regulatory authority amend the national ten-year network development plan in accordance with Article 51(7) of that Directive and inform the Commission thereof.
Article 49
Inter-transmission system operator compensation mechanism
1.   Transmission system operators shall receive compensation for costs incurred as a result of hosting cross-border flows of electricity on their networks.
2.   The compensation referred to in paragraph 1 shall be paid by the operators of national transmission systems from which cross-border flows originate and the systems where those flows end.
3.   Compensation payments shall be made on a regular basis with regard to a given period in the past. Ex-post adjustments of compensation paid shall be made where necessary, to reflect costs actually incurred.
The first period for which compensation payments are to be made shall be determined in the guidelines referred to in Article 61.
4.   The Commission shall adopt delegated acts in accordance with Article 68, supplementing this Regulation, establishing the amounts of compensation payments payable.
5.   The magnitude of cross-border flows hosted and the magnitude of cross-border flows designated as originating or ending in national transmission systems shall be determined on the basis of the physical flows of electricity actually measured during a given period.
6.   The costs incurred as a result of hosting cross-border flows shall be established on the basis of the forward-looking long-run average incremental costs, taking into account losses, investment in new infrastructure, and an appropriate proportion of the cost of existing infrastructure, in so far as such infrastructure is used for the transmission of cross-border flows, in particular taking into account the need to guarantee security of supply. When establishing the costs incurred, recognised standard-costing methodologies shall be used. Benefits that a network incurs as a result of hosting cross-border flows shall be taken into account to reduce the compensation received.
7.   For the purpose of the inter-transmission system operator compensation mechanism only, where transmission networks of two or more Member States form part, in whole or in part, of a single control block, the control block as a whole shall be considered as forming part of the transmission network of one of the Member States concerned, in order to avoid flows within control blocks being considered as cross-border flows under point (b) of Article 2(2) and giving rise to compensation payments under paragraph 1 of this Article. The regulatory authorities of the Member States concerned may decide which of the Member States concerned shall be that of which the control block as a whole is to be considered to form part.
Article 50
Provision of information
1.   Transmission system operators shall put in place coordination and information exchange mechanisms to ensure the security of the networks in the context of congestion management.
2.   The safety, operational and planning standards used by transmission system operators shall be made public. The information published shall include a general scheme for the calculation of the total transfer capacity and the transmission reliability margin based upon the electrical and physical features of the network. Such schemes shall be subject to approval by the regulatory authorities.
3.   Transmission system operators shall publish estimates of available transfer capacity for each day, indicating any available transfer capacity already reserved. Those publications shall be made at specified intervals before the day of transport and shall include, in any event, week-ahead and month-ahead estimates, as well as a quantitative indication of the expected reliability of the available capacity.
4.   Transmission system operators shall publish relevant data on aggregated forecast and actual demand, on availability and actual use of generation and load assets, on availability and use of the networks and interconnections, on balancing power and reserve capacity and on the availability of flexibility. For the availability and actual use of small generation and load assets, aggregated estimate data may be used.
5.   The market participants concerned shall provide the transmission system operators with the relevant data.
6.   Generation undertakings which own or operate generation assets, where at least one generation asset has an installed capacity of at least 250 MW, or which have a portfolio comprising at least 400 MW of generation assets, shall keep at the disposal of the regulatory authority, the national competition authority and the Commission, for five years all hourly data per plant that is necessary to verify all operational dispatching decisions and the bidding behaviour at power exchanges, interconnection auctions, reserve markets and over-the-counter-markets. The per-plant and per hour information to be stored shall include, but shall not be limited to, data on available generation capacity and committed reserves, including allocation of those committed reserves on a per-plant level, at the times the bidding is carried out and when production takes place.
7.   Transmission system operators shall exchange regularly a set of sufficiently accurate network and load flow data in order to enable load flow calculations for each transmission system operator in its relevant area. The same set of data shall be made available to the regulatory authorities, and to the Commission and Member States upon request. The regulatory authorities, Member States and the Commission shall treat that set of data confidentially, and shall ensure that confidential treatment is also given by any consultant carrying out analytical work on their request, on the basis of those data.
Article 51
Certification of transmission system operators
1.   The Commission shall examine any notification of a decision on the certification of a transmission system operator as laid down in Article 52(6) of Directive (EU) 2019/944 as soon as it is received. Within two months of receipt of such notification, the Commission shall deliver its opinion to the relevant regulatory authority as to its compatibility with Article 43 and either Article 52(2) or Article 53 of Directive (EU) 2019/944.
When preparing the opinion referred to in the first subparagraph, the Commission may request ACER to provide its opinion on the regulatory authority's decision. In such a case, the two-month period referred to in the first subparagraph shall be extended by two further months.
In the absence of an opinion by the Commission within the periods referred to in the first and second subparagraphs, the Commission shall be considered not to raise objections to the regulatory authority's decision.
2.   Within two months of receipt of an opinion of the Commission, the regulatory authority shall adopt its final decision regarding the certification of the transmission system operator, taking the utmost account of that opinion. The regulatory authority's decision and the Commission's opinion shall be published together.
3.   At any time during the procedure, regulatory authorities or the Commission may request from a transmission system operator or an undertaking performing any of the functions of generation or supply any information relevant to the fulfilment of their tasks under this Article.
4.   Regulatory authorities and the Commission shall protect the confidentiality of commercially sensitive information.
5.   Where the Commission has received notification of the certification of a transmission system operator under Article 43(9) of Directive (EU) 2019/944, the Commission shall take a decision relating to certification. The regulatory authority shall comply with the Commission decision.
CHAPTER VI
DISTRIBUTION SYSTEM OPERATION
Article 52
European entity for distribution system operators
1.   Distribution system operators shall cooperate at Union level through the EU DSO entity, in order to promote the completion and functioning of the internal market for electricity, and to promote optimal management and a coordinated operation of distribution and transmission systems. Distribution system operators who wish to participate in the EU DSO entity shall have the right to become registered members of the entity.
Registered members may participate in the EU DSO entity directly or be represented by a national association designated by the Member State or by a Union-level association.
2.   Distribution system operators are entitled to associate themselves through the establishment of the EU DSO entity. The EU DSO entity shall carry out its tasks and procedures in accordance with Article 55. As an expert entity working for the common Union interest, the EU DSO entity shall neither represent particular interests nor seek to influence the decision-making process to promote specific interests.
3.   Members of the EU DSO entity shall be subject to registration and to the payment of a fair and proportionate membership fee that reflects the number of customers connected to the distribution system operator concerned.
Article 53
Establishment of the EU DSO entity
1.   The EU DSO entity shall consist of, at least, a general assembly, a board of directors, a strategic advisor group, expert groups and a secretary-general.
2.   By 5 July 2020, the distribution system operators shall submit to the Commission and to ACER, the draft statutes, in accordance with Article 54, including a code of conduct, a list of registered members, the draft rules of procedure, including the rules of procedures on the consultation with the ENTSO for Electricity and other stakeholders and the financing rules, of the EU DSO entity to be established.
The draft rules of procedure of the EU DSO entity shall ensure balanced representation of all participating distribution system operators.
3.   Within two months of receipt of the draft statutes, the list of members and the draft rules of procedure, ACER shall provide the Commission with its opinion, after consulting the organisations representing all stakeholders, in particular distribution system users.
4.   Within three months of receipt of ACER's opinion, the Commission shall deliver an opinion on the draft statutes, the list of members and the draft rules of procedure, taking into account ACER's opinion as provided for in paragraph 3.
5.   Within three months of receipt of the Commission's positive opinion, the distribution system operators shall establish the EU DSO entity and shall adopt and publish its statutes and rules of procedure.
6.   The documents referred to in paragraph 2 shall be submitted to the Commission and to ACER where there are changes thereto or upon the reasoned request of either of them. The Commission and ACER shall deliver an opinion in line with the process set out in paragraphs 2, 3 and 4.
7.   The costs related to the activities of the EU DSO entity shall be borne by the distribution system operators that are registered members and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall only approve costs that are reasonable and proportionate.
Article 54
Principal rules and procedures for the EU DSO entity
1.   The statutes of the EU DSO entity adopted in accordance with Article 53 shall safeguard the following principles:
(a)
participation in the work of the EU DSO entity is limited to registered members with the possibility of delegation within the membership;
(b)
strategic decisions regarding the activities of the EU DSO entity as well as policy guidelines for the board of directors are adopted by the general assembly;
(c)
decisions of the general assembly are adopted according with the following rules:
(i)
each member disposes of a number of votes proportional to the number of that member's customers;
(ii)
65 % of the votes attributed to the members are cast; and
(iii)
the decision is adopted by a majority of 55 % of the members;
(d)
decisions of the general assembly are rejected according with the following rules:
(i)
each member disposes of a number of votes proportional to the number of that member's customers;
(ii)
35 % of the votes attributed to the members are cast; and
(iii)
the decision is rejected by at least 25 % of the members;
(e)
the board of directors is elected by the general assembly for a mandate of a maximum of four years;
(f)
the board of directors nominates the President and the three Vice-Presidents from among the members of the board;
(g)
cooperation between transmission system operators and distribution system operators pursuant to Articles 56 and 57 is led by the board of directors;
(h)
decisions of the board of directors are adopted by an absolute majority;
(i)
on the basis of a proposal by the board of directors, the secretary general is appointed by the general assembly from among its members for a mandate of four years, renewable once;
(j)
on the basis of a proposal by the board of directors, Expert Groups are appointed by the general assembly and do not exceed 30 members, with the possibility of one-third of the members coming from outside the membership of EU DSO; in addition, one ‘country’ expert group shall be established and shall consist of one representative of distribution system operators from each Member State.
2.   Procedures adopted by the EU DSO entity shall safeguard the fair and proportionate treatment of its members and shall reflect the diverse geographical and economic structure of its membership. In particular, the procedures shall provide that:
(a)
the board of directors is composed of the President of the Board and 27 members' representatives, of which:
(i)
nine are representatives of members with more than 1 million grid users;
(ii)
nine are representatives of members with more than 100 000 and less than 1 million grid users; and
(iii)
nine are representatives of members with less than 100 000 grid users;
(b)
representatives of existing DSO associations are permitted to participate as observers at the meetings of the board of directors;
(c)
the board of directors are not permitted to consist of more than three representatives of members who are based in the same Member State or in the same industrial group;
(d)
each Vice-President of the Board is nominated among representatives of members in each category described in point (a);
(e)
representatives of members who are based in one Member State or the same industrial group do not constitute the majority of the participants in the Expert Group;
(f)
the board of directors establishes a Strategic Advisory group that provides its opinion to the board of directors and the Expert Groups and consists of representatives of the European DSO associations and representatives of those Member States which are not represented in the board of directors.
Article 55
Tasks of the EU DSO entity
1.   The tasks of the EU DSO entity shall be the following:
(a)
promoting operation and planning of distribution networks in coordination with the operation and planning of transmission networks;
(b)
facilitating the integration of renewable energy resources, distributed generation and other resources embedded in the distribution network such as energy storage;
(c)
facilitating demand side flexibility and response and distribution grid users' access to markets;
(d)
contributing to the digitalisation of distribution systems including deployment of smart grids and intelligent metering systems;
(e)
supporting the development of data management, cyber security and data protection in cooperation with relevant authorities and regulated entities;
(f)
participating in the development of network codes which are relevant to the operation and planning of distribution grids and the coordinated operation of the transmission networks and distribution networks pursuant to Article 59.
2.   In addition the EU DSO entity shall:
(a)
cooperate with the ENTSO for Electricity on the monitoring of implementation of the network codes and guidelines adopted pursuant to this Regulation which are relevant to the operation and planning of distribution grids and the coordinated operation of the transmission networks and distribution networks;
(b)
cooperate with the ENTSO for Electricity and adopt best practices on the coordinated operation and planning of transmission and distribution systems including issues such as exchange of data between operators and coordination of distributed energy resources;
(c)
work on identifying best practices on the areas identified in paragraph 1 and for the introduction of energy efficiency improvements in the distribution network;
(d)
adopt an annual work programme and an annual report;
(e)
operate in accordance with competition law and ensure neutrality.
Article 56
Consultations in the network code development process
1.   While participating in the development of new network codes pursuant to Article 59, the EU DSO entity shall conduct an extensive consultation process, at an early stage and in an open and transparent manner, involving all relevant stakeholders, and, in particular, organisations representing such stakeholders, in accordance with the rules of procedure on consultation referred to in Article 53. That consultation shall also involve regulatory authorities and other national authorities, supply and generation undertakings, system users including customers, technical bodies and stakeholder platforms. It shall aim at identifying the views and proposals of all relevant parties during the decision-making process.
2.   All documents and minutes of meetings related to the consultations referred to in paragraph 1 shall be made public.
3.   The EU DSO entity shall take into consideration the views provided during the consultations. Before adopting proposals for the network codes referred to in Article 59 the EU DSO entity shall indicate how it has taken the observations received during the consultation into consideration. It shall provide reasons where it has not taken such observations into account.
Article 57
Cooperation between distribution system operators and transmission system operators
1.   Distribution system operators and transmission system operators shall cooperate with each other in planning and operating their networks. In particular, distribution system operators and transmission system operators shall exchange all necessary information and data regarding, the performance of generation assets and demand side response, the daily operation of their networks and the long-term planning of network investments, with the view to ensure the cost-efficient, secure and reliable development and operation of their networks.
2.   Distribution system operators and transmission system operators shall cooperate with each other in order to achieve coordinated access to resources such as distributed generation, energy storage or demand response that may support particular needs of both the distribution system operators and the transmission system operators.
CHAPTER VII
NETWORK CODES AND GUIDELINES
Article 58
Adoption of network codes and guidelines
1.   The Commission may, subject to the empowerments in Articles 59, 60 and 61, adopt implementing or delegated acts. Such acts may either be adopted as network codes on the basis of text proposals developed by the ENTSO for Electricity, or, where so provided for in the priority list pursuant to Article 59(3), by the EU DSO entity, where relevant in cooperation with the ENTSO for Electricity, and ACER pursuant to the procedure in Article 59, or as guidelines pursuant to the procedure in Article 61.
2.   The network codes and guidelines shall:
(a)
ensure that they provide the minimum degree of harmonisation required to achieve the aims of this Regulation;
(b)
take into account regional specificities, where appropriate;
(c)
not go beyond what is necessary for the purposes of point (a); and
(d)
be without prejudice to the Member States' right to establish national network codes which do not affect cross-zonal trade.
Article 59
Establishment of network codes
1.   The Commission is empowered to adopt implementing acts in order to ensure uniform conditions for the implementation of this Regulation by establishing network codes in the following areas:
(a)
network security and reliability rules including rules for technical transmission reserve capacity for operational network security as well as interoperability rules implementing Articles 34 to 47 and Article 57 of this Regulation and Article 40 of Directive (EU) 2019/944, including rules on system states, remedial actions and operational security limits, voltage control and reactive power management, short-circuit current management, power flow management, contingency analysis and handling, protection equipment and schemes, data exchange, compliance, training, operational planning and security analysis, regional operational security coordination, outage coordination, availability plans of relevant assets, adequacy analysis, ancillary services, scheduling, and operational planning data environments;
(b)
capacity-allocation and congestion-management rules implementing Article 6 of Directive (EU) 2019/944 and Article 7 to 10, Articles 13 to 17 and Articles 35 to 37 of this Regulation, including rules on day-ahead, intraday and forward capacity calculation methodologies and processes, grid models, bidding zone configuration, redispatching and countertrading, trading algorithms, single day-ahead and intraday coupling, the firmness of allocated cross-zonal capacity, congestion income distribution, cross-zonal transmission risk hedging, nomination procedures, and capacity allocation and congestion management cost recovery;
(c)
rules implementing Articles 5, 6 and 17 in relation to trading related to technical and operational provision of network access services and system balancing, including rules on network-related reserve power, including functions and responsibilities, platforms for the exchange of balancing energy, gate closure times, requirements for standard and specific balancing products, procurement of balancing services, allocation of cross-zonal capacity for the exchange of balancing services or sharing of reserves, settlement of balancing energy, settlement of exchanges of energy between system operators, imbalance settlement and settlement of balancing capacity, load frequency control, frequency quality defining and target parameters, frequency containment reserves, frequency restoration reserves, replacement reserves, exchange and sharing of reserves, cross-border activation processes of reserves, time-control processes and transparency of information;
(d)
rules implementing Articles 36, 40 and 54 of Directive (EU) 2019/944 in relation to non-discriminatory, transparent provision of non-frequency ancillary services,, including rules on steady state voltage control, inertia, fast reactive current injection, inertia for grid stability, short circuit current, black-start capability and island operation capability;
(e)
rules implementing Article 57 of this Regulation and Articles 17, 31, 32, 36, 40 and 54 of Directive (EU) 2019/944 in relation to demand response, including rules on aggregation, energy storage, and demand curtailment rules.
Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 67(2).
2.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 68 supplementing this Regulation with regard to the establishment of network codes in the following areas:
(a)
network connection rules including rules on the connection of transmission-connected demand facilities, transmission-connected distribution facilities and distribution systems, connection of demand units used to provide demand response, requirements for grid connection of generators, requirements for high-voltage direct current grid connection, requirements for direct current-connected power park modules and remote-end high-voltage direct current converter stations, and operational notification procedures for grid connection;
(b)
data exchange, settlement and transparency rules, including in particular rules on transfer capacities for relevant time horizons, estimates and actual values on the allocation and use of transfer capacities, forecast and actual demand of facilities and aggregation thereof including unavailability of facilities, forecast and actual generation of generation units and aggregation thereof including unavailability of units, availability and use of networks, congestion management measures and balancing market data. Rules should include ways in which the information is published, the timing of publication, the entities responsible for handling;
(c)
third-party access rules;
(d)
operational emergency and restauration procedures in an emergency including system defence plans, restoration plans, market interactions, information exchange and communication and tools and facilities;
(e)
sector-specific rules for cyber security aspects of cross-border electricity flows, including rules on common minimum requirements, planning, monitoring, reporting and crisis management.
3.   The Commission shall, after consulting ACER, the ENTSO for Electricity, the EU DSO entity and the other relevant stakeholders, establish a priority list every three years, identifying the areas set out in paragraphs 1 and 2 to be included in the development of network codes.
If the subject matter of the network code is directly related to the operation of the distribution system and not primarily relevant to the transmission system, the Commission may require the EU DSO entity, in cooperation with the ENTSO for Electricity, to convene a drafting committee and submit a proposal for a network code to ACER.
4.   The Commission shall request ACER to submit to it within a reasonable period not exceeding six months of receipt of the Commission's request non-binding framework guidelines setting out clear and objective principles for the development of network codes relating to the areas identified in the priority list (framework guideline). The request of the Commission may include conditions which the framework guideline shall address. Each framework guideline shall contribute to market integration, non-discrimination, effective competition, and the efficient functioning of the market. Upon a reasoned request from ACER, the Commission may extend the period for submitting the guidelines.
5.   ACER shall consult the ENTSO for Electricity, the EU DSO entity, and the other relevant stakeholders in regard to the framework guideline, during a period of no less than two months, in an open and transparent manner.
6.   ACER shall submit a non-binding framework guideline to the Commission where requested to do so under paragraph 4.
7.   If the Commission considers that the framework guideline does not contribute to market integration, non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, it may request ACER to review the framework guideline within a reasonable period and resubmit it to the Commission.
8.   If ACER fails to submit or resubmit a framework guideline within the period set by the Commission under paragraph 4 or 7, the Commission shall develop the framework guideline in question.
9.   The Commission shall request the ENTSO for Electricity or, where provided for in the priority list referred to in paragraph 3, the EU DSO entity in cooperation with the ENTSO for Electricity, to submit a proposal for a network code in accordance with the relevant framework guideline, to ACER within a reasonable period, not exceeding 12 months, of receipt of the Commission's request.
10.   The ENTSO for Electricity, or where provided for in the priority list referred to in paragraph 3 the EU DSO entity, in cooperation with the ENTSO for Electricity, shall convene a drafting committee to support it in the network code development process. The drafting committee shall consist of representatives of ACER, the ENTSO for Electricity, where appropriate the EU DSO entity and NEMOs, and a limited number of the main affected stakeholders. The ENTSO for Electricity or where provided for in the priority list pursuant to paragraph 3 the EU DSO entity, in cooperation with the ENTSO for Electricity, shall develop proposals for network codes in the areas referred to in paragraphs 1 and 2 where so requested by the Commission in accordance with paragraph 9.
11.   ACER shall revise the proposed network code to ensure that the network code to be adopted complies with the relevant framework guidelines and contributes to market integration, non-discrimination, effective competition, and the efficient functioning of the market and, submit the revised network code to the Commission within six months of receipt of the proposal. In the proposal submitted to the Commission, ACER shall take into account the views provided by all involved parties during the drafting of the proposal led by the ENTSO for Electricity or the EU DSO entity and shall consult the relevant stakeholders on the version to be submitted to the Commission.
12.   Where the ENTSO for Electricity or the EU DSO entity have failed to develop a network code within the period set by the Commission under paragraph 9, the Commission may request ACER to prepare a draft network code on the basis of the relevant framework guideline. ACER may launch a further consultation in the course of preparing a draft network code under this paragraph. ACER shall submit a draft network code prepared under this paragraph to the Commission and may recommend that it be adopted.
13.   The Commission may adopt, on its own initiative, where the ENTSO for Electricity or the EU DSO entity have failed to develop a network code, or ACER has failed to develop a draft network code as referred to in paragraph 12, or upon the proposal of ACER under paragraph 11, one or more network codes in the areas listed in paragraphs 1 and 2.
14.   Where the Commission proposes to adopt a network code on its own initiative, the Commission shall consult ACER, the ENTSO for Electricity and all relevant stakeholders in regard to the draft network code during a period of no less than two months.
15.   This Article shall be without prejudice to the Commission's right to adopt and amend the guidelines as laid down in Article 61. It shall be without prejudice to the possibility for the ENTSO for Electricity to develop non-binding guidance in the areas set out in paragraphs 1 and 2 where such guidance does not relate to areas covered by a request addressed to the ENTSO for Electricity by the Commission. The ENTSO for Electricity shall submit any such guidance to ACER for an opinion and shall duly take that opinion into account.
Article 60
Amendments of network codes
1.   The Commission is empowered to amend the network codes within the areas listed in Article 59(1) and (2) in accordance with the relevant procedure set out in that Article. ACER may also propose amendments to the networks codes in accordance with paragraphs 2 and 3 of this Article.
2.   Persons who are likely to have an interest in any network code adopted under Article 59, including the ENTSO for Electricity, the EU DSO entity, regulatory authorities, transmission system operators, distribution system operators, system users and consumers, may propose draft amendments to that network code to ACER. ACER may also propose amendments on its own initiative.
3.   ACER may make reasoned proposals to the Commission for amendments, explaining how such proposals are consistent with the objectives of the network codes set out in Article 59(3) of this Regulation. Where it considers an amendment proposal to be admissible and where it proposes amendments on its own initiative, ACER shall consult all stakeholders in accordance with Article 14 of Regulation (EU) 2019/942.
Article 61
Guidelines
1.   The Commission is empowered to adopt binding guidelines in the areas listed in this Article.
2.   The Commission is empowered to adopt guidelines in the areas where such acts could also be developed under the network code procedure pursuant to Article 59(1) and (2). Those guidelines shall be adopted in the form of delegated or implementing acts, depending on the relevant empowerment provided for in this Regulation.
3.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 68 supplementing this Regulation by setting out guidelines relating to the inter-transmission system operator compensation mechanism. Those guidelines shall specify, in accordance with the principles set out in Articles 18 and 49:
(a)
details of the procedure for determining which transmission system operators are liable to pay compensation for cross-border flows including as regards the split between the operators of national transmission systems from which cross-border flows originate and the systems where those flows end, in accordance with Article 49(2);
(b)
details of the payment procedure to be followed, including the determination of the first period for which compensation is to be paid, in accordance with the second subparagraph of Article 49(3);
(c)
details of methodologies for determining the cross-border flows hosted for which compensation is to be paid under Article 49, in terms of both quantity and type of flows, and the designation of the magnitudes of such flows as originating or ending in transmission systems of individual Member States, in accordance with Article 49(5);
(d)
details of the methodology for determining the costs and benefits incurred as a result of hosting cross-border flows, in accordance with Article 49(6);
(e)
details of the treatment of electricity flows originating or ending in countries outside the European Economic Area in the context of the inter-transmission system operator compensation mechanism; and
(f)
arrangements for the participation of national systems which are interconnected through direct current lines, in accordance with Article 49.
4.   Where appropriate, the Commission may adopt implementing acts setting out guidelines providing the minimum degree of harmonisation required to achieve the aim of this Regulation. Those guidelines may specify:
(a)
details of rules for the trading of electricity implementing Article 6 of Directive (EU) 2019/944 and Articles 5 to 10, 13 to 17, 35, 36 and 37 of this Regulation;
(b)
details of investment incentive rules for interconnector capacity including locational signals implementing Article 19.
Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 67(2).
5.   The Commission may adopt implementing acts setting out guidelines on operational coordination between transmission system operators at Union level. Those guidelines shall be consistent with and build upon the network codes referred to in Article 59 and shall build upon the adopted specifications referred to in point (i) of Article 30(1). When adopting those guidelines, the Commission shall take into account differing regional and national operational requirements.
Those implementing acts shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 67(2).
6.   When adopting or amending guidelines, the Commission shall consult ACER, the ENTSO for Electricity, the EU DSO entity and, where relevant, other stakeholders.
Article 62
Right of Member States to provide for more detailed measures
This Regulation shall be without prejudice to the rights of Member States to maintain or introduce measures that contain more detailed provisions than those set out in this Regulation, in the guidelines referred to in Article 61 or in the network codes referred to in Article 59, provided that those measures are compatible with Union law.
CHAPTER VIII
FINAL PROVISIONS
Article 63
New interconnectors
1.   New direct current interconnectors may, upon request, be exempted, for a limited period, from Article 19(2) and (3) of this Regulation and from Articles 6 and 43, Article 59(7) and Article 60(1) of Directive (EU) 2019/944 provided that the following conditions are met:
(a)
the investment enhances competition in electricity supply;
(b)
the level of risk attached to the investment is such that the investment would not take place unless an exemption is granted;
(c)
the interconnector is owned by a natural or legal person which is separate, at least in terms of its legal form, from the system operators in whose systems that interconnector is to be built;
(d)
charges are levied on users of that interconnector;
(e)
since the partial market opening referred to in Article 19 of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council 
(
24
)
, no part of the capital or operating costs of the interconnector has been recovered from any component of charges made for the use of transmission or distribution systems linked by the interconnector; and
(f)
an exemption would not be to the detriment of competition or the effective functioning of the internal market for electricity, or the efficient functioning of the regulated system to which the interconnector is linked.
2.   Paragraph 1 shall also apply, in exceptional cases, to alternating current interconnectors provided that the costs and risks of the investment in question are particularly high when compared with the costs and risks normally incurred when connecting two neighbouring national transmission systems by an alternating current interconnector.
3.   Paragraph 1 shall also apply to significant increases of capacity in existing interconnectors.
4.   The decision granting an exemption as referred to in paragraphs 1, 2 and 3 shall be taken on a case-by-case basis by the regulatory authorities of the Member States concerned. An exemption may cover all or part of the capacity of the new interconnector, or of the existing interconnector with significantly increased capacity.
Within two months of receipt of the request for exemption by the last of the regulatory authorities concerned, ACER may provide those regulatory authorities with an opinion. The regulatory authorities may base their decision on that opinion.
In deciding to grant an exemption, regulatory authorities shall take into consideration, on a case-by-case basis, the need to impose conditions regarding the duration of the exemption and non-discriminatory access to the interconnector. When deciding on those conditions, regulatory authorities shall, in particular, take account of additional capacity to be built or the modification of existing capacity, the time-frame of the project and national circumstances.
Before granting an exemption, the regulatory authorities of the Member States concerned shall decide on the rules and mechanisms for management and allocation of capacity. Those congestion-management rules shall include the obligation to offer unused capacity on the market and users of the facility shall be entitled to trade their contracted capacities on the secondary market. In the assessment of the criteria referred to in points (a), (b) and (f) of paragraph 1, the results of the capacity-allocation procedure shall be taken into account.
Where all the regulatory authorities concerned have reached agreement on the exemption decision within six months of receipt of the request, they shall inform ACER of that decision.
The exemption decision, including any conditions referred to in the third subparagraph of this paragraph, shall be duly reasoned and published.
5.   The decision referred to in paragraph 4 shall be taken by ACER:
(a)
where the regulatory authorities concerned have not been able to reach an agreement within six months from the date on which the last of those regulatory authorities received the exemption request; or
(b)
upon a joint request from the regulatory authorities concerned.
Before taking such a decision, ACER shall consult the regulatory authorities concerned and the applicants.
6.   Notwithstanding paragraphs 4 and 5, Member States may provide for the regulatory authority or ACER, as the case may be, to submit, for a formal decision, to the relevant body in the Member State, its opinion on the request for an exemption. That opinion shall be published together with the decision.
7.   A copy of every request for exemption shall be transmitted for information without delay by the regulatory authorities to the Commission and ACER on receipt. The decision shall be notified, without delay, by the regulatory authorities concerned or by ACER (the notifying bodies), to the Commission, together with all the relevant information with respect to the decision. That information may be submitted to the Commission in aggregate form, enabling the Commission to reach a well-founded decision. In particular, the information shall contain:
(a)
the detailed reasons on the basis of which the exemption was granted or refused, including the financial information justifying the need for the exemption;
(b)
the analysis undertaken of the effect on competition and the effective functioning of the internal market for electricity resulting from the grant of the exemption;
(c)
the reasons for the time period and the share of the total capacity of the interconnector in question for which the exemption is granted; and
(d)
the result of the consultation of the regulatory authorities concerned.
8.   Within 50 working days of the day following that of receipt of the notification under paragraph 7, the Commission may take a decision requesting the notifying bodies to amend or withdraw the decision to grant an exemption. That period may be extended by an additional 50 working days where further information is requested by the Commission. The additional period shall begin on the day following receipt of the complete information. The initial period may also be extended by consent of both the Commission and the notifying bodies.
Where the requested information is not provided within the period set out in the Commission's request, the notification shall be deemed to be withdrawn unless, before the expiry of that period, either the period is extended by consent of both the Commission and the notifying bodies, or the notifying bodies, in a duly reasoned statement, inform the Commission that they consider the notification to be complete.
The notifying bodies shall comply with a Commission decision to amend or withdraw the exemption decision within one month of receipt and shall inform the Commission accordingly.
The Commission shall protect the confidentiality of commercially sensitive information.
The Commission's approval of an exemption decision shall expire two years after the date of its adoption in the event that construction of the interconnector has not started by that date, and five years after the date of its adoption if the interconnector has not become operational by that date, unless the Commission decides, on the basis of a reasoned request by the notifying bodies, that any delay is due to major obstacles beyond the control of the person to whom the exemption has been granted.
9.   Where the regulatory authorities of the Member States concerned decide to modify an exemption decision, they shall notify their decision to the Commission without delay, together with all the relevant information with respect to the decision. Paragraphs 1 to 8 shall apply to the decision to modify an exemption decision, taking into account the particularities of the existing exemption.
10.   The Commission may, on request or on its own initiative, reopen proceedings relating to an exemption request where:
(a)
taking due account of the legitimate expectations of the parties and of the economic balance achieved in the original exemption decision, there has been a material change in any of the facts on which the decision was based;
(b)
the undertakings concerned act contrary to their commitments; or
(c)
the decision was based on incomplete, incorrect or misleading information, which was provided by the parties.
11.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 68 supplementing this Regulation by specifying guidelines for the application of the conditions laid down in paragraph 1 of this Article and setting out the procedure to be followed for the application of paragraphs 4 and 7 to 10 of this Article.
Article 64
Derogations
1.   Member States may apply for derogations from the relevant provisions of Articles 3 and 6, Article 7(1), Article 8(1) and (4), Articles 9, 10 and 11, Articles 14 to 17, Articles 19 to 27, Articles 35 to 47 and Article 51 provided that:
(a)
the Member State can demonstrate that there are substantial problems for the operation of small isolated systems and small connected systems;
(b)
outermost regions within the meaning of Article 349 TFEU cannot be interconnected with the Union's energy market for evident physical reasons.
In the situation referred to in point (a) of the first subparagraph, the derogation shall be limited in time and shall subject to conditions aiming to increase competition and integration with the internal market for electricity.
In the situation referred to in point (b) of the first subparagraph, the derogation shall not be limited in time.
The Commission shall inform the Member States of those applications before adopting the decision, protecting the confidentiality of commercially sensitive information.
A derogation granted under this Article shall aim to ensure that it does not obstruct the transition towards renewable energy, increased flexibility, energy storage, electromobility and demand response.
In its decision granting a derogation the Commission shall set out to what extent the derogation is to take into account the application of the network codes and guidelines.
2.   Articles 3, 5 and 6, Article 7(1), points (c) and (g) of Article 7(2)) Articles 8 to 17, Article 18(5) and (6), Articles 19 and 20, Article 21(1), (2) and (4) to (8), point (c) of Article 22(1), points (b) and (c) of Article 22(2), the last subparagraph of Article 22 (2), Articles 23 to 27, Article 34(1), (2) and (3), Articles 35 to 47, Article 48(2) and Articles 49 and 51 shall not apply to Cyprus until its transmission system is connected to other Member States' transmission systems via interconnections.
If the transmission system of Cyprus is not connected to other Member States' transmission systems by means of interconnections by 1 January 2026, Cyprus shall assess the need for derogation from those provisions and may submit a request to prolong the derogation to the Commission. The Commission shall assess whether the application of the provisions risks causing substantial problems to the operation of the electricity system in Cyprus or whether their application in Cyprus is expected to provide benefits to the functioning of the market. On the basis of that assessment, the Commission shall issue a reasoned decision to prolong the derogation in full or in part. The decision shall be published in the 
Official Journal of the European Union
.
3.   This Regulation shall not affect the application of the derogations granted under Article 66 of Directive (EU) 2019/944.
4.   In relation to the attainment of the 2030 interconnection target, as stipulated under Regulation (EU) 2018/1999, the electricity link between Malta and Italy shall be duly taken into account.
Article 65
Provision of information and confidentiality
1.   Member States and the regulatory authorities shall, on request, provide the Commission with all the information necessary for the purposes of enforcing this Regulation.
The Commission shall set a reasonable time limit within which the information is to be provided, taking into account the complexity and urgency of the information required.
2.   If the Member State or the regulatory authority concerned does not provide the information referred to in paragraph 1 within the time limit referred to in paragraph 1 the Commission may request all the information necessary for the purpose of enforcing this Regulation directly from the undertakings concerned.
When sending a request for information to an undertaking, the Commission shall, at the same time, forward a copy of the request to the regulatory authorities of the Member State in whose territory the seat of the undertaking is situated.
3.   In its request for information under paragraph 1, the Commission shall state the legal basis of the request, the time limit within which the information is to be provided, the purpose of the request, and the penalties provided for in Article 66(2) for supplying incorrect, incomplete or misleading information.
4.   The owners of the undertakings or their representatives and, in the case of legal persons, the natural persons authorised to represent the undertaking by law or by their instrument of incorporation, shall supply the information requested. Where lawyers are authorised to supply the information on behalf of their client, the client shall remain fully responsible in the event that the information supplied is incomplete, incorrect or misleading.
5.   Where an undertaking does not provide the information requested within the time limit set by the Commission or supplies incomplete information, the Commission may by decision require the information to be provided. That decision shall specify what information is required and set an appropriate time limit within which it is to be supplied. It shall indicate the penalties provided for in Article 66(2). It shall also indicate the right to have the decision reviewed by the Court of Justice of the European Union.
The Commission shall, at the same time, send a copy of its decision to the regulatory authorities of the Member State within the territory of which the person is resident or the seat of the undertaking is situated.
6.   The information referred to in paragraphs 1 and 2 shall be used only for the purposes of enforcing this Regulation.
The Commission shall not disclose information acquired pursuant to this Regulation where that information is covered by the obligation of professional secrecy.
Article 66
Penalties
1.   Without prejudice to paragraph 2 of this Article, the Member States shall lay down the rules on penalties applicable to infringements of this Regulation, the network codes adopted pursuant to Article 59, and the guidelines adopted pursuant to Article 61 and shall take all measures necessary to ensure that they are implemented. The penalties provided for shall be effective, proportionate and dissuasive. Member States shall, without delay, notify the Commission of those rules and of those measures and shall notify it without delay of any subsequent amendment affecting them.
2.   The Commission may, by decision, impose on undertakings fines not exceeding 1 % of the total turnover in the preceding business year where, intentionally or negligently, those undertakings supply incorrect, incomplete or misleading information in response to a request made pursuant to Article 65(3) or fail to supply information within the time-limit set in a decision adopted pursuant to the first subparagraph of Article 65(5). In setting the amount of a fine, the Commission shall have regard to the gravity of the failure to comply with the requirements referred to in paragraph 1 of this Article.
3.   The penalties provided for pursuant to paragraph 1 and any decisions taken pursuant to paragraph 2 shall not be of a criminal law nature.
Article 67
Committee procedure
1.   The Commission shall be assisted by the committee set up by Article 68 of Directive (EU) 2019/944. That committee shall be a committee within the meaning of Regulation (EU) No 182/2011.
2.   Where reference is made to this paragraph, Article 5 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
Article 68
Exercise of the delegation
1.   The power to adopt delegated acts is conferred on the Commission subject to the conditions laid down in this Article.
2.   The power to adopt delegated acts referred to in Article 34(3), Article 49(4), Article 59(2), Article 61(2) and Article 63(11) shall be conferred on the Commission until 31 December 2028. The Commission shall draw up a report in respect of the delegation of power not later than nine months before the end of that period and, if applicable, before the end of subsequent periods. The delegation of power shall be tacitly extended for periods of eight years, unless the European Parliament or the Council opposes such extension not later than three months before the end of each period.
3.   The delegation of power referred to in Article 34(3), Article 49(4), Article 59(2), Article 61(2) and Article 63(11) may be revoked at any time by the European Parliament or by the Council. A decision to revoke shall put an end to the delegation of power specified in that decision. It shall take effect on the day following the publication of the decision in the 
Official Journal of the European Union
 or at a later date specified therein. It shall not affect the validity of any delegated act already in force.
4.   Before adopting a delegated act, the Commission shall consult experts designated by each Member State in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making.
5.   As soon as it adopts a delegated act, the Commission shall notify it simultaneously to the European Parliament and to the Council.
6.   A delegated act adopted pursuant to Article 34(3), Article 49(4), Article 59(2), Article 61(2) and Article 63(11) shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or by the Council within a period of two months of notification of that act to the European Parliament and the Council or if, before the expiry of that period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not object. That period shall be extended by two months at the initiative of the European Parliament or of the Council.
Article 69
Commission reviews and reports
1.   By 1 July 2025, the Commission shall review the existing network codes and guidelines in order to assess which of their provisions could be appropriately incorporated into legislative acts of the Union concerning the internal electricity market and how the empowerments for network codes and guidelines laid down in Articles 59 and 61 could be revised.
The Commission shall submit a detailed report of its assessment to the European Parliament and to the Council by the same date.
By 31 December 2026, the Commission shall, where appropriate, submit legislative proposals on the basis of its assessment.
2.   By 31 December 2030 the Commission shall review this Regulation and shall submit a report to the European Parliament and to the Council on the basis of that review, accompanied by a legislative proposal where appropriate.
Article 70
Repeal
Regulation (EC) No 714/2009 is repealed. References to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table set out in Annex III.
Article 71
Entry into force
1.   This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
2.   It shall apply from 1 January 2020.
Notwithstanding the first subparagraph, Articles 14, 15, 22(4), 23(3) and (6), 35, 36 and 62 shall apply from the date of entry into force of this Regulation. For the purpose of implementing Article 14(7) and Article 15(2), Article 16 shall apply from that date.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 5 June 2019.
For the European Parliament
The President
A. TAJANI
For the Council
The President
G. CIAMBA
(
1
)
  
            
OJ C 288, 31.8.2017, p. 91
.
(
2
)
  
            
OJ C 342, 12.10.2017, p. 79
.
(
3
)
  Position of the European Parliament of 26 March 2019 (not yet published in the Official Journal) and Decision of the Council of 22 May 2019.
(
4
)
  Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 15
).
(
5
)
  Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing (
OJ L 312, 28.11.2017, p. 6
).
(
6
)
  Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (see page 125 of this Official Journal).
(
7
)
  Commission Regulation (EU) 2015/1222 of 24 July 2015 establishing a guideline on capacity allocation and congestion management (
OJ L 197, 25.7.2015, p. 24
).
(
8
)
  Commission Regulation (EU) 2016/1719 of 26 September 2016 establishing a guideline on forward capacity allocation (
OJ L 259, 27.9.2016, p. 42
).
(
9
)
  Commission Regulation (EU) 2016/631 of 14 April 2016 establishing a network code on requirements for grid connection of generators (
OJ L 112, 27.4.2016, p. 1
).
(
10
)
  Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (see page 22 of this Official Journal).
(
11
)
  Regulation (EU) 2019/941 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on risk-preparedness in the electricity sector and repealing Directive 2005/89/EC (see page 1 of this Official Journal).
(
12
)
  Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (
OJ L 220, 25.8.2017, p. 1
).
(
13
)
  Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity (
OJ L 176, 15.7.2003, p. 1
).
(
14
)
  
            
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1
.
(
15
)
  Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council of 16 February 2011 laying down the rules and general principles concerning mechanisms for control by Member States of the Commission's exercise of implementing powers (
OJ L 55, 28.2.2011, p. 13
).
(
16
)
  Directive 2012/27/EU of the European Parliament and of the Council of 25 October 2012 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC (
OJ L 315, 14.11.2012, p. 1
).
(
17
)
  Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency (
OJ L 326, 8.12.2011, p. 1
).
(
18
)
  Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion of the use of energy from renewable sources (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 82
).
(
19
)
  Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 1
).
(
20
)
  Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC (
OJ L 140, 5.6.2009, p. 16
).
(
21
)
  Commission Decision of 15 November 2012 setting up the Electricity Coordination Group (
OJ C 353, 17.11.2012, p. 2
).
(
22
)
  Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulations (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009 (
OJ L 115, 25.4.2013, p. 39
).
(
23
)
  Directive (EU) 2017/1132 of the European Parliament and of the Council of 14 June 2017 relating to certain aspects of company law (
OJ L 169, 30.6.2017, p. 46
).
(
24
)
  Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity (
OJ L 27, 30.1.1997, p. 20
).
ANNEX I
TASKS OF REGIONAL COORDINATION CENTRES
1.   Coordinated capacity calculation
1.1
Regional coordination centres shall carry out the coordinated calculation of cross-zonal capacities.
1.2
Coordinated capacity calculation shall be performed for the day-ahead and intraday timeframes.
1.3
Coordinated capacity calculation shall be performed on the basis of the methodologies developed pursuant to the guideline on capacity allocation and congestion management adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
1.4
Coordinated capacity calculation shall be performed based on a common grid model in accordance with point 3.
1.5
Coordinated capacity calculation shall ensure an efficient congestion management in accordance with the principles of congestion management defined in this Regulation.
2.   Coordinated security analysis
2.1
Regional coordination centres shall carry out a coordinated security analysis aiming to ensure secure system operation.
2.2
Security analysis shall be performed for all operational planning timeframes, between the year-ahead and intraday timeframes, using the common grid models.
2.3
Coordinated security analysis shall be performed on the basis of the methodologies developed pursuant to the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
2.4
Regional coordination centres shall share the results of the coordinated security analysis with at least the transmission system operators in the system operation region.
2.5
When as a result of the coordinated security analysis a regional coordination centre detects a possible constraint, it shall design remedial actions maximising effectiveness and economic efficiency.
3.   Creation of common grid models
3.1
Regional coordination centres shall set up efficient processes for the creation of a common grid model for each operational planning timeframe between the year-ahead and intraday timeframes.
3.2
Transmission system operators shall appoint one regional coordination centre to build the Union-wide common grid models.
3.3
Common grid models shall be performed in accordance with the methodologies developed pursuant to the system operation guideline and the capacity allocation and congestion management guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009.
3.4
Common grid models shall include relevant data for efficient operational planning and capacity calculation in all operational planning timeframes between the year-ahead and intraday timeframes.
3.5
Common grid models shall be made available to all regional coordination centres, transmission system operators, ENTSO for Electricity and, upon request, to ACER.
4.   Support for transmission system operators' defence and restoration plans with regard to the consistency assessment
4.1
Regional coordination centres shall support the transmission system operators in the system operation region in carrying out the consistency assessment of transmission system operators' defence plans and restoration plans pursuant to the procedures set out in the network code on electricity emergency and restoration adopted on the basis of Article 6(11) of Regulation (EC) No 714/2009.
4.2
All transmission system operators shall agree on a threshold above which the impact of actions of one or more transmission system operators in the emergency, blackout or restoration states is considered significant for other transmission system operators synchronously or non-synchronously interconnected.
4.3
In providing support to the transmission system operators, the regional coordination centre shall:
(a)
identify potential incompatibilities;
(b)
propose mitigation actions.
4.4
Transmission system operators shall assess and take into account the proposed mitigation actions.
5.   Support the coordination and optimisation of regional restoration
5.1
Each relevant regional coordination centre shall support the transmission system operators appointed as frequency leaders and the resynchronisation leaders pursuant to the network code on emergency and restoration adopted on the basis of Article 6(11) of Regulation (EC) No 714/2009 to improve the efficiency and effectiveness of system restoration. The transmission system operators in the system operation region shall establish the role of the regional coordination centre relating to the support to the coordination and optimisation of regional restoration.
5.2
Transmission system operators may request assistance from regional coordination centres if their system is in a blackout or restoration state.
5.3
Regional coordination centres shall be equipped with the close to real time supervisory control and data acquisition systems with the observability defined by applying the threshold referred to in point 4.2.
6.   Post-operation and post-disturbances analysis and reporting
6.1
Regional coordination centres shall investigate and prepare a report on any incident above the threshold referred to in point 4.2. The regulatory authorities in the system operation region and ACER may be involved in the investigation upon their request. The report shall contain recommendations aiming to prevent similar incidents in future.
6.2
Regional coordination centres shall publish the report. ACER may issue recommendations aiming to prevent similar incidents in future.
7.   Regional sizing of reserve capacity
7.1
Regional coordination centres shall calculate the reserve capacity requirements for the system operation region. The determination of reserve capacity requirements shall:
(a)
pursue the general objective to maintain operational security in the most cost effective manner;
(b)
be performed at the day-ahead or intraday timeframe, or both;
(c)
calculate the overall amount of required reserve capacity for the system operation region;
(d)
determine minimum reserve capacity requirements for each type of reserve capacity;
(e)
take into account possible substitutions between different types of reserve capacity with the aim to minimise the costs of procurement;
(f)
set out the necessary requirements for the geographical distribution of required reserve capacity, if any.
8.   Facilitation of the regional procurement of balancing capacity
8.1
Regional coordination centres shall support the transmission system operators in the system operation region in determining the amount of balancing capacity that needs to be procured. The determination of the amount of balancing capacity shall:
(a)
be performed at the day-ahead or intraday timeframe, or both;
(b)
take into account possible substitutions between different types of reserve capacity with the aim to minimise the costs of procurement;
(c)
take into account the volumes of required reserve capacity that are expected to be provided by balancing energy bids, which are not submitted based on a contract for balancing capacity.
8.2
Regional coordination centres shall support the transmission system operators of the system operation region in procuring the required amount of balancing capacity determined in accordance with point 8.1. The procurement of balancing capacity shall:
(a)
be performed at the day-ahead or intraday timeframe, or both;
(b)
take into account possible substitutions between different types of reserve capacity with the aim to minimise the costs of procurement.
9.   Week-ahead to at least day-ahead regional system adequacy assessments and preparation of risk reducing actions
9.1
Regional coordination centres shall carry out week-ahead to at least day-ahead regional adequacy assessments in accordance with the procedures set out in Regulation (EU) 2017/1485 and on the basis of the methodology developed pursuant Article 8 of Regulation (EU) 2019/941.
9.2
Regional coordination centres shall base the short-term regional adequacy assessments on the information provided by the transmission system operators of system operation region with the aim of detecting situations where a lack of adequacy is expected in any of the control areas or at regional level. Regional coordination centres shall take into account possible cross-zonal exchanges and operational security limits in all relevant operational planning timeframes.
9.3
When performing a regional system adequacy assessment, each regional coordination centre shall coordinate with other regional coordination centres to:
(a)
verify the underlying assumptions and forecasts;
(b)
detect possible cross-regional lack of adequacy situations.
9.4
Each regional coordination centre shall deliver the results of the regional system adequacy assessments together with the actions it proposes to reduce risks of lack of adequacy to the transmission system operators in the system operation region and to other regional coordination centres.
10.   Regional outage planning coordination
10.1
Each Regional coordination centre shall carry out regional outage coordination in accordance with the procedures set out in the system operation guideline adopted on the basis of Article 18(5) of Regulation (EC) No 714/2009 in order to monitor the availability status of the relevant assets and coordinate their availability plans to ensure the operational security of the transmission system, while maximising the capacity of the interconnectors and the transmission systems affecting cross-zonal flows.
10.2
Each Regional coordination centre shall maintain a single list of relevant grid elements, power generating modules and demand facilities of the system operation region and make it available on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
10.3
Each Regional coordination centre shall carry out the following activities related to outage coordination in the system operation region:
(a)
assess outage planning compatibility using all transmission system operators' year-ahead availability plans;
(b)
provide the transmission system operators in the system operation region with a list of detected planning incompatibilities and the solutions it proposes to solve the incompatibilities.
11.   Optimisation of inter-transmission system operator compensation mechanisms
11.1
The transmission system operators in the system operation region may jointly decide to receive support from the regional coordination centre in administering the financial flows related to settlements between transmission system operators involving more than two transmission system operators, such as redispatching costs, congestion income, unintentional deviations or reserve procurement costs.
12.   Training and certification of staff working for regional coordination centres
12.1
Regional coordination centres shall prepare and carry out training and certification programmes focusing on regional system operation for the personnel working for regional coordination centres.
12.2
The training programs shall cover all the relevant components of system operation, where the regional coordination centre performs tasks including scenarios of regional crisis.
13.   Identification of regional electricity crisis scenarios
13.1
If the ENTSO for Electricity delegates this function, regional coordination centres shall identify regional electricity crisis scenarios in accordance with the criteria set out in Article 6(1) of Regulation (EU) 2019/941.
The identification of regional electricity crisis scenarios shall be performed in accordance with the methodology set out in Article 5 of Regulation (EU) 2019/941.
13.2
Regional coordination centres shall support the competent authorities of each system operation region upon their request in the preparation and carrying out of biennial crisis simulation in accordance with Article 12(3) of Regulation (EU) 2019/941.
14.   Identification of needs for new transmission capacity, for upgrade of existing transmission capacity or their alternatives
14.1
Regional coordination centres shall support transmission system operators in the identification of needs for new transmission capacity, for an upgrade of existing transmission capacity or for their alternatives, to be submitted to the regional groups established pursuant to Regulation (EU) No 347/2013 and to be included in the ten-year network development plan referred to in Article 51 of Directive (EU) 2019/944.
15.   Calculation of the maximum entry capacity available for the participation of foreign capacity in capacity mechanisms
15.1
Regional coordination centres shall support transmission system operator in calculating the maximum entry capacity available for the participation of foreign capacity in capacity mechanisms taking into account the expected availability of interconnection and the likely concurrence of system stress between the system where the mechanism is applied and the system in which the foreign capacity is located.
15.2
The calculation shall be performed in accordance with the methodology set out in point (a) of Article 26(11).
15.3
Regional coordination centres shall provide a calculation for each bidding zone border covered by the system operation region.
16.   Preparation of seasonal adequacy assessments
16.1
If the ENTSO for Electricity delegates this function pursuant to Article 9 of Regulation (EU) 2019/941, regional coordination centres shall carry out regional seasonal adequacy assessments.
16.2
The preparation of seasonal adequacy assessments shall be carried out on the basis of the methodology developed pursuant to Article 8 of Regulation (EU) 2019/941.
ANNEX II
REPEALED REGULATION WITH LIST OF THE SUCCESSIVE AMENDMENTS THERETO
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulations (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009 (
OJ L 115, 25.4.2013, p. 39
)
Point (a) of Article 8(3)
Point (a) of Article 8(10)
Article 11
Article 18(4a)
Article 23(3)
Commission Regulation (EU) No 543/2013 of 14 June 2013 on submission and publication of data in electricity markets and amending Annex I to Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 163, 15.6.2013, p. 1
)
Points 5.5 to 5.9 of Annex I
ANNEX III
CORRELATION TABLE
Regulation (EC) No 714/2009
This Regulation
—
Article 1(a)
—
Article 1(b)
Article 1(a)
Article 1(c)
Article 1(b)
Article 1(d)
Article 2(1)
Article 2(1)
Article 2(2)(a)
Article 2(2)
Article 2(2)(b)
Article 2(3)
Article 2(2)(c)
Article 2(4)
Article 2(2)(d)
—
Article 2(2)(e)
—
Article 2(2)(f)
—
Article 2(2)(g)
Article 2 (5)
—
Article 2 (6) to (71)
—
Article 3
—
Article 4
—
Article 5
—
Article 6
—
Article 7
—
Article 8
—
Article 9
—
Article 10
—
Article 11
—
Article 12
—
Article 13
—
Article 14
—
Article 15
Article 16(1) to (3)
Article 16(1) to (4)
—
Article 16(5) to (8)
Article 16(4) to (5)
Article 16(9) to (11)
—
Article 16(12) and (13)
—
Article 17
Article 14(1)
Article 18(1)
—
Article 18(2)
Article 14(2) to (5)
Article 18(3) to (6)
—
Article 18(7) to (11)
—
Article 19(1)
Article 16(6)
Article 19(2) and (3)
—
Article 19(4) and (5)
—
Article 20
—
Article 21
—
Article 22
Article 8(4)
Article 23(1)
—
Article 23(2) to (7)
—
Article 25
—
Article 26
—
Article 27
Article 4
Article 28(1)
—
Article 28(2)
Article 5
Article 29 (1) to (4)
—
Article 29(5)
Article 8(2) (first sentence)
Article 30(1)(a)
Article 8(3)(b)
Article 30(1)(b)
—
Article 30(1)(c)
Article 8(3)(c)
Article 30 (1)(d)
—
Article 30 (1)(e) and (f)
Article 30(1) (g) and (h)
Article 8 (3)(a)
Article 30(1)(i)
Article 8(3)(d)
Article 30(1)(j)
Article 30(1)(k)
Article 8(3)(e)
Article 30(1)(l)
Article 30(1)(m) to (o)
—
Article 30(2) and (3)
Article 8(5)
Article 30(4)
Article 8(9)
Article 30(5)
Article 10
Article 31
Article 9
Article 32
Article 11
Article 33
Article 12
Article 34
—
Article 35
—
Article 36
—
Article 37
—
Article 38
—
Article 39
—
Article 40
Article 41
—
Article 42
—
Article 43
—
Article 44
—
Article 45
—
Article 46
—
Article 47
Article 8(10)
Article 48
Article 13
Article 49
Article 2(2) (final subparagraph)
Article 49(7)
Article 15
Article 50(1) to (6)
Annex I point 5.10
Article 50(7)
Article 3
Article 51
—
Article 52
—
Article 53
Article 54
—
Article 55
—
Article 56
—
Article 57
—
Article 58
Article 8(6)
Article 59(1)(a), (b) and (c)
—
Article 59(1)(d) and (e)
Article 59(2)
Article 6(1)
Article 59(3)
Article 6(2)
Article 59(4)
Article 6(3)
Article 59(5)
—
Article 59(6)
Article 6(4)
Article 59(7)
Article 6(5)
Article 59(8)
Article 6(6)
Article 59(9)
Article 8(1)
Article 59(10)
Article 6(7)
—
Article 6(8)
—
Article 6(9) and (10)
Article 59(11) and (12)
Article 6(11)
Article 59(13) and (14)
Article 6 (12)
Article 59(15)
Article 8(2)
Article 59(15)
—
Article 60(1)
Article 7(1)
Article 60(2)
Article 7(2)
Article 60(3)
Article 7(3)
—
Article 7(4)
—
—
Article 61(1)
—
Article 61(2)
Article 18(1)
Article 61(3)
Article 18(2)
—
Article 18(3)
Article 61(4)
Article 18(4)
—
Article 18(4a)
Article 61(5)
Article 18(5)
Article 61(5) and (6)
Article 19
—
Article 21
Article 62
Article 17
Article 63
—
Article 64
Article 20
Article 65
Article 22
Article 66
Article 23
Article 67
Article 24
—
—
Article 68
—
Article 69
Article 25
Article 70
Article 26
Article 71

Summary:
Internal market for electricity
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2019/943 on the internal market for electricity
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
Regulation (EU) 2019/943, as amended by Regulation (EU) 
2024/1747
, lays out a basis for achieving the energy union and climate neutrality goals by 2050 in the 
European Union
 (EU) by:
promoting efficiency, renewable energy and decarbonisation;
setting principles for integrated electricity markets, which allow all resource providers and electricity customers non-discriminatory market access and enable the development of forward electricity markets to allow suppliers and consumers to hedge or protect themselves against the risk of future volatility in electricity prices;
encouraging competition, security of supply and flexible non-fossil solutions;
establishing fair rules for cross-border electricity exchanges and pricing;
supporting transparent wholesale markets for reliable electricity supply;
encouraging long-term investment in renewable energy and grids to ensure affordable prices;
providing a framework for addressing electricity price crises.
KEY POINTS
Principles
The 
regulation
 sets out principles on which electricity markets should be operated, including to:
encourage free price formation and avoid measures that prevent price formation on the basis of supply and demand;
facilitate the development of more flexible generation, sustainable low-carbon generation and more flexible demand;
provide the opportunity for consumers to act as market players in the energy market and in the energy transition;
permit the decarbonisation of the electricity system, including making it possible to integrate electricity produced from renewable energy sources and providing incentives for energy efficiency;
provide incentives for investment in production, in particular long-term investment in a low-carbon and sustainable electricity system;
facilitate the progressive removal of obstacles to cross-border flows of electricity between bidding zones
1
 or EU 
Member States
 and to cross-border transactions on electricity and related service markets;
allow the development of demonstration projects in sustainable, safe and low-carbon energy sources, technologies or systems to be carried out and used for the benefit of society.
Just transition
The 
European Commission
 must help Member States address the 
social and economic impacts
 of the transition to clean energy, including by supporting national strategies to reduce the extraction of coal and other solid fossil fuels.
Network access and capacity management
Member States must take all appropriate measures to remedy congestion
2
.
Bidding zones should therefore be defined in such a way as to ensure market liquidity, efficient congestion management and overall market efficiency.
The 
European Network of Transmission System Operators for Electricity
 should report every three years on structural and other major physical congestion within and between bidding areas, including the location and frequency of such congestion.
Any Member State with identified structural congestion then decides, in cooperation with its transmission system operators
3
, either to establish national or multinational action plans in order to increase the cross-border capacity available for trade or to revise or amend its bidding zone configuration.
Capacity mechanism
The regulation sets out the conditions under which Member States could set up capacity mechanisms
4
 and the principles for creating them.
These mechanisms aim to ensure that electricity supply is sufficient during peak periods by remunerating resources for their availability. They should be designed to address an identified problem of resource adequacy and be open to cross-border participation.
A European generation adequacy assessment is introduced to verify if the introduction of capacity mechanisms is justified. Member States introducing capacity mechanisms also need to notify the Commission of implementation plans to improve market functioning.
The Commission can approve capacity mechanisms for a maximum of 10 years.
An emission limit of 550 g of fossil carbon dioxide (CO
2
) per kWh of electricity is put in place. New power plants that emit more than that and start commercial production after the regulation comes into force are no longer able to participate in capacity mechanisms.
Existing power plants emitting more than 550 g of fossil CO
2
 per kWh and an average of 350 kg of CO
2
 per year per kW installed will not be able to participate in capacity mechanisms after 
1 July 2025
.
Capacity contracts concluded before 
31 December 2019
 are not affected by the rules.
Incentives to achieve decarbonisation
Amending Regulation (EU) 2024/1747 introduces investment incentives to achieve decarbonisation and to protect electricity consumers from price volatility.
Member States will promote the uptake of 
power purchase agreements – long-term contracts
 for the purchase of electricity from an electricity producer on a market basis. These are designed to provide stability for both customers and investors by providing price predictability and to help Member States reach the decarbonisation objectives set out in their integrated national energy and climate plans.
To support new investments in new power-generating projects based on solar, wind, geothermal and hydropower, Member States will also introduce 
two-way contracts for difference
, or equivalent schemes, with public entities. These would ensure energy generators receive a minimum remuneration in low-price periods, and they would pay back excess revenues in high-price periods to be used for developing distribution grids or to reduce prices paid by consumers.
The amending regulation sets out design principles for 
non-fossil flexibility support schemes
 and requires Member States to define an indicative national objective for non-fossil flexibility, including the respective specific contributions of both demand response and energy storage to that objective.
Regional coordination centres
These centres support the regional coordination of transmission system operators.
They replace the existing 
regional security coordinators
 but have additional tasks related to system operation, market operation and risk preparedness.
The regulation also creates an 
EU distribution system operators
5
 
entity
 working in the common interest of the EU.
Electricity price crisis
Where there is a sharp increase in electricity retail prices or there are very high prices in wholesale electricity markets, Directive (EU) 
2019/944
 on the 
internal market in electricity
 provides that the 
Council of the European Union
 may declare a regional or an EU-wide electricity price crisis on the basis of a proposal from the Commission.
Where such a crisis is declared, Member States may request system operators to propose the procurement of 
peak-shaving products
6
 in order to achieve a reduction of electricity demand during peak hours.
Repeal
Regulation (EU) 2019/943 repealed Regulation (EC) 
No 
714/2009
 with effect from 
31 December 2019
.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
Regulation (EU) 2019/943 applied from 
1 January 2020
.
Amending Regulation (EU) 2024/1747 applied from 
16 July 2024
.
BACKGROUND
For further information, see:
Clean energy for all Europeans package
 (European Commission)
Energy union
 (Council of the European Union).
KEY TERMS
Bidding zone.
 The largest geographical area within which market participants are able to exchange energy without capacity allocation.
Congestion.
 A situation in which all requests from market participants to trade between network areas cannot be accommodated because they would significantly affect the physical flows on network elements that cannot accommodate those flows.
Transmission system operator.
 A person who is responsible for operating and developing the electricity transmission system in an area, and its interconnections with other systems, and for ensuring the long-term ability of the system to meet reasonable demands for the transmission of electricity.
Capacity mechanism.
 A temporary measure to ensure the achievement of the necessary level of resource adequacy by remunerating resources for their availability, excluding measures relating to ancillary services or congestion management.
Distribution system operator.
 A person responsible for operating and developing the electricity distribution system in an area, and its interconnections with other systems, and for ensuring the long-term ability of the system to meet reasonable demands for the distribution of electricity.
Peak shaving product.
 A market-based product by means of which market participants are able to reduce electricity consumption at peak hours at the request of the system operator.
MAIN DOCUMENT
Regulation (EU) 
2019/943
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on the internal market for electricity (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 54–124
).
Successive amendments to Regulation (EU) 2019/43 have been incorporated into the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
RELATED DOCUMENTS
Regulation (EU) 
2019/941
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on risk-preparedness in the electricity sector and repealing Directive 2005/89/EC (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 1–21
).
Regulation (EU) 
2019/942
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 22–53
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2019/944
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 125–199
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2018/844
 of the European Parliament and of the Council of 
30 May 2018
 amending Directive 2010/31/EU on the energy performance of buildings and Directive 2012/27/EU on energy efficiency (OJ L 156, 
19.6.2018
, 
pp. 75–91
).
Regulation (EU) 
2018/1999
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) 
No 663/2009
 and (EC) 
No 715/2009
 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) 
No 525/2013
 of the European Parliament and of the Council (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 1–77
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2018/2001
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the promotion of the use of energy from renewable sources (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 82–209
).
See 
consolidated version
.
Directive 
2012/27/EU
 of the European Parliament and of the Council of 
25 October 2012
 on energy efficiency, amending Directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and repealing Directives 2004/8/EC and 2006/32/EC (OJ L 315, 
14.11.2012
, 
pp. 1–56
).
See 
consolidated version
.
Directive 
2010/31/EU
 of the European Parliament and of the Council of 
19 May 2010
 on the energy performance of buildings (OJ L 153, 
18.6.2010
, 
pp. 13–35
).
See 
consolidated version
.
last update 
22.1.2025

--- DANISH ---

Document:
14.6.2019
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 158/54
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2019/943
af 5. juni 2019
om det indre marked for elektricitet
(omarbejdning)
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 194, stk. 2,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
,
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 
(
4
)
 er blevet ændret væsentligt flere gange. Da der skal foretages yderligere ændringer, bør forordningen af klarhedshensyn omarbejdes.
(2)
Energiunionen tilsigter at give slutkunderne — husholdninger og virksomheder — sikker, bæredygtig, konkurrencedygtig og billig energi. Historisk set har elektricitetssystemet været domineret af vertikalt integrerede, ofte offentligt ejede, monopolvirksomheder med store centraliserede kernekraftværker eller fossilt fyrede kraftværker. Formålet med det indre marked for elektricitet, som siden 1999 gradvis har taget form, er at stille en reel valgmulighed til rådighed for alle forbrugere i Unionen, åbne nye forretningsmuligheder og fremme handelen over grænserne, så der kan opnås effektiviseringsgevinster, konkurrencedygtige priser, højere servicestandarder, og at bidrage til øget forsyningssikkerhed og bæredygtighed. Det indre marked for elektricitet har øget konkurrencen, især på engrosmarkederne, og budområdeoverskridende handel. Det danner fortsat grundlaget for et effektivt energimarked.
(3)
Unionens energisystem er ved at gennemgå den mest gennemgribende forandring i årtier, og markedet for elektricitet indtager en central plads i denne forandring. Det fælles mål om at dekarbonisere energisystemet skaber nye muligheder og udfordringer for alle markedsdeltagere. Samtidig vil den teknologiske udvikling åbne mulighed for nye former for forbrugermedvirken og -samarbejde på tværs af landegrænser.
(4)
Denne forordning fastsætter regler, der skal sikre, at det indre marked for elektricitet fungerer, og indeholder krav vedrørende udviklingen af vedvarende energiformer og miljøpolitik, navnlig specifikke regler for visse typer af produktionsanlæg, der producerer vedvarende energi, om balanceansvar, lastfordeling og belastningsomfordeling samt en grænseværdi for CO
2
-emissioner for ny produktionskapacitet, hvor sådan kapacitet er omfattet af midlertidige foranstaltninger for at sikre den nødvendige ressourcetilstrækkelighed, nemlig kapacitetsmekanismer.
(5)
Elektricitet fra vedvarende energikilder fra små produktionsanlæg bør gives prioriteret lastfordeling enten via en særlig prioriteret rækkefølge ved lastfordelingsmetoden eller ved hjælp af retlige eller reguleringsmæssige krav til markedsoperatører om at levere denne elektricitet på markedet. Prioriteret lastfordeling, der er givet i systemdriftstjenesterne under de samme økonomiske betingelser, bør anses for at efterleve denne forordning. Under alle omstændigheder bør prioriteret lastfordeling anses for at være forenelig med, at produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, deltager på elektricitetsmarkedet.
(6)
Statslige indgreb, ofte udformet på en ukoordineret måde, har ført til øget forvridning af engroselektricitetsmarkedet, hvilket har haft negativ indvirkning på investeringerne og handelen på tværs af grænserne.
(7)
Elkunder var tidligere udelukkende passive kunder, der ofte købte elektricitet til regulerede priser, som ikke havde en direkte relation til markedet. Fremover er det nødvendigt, at kunder har mulighed for at deltage i markedet på lige fod med andre markedsdeltagere og kan styre deres eget energiforbrug. Fremtidens elektricitetssystem bør gøre brug af alle disponible fleksibilitetsmuligheder for at integrere den vedvarende energis voksende andel, navnlig løsninger på efterspørgselssiden og energilagring, og gøre brug af digitalisering ved at integrere innovative teknologier i elektricitetssystemet. For at opnå effektiv dekarbonisering til de lavest mulige omkostninger er det ligeledes nødvendigt, at det fremtidige elektricitetssystem tilskynder til energieffektivitet. Gennemførelsen af det indre marked for energi gennem en effektiv integration af vedvarende energi kan fremme investeringer på lang sigt og bidrage til at nå målene for energiunionen og den klima- og energipolitiske ramme for 2030, som angivet i Kommissionens meddelelse af 22. januar 2014 med titlen »Politikramme for klima- og energipolitikken i perioden 2020-2030« og godkendt i konklusionerne vedtaget af Det Europæiske Råd på dets møde 23. og 24. oktober 2014.
(8)
Øget markedsintegration og omstillingen til en mere fluktuerende elproduktion kræver, at der gøres en større indsats for at sikre, at de nationale energipolitikker koordineres med naboerne, og at mulighederne for grænseoverskridende handel med elektricitet udnyttes.
(9)
Der er sket en udvikling i regelsættene, som åbner mulighed for at handle elektricitet på tværs af Unionen. Denne udvikling er blevet understøttet med vedtagelsen af adskillige netregler og retningslinjer for integration af elektricitetsmarkederne. Disse netregler og retningslinjer indeholder bestemmelser om markedsregler, systemdrift og nettilslutning. For at sikre fuld gennemsigtighed og øge retssikkerheden bør hovedprincipperne for markedets funktion og kapacitetsfordeling i balance-, intraday-, day-ahead- og forwardmarkedets tidsrammer desuden vedtages efter den almindelige lovgivningsprocedure og indarbejdes i en enkelt retsakt.
(10)
Artikel 13 i Kommissionens forordning (EU) 2017/2195 
(
5
)
 fastsætter en proces, der sætter transmissionssystemoperatører i stand til at uddelegere alle eller nogle af deres opgaver til en tredjepart. De uddelegerende transmissionssystemoperatører bør fortsat være ansvarlige for at sikre overholdelsen af forpligtelserne i nærværende forordning. Endvidere bør medlemsstaterne kunne tildele opgaver og forpligtelser til en tredjepart. En sådan tildeling bør være begrænset til opgaver og forpligtelser, der udføres på nationalt niveau, såsom afregning af ubalancer. Begrænsningerne vedrørende en sådan tildeling bør ikke føre til unødvendige ændringer af eksisterende nationale ordninger. Transmissionssystemoperatørerne bør dog fortsat være ansvarlige for de opgaver, som er tildelt dem i henhold til artikel 40 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 
(
6
)
.
(11)
For så vidt angår balancemarkeder kræver effektiv og ikkeforvridende prisdannelse ved anskaffelse af balanceringskapacitet og balanceringsenergi, at balanceringskapacitetskontrakter ikke fastsætter prisen for balanceringsenergi. Dette berører ikke lastfordelingssystemer med en integreret planlægningsproces i overensstemmelse med forordning (EU) 2017/2195.
(12)
Artikel 18, 30 og 32 i forordning (EU) 2017/2195 fastsætter, at metoden til prissætning af både standardprodukter og specifikke produkter vedrørende balanceringsenergi skal skabe positive incitamenter for markedsdeltagerne til at opretholde deres egen balance eller bidrage til at genoprette systembalancen i deres ubalanceprisområde og dermed mindske systemubalancer og omkostninger for samfundet. Sådanne prissætningsstrategier bør sigte mod en økonomisk effektiv brug af fleksibelt elforbrug og andre balanceringsressourcer, der er underlagt driftsmæssige sikkerhedsgrænser.
(13)
Integrationen af balanceringsenergimarkeder bør fremme et effektivt fungerende intraday-marked for at give markedsdeltagerne mulighed for at balancere sig så tæt som muligt på realtid, muliggjort af lukketiden for balanceringsenergi, der er fastsat i artikel 24 i forordning (EU) 2017/2195. Kun de ubalancer, der er tilbage efter lukningen af intraday-markedet, bør balanceres af transmissionssystemoperatørerne i balancemarkedet. Artikel 53 i forordning (EU) 2017/2195 fastsætter også harmonisering af perioden for afregning af ubalancer til 15 minutter i Unionen. Denne harmonisering har til formål at støtte intraday-handel og fremme udviklingen af en række handelsprodukter med samme muligheder for levering.
(14)
For at gøre det muligt for transmissionssystemoperatørerne at anskaffe og anvende balanceringskapacitet på en effektiv, økonomisk og markedsbaseret måde er der behov for at fremme markedsintegration. I denne forbindelse fastsætter afsnit IV i forordning (EU) 2017/2195 tre metoder, hvormed transmissionssystemoperatørerne har ret til at tildele overførselskapacitet med henblik på udveksling af balanceringskapacitet og deling af reserver, når dette underbygges af en cost-benefit-analyse: den fælles optimeringsproces, den markedsbaserede tildelingsproces og tildeling på baggrund af en økonomisk effektivitetsanalyse. Tildelingsprocessen med fælles optimering skal benyttes på day-ahead-basis. Derimod er det muligt at benytte den markedsbaserede tildelingsproces, hvis kontrakten indgås højst en uge forud for leveringen af balanceringskapaciteten, og at benytte tildeling på baggrund af en økonomisk effektivitetsanalyse, hvis kontrakten indgås mere end en uge forud for leveringen af balanceringkapaciteten, forudsat at de tildelte mængder er begrænsede, og at der foretages en vurdering årligt. Når de relevante regulerende myndigheder har godkendt en metode for processen for tildeling af overførselskapacitet, kan to eller flere transmissionssystemoperatører fremskynde anvendelsen heraf for at høste erfaringer og lette andre transmissionssystemoperatørers gnidningsløse anvendelse af denne metode fremover. Anvendelsen af sådanne metoder bør dog harmoniseres af alle transmissionssystemoperatører for at fremme markedsintegration.
(15)
Afsnit V i forordning (EU) 2017/2195 fastsatte, at det overordnede mål med afregning af ubalancer er at sikre, at balanceansvarlige aktører opretholder deres egen balance eller bidrager til at genoprette systembalancen på en effektiv måde, og at markedsdeltagerne tilskyndes til at opretholde eller bidrage til at genoprette systembalancen. For at klargøre balancemarkederne og det overordnede energisystem til integration af stigende andele af forskellige former for vedvarende energi bør ubalancepriserne afspejle realtidsværdien af energi. Alle markedsdeltagere bør være økonomisk ansvarlige for de ubalancer i systemet, som de forårsager, svarende til forskellen mellem den tildelte mængde og den endelige stilling på markedet. For aggregatorer knyttet til fleksibelt elforbrug udgør den tildelte mængde det energivolumen, der fysisk er aktiveret af de deltagende kunders belastning, baseret på en defineret målemetode og en grundmetode.
(16)
Kommissionens forordning (EU) 2015/1222 
(
7
)
 fastsætter detaljerede retningslinjer for fordeling af overførselskapacitet og håndtering af kapacitetsbegrænsninger på day-ahead- og intraday-markedet, herunder kravene til fastlæggelse af fælles metoder til bestemmelse af de kapacitetsmængder, der er tilgængelige på samme tid på tværs af budområder, kriterier for vurdering af effektivitet og en revisionsprocedure for fastlæggelsen af budområder. Artikel 32 og 34 i forordning (EU) 2015/1222 fastsætter regler om revisionen af det fastsatte budområde, artikel 41 og 54 deri fastsætter harmoniserede grænser for maksimums- og minimumsligevægtspriser for day-ahead- og intraday-tidsrammerne, artikel 59 deri fastsætter bestemmelser om lukketiden for det budområdeoverskridende intraday-marked, mens artikel 74 deri fastsætter regler om metoder til fordeling af udgifterne til belastningsomfordeling og modkøb.
(17)
Kommissionens forordning (EU) 2016/1719 
(
8
)
 fastsætter detaljerede regler for fordeling af overførselskapacitet på forwardmarkederne, for indførelse af en fælles metodologi til fastsættelse af den langsigtede overførselskapacitet, for oprettelse af en fælles tildelingsplatform på europæisk niveau, der sikrer langsigtede transmissionsrettigheder, samt muligheden for at tilbagelevere langsigtede transmissionsrettigheder med henblik på langsigtet kapacitetsfordeling på et senere tidspunkt eller overdrage langsigtede transmissionsrettigheder mellem markedsdeltagerne. Artikel 30 i forordning (EU) 2016/1719 fastsætter regler om risikoafdækningsprodukter på forwardmarkedet.
(18)
Kommissionens forordning (EU) 2016/631 
(
9
)
 fastsætter krav til nettilslutning til det sammenkoblede elektricitetssystem for produktionsanlæg, navnlig for så vidt angår synkrone produktionsanlæg, elproducerende anlæg og elproducerende offshoreanlæg. Disse krav er således med til at sikre fair konkurrencebetingelser på det indre elektricitetsmarked, systemsikkerhed og integrationen af elektricitet fra vedvarende energikilder samt fremme handel med elektricitet i Unionen. Artikel 66 og 67 i forordning (EU) 2016/631 fastsætter regler for nye teknologier inden for elproduktion.
(19)
Budområder, der afspejler fordelingen af udbud og efterspørgsel, er en af hjørnestenene i markedsbaseret handel med elektricitet og en forudsætning for at kunne nå det fulde potentiale for kapacitetsfordelingsmetoder, heriblandt den flowbaserede tilgang. Budområderne bør derfor fastsættes på en måde, der sikrer markedslikviditet, effektiv håndtering af kapacitetsbegrænsninger samt overordnet markedseffektivitet. Når en revision af et eksisterende budområde iværksættes af en enkelt regulerende myndighed eller en enkelt transmissionssystemoperatør, der er godkendt af den kompetente regulerende myndighed, for så vidt angår de budområder, der ligger inden for transmissionssystemoperatørens systemområde, hvis det fastsatte budområde har ubetydelig indvirkning på systemområderne for transmissionssystemoperatører i naboområderne, herunder samkøringslinjer, og revisionen af det fastsatte budområde er nødvendig for at forbedre effektiviteten, maksimere mulighederne for grænseoverskridende handel eller opretholde driftssikkerheden, bør transmissionssystemoperatøren i det relevante systemområde og den kompetente regulerende myndighed være henholdsvis den eneste transmissionssystemoperatør og den eneste regulerende myndighed, der deltager i revisionen. Den relevante transmissionssystemoperatør og den kompetente regulerende myndighed bør på forhånd underrette transmissionssystemoperatørerne i naboområderne om revisionen, og resultaterne af revisionen bør offentliggøres. Det bør være muligt at iværksætte en regional revision af et fastsat budområde efter den tekniske rapport om kapacitetsbegrænsninger på linje med artikel 14 i denne forordning eller i overensstemmelse med de eksisterende procedurer i forordning (EU) 2015/1222.
(20)
Når de regionale koordinationscentre udfører kapacitetsberegning, bør de maksimere kapaciteten under hensyntagen til ikkeomkostningskrævende afhjælpende foranstaltninger og under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for transmissionssystemoperatørerne i kapacitetsberegningsregionen. Hvis beregningen ikke resulterer i en kapacitet, der svarer til eller er over de minimumskapaciteter, der er fastsat i denne forordning, bør de regionale koordinationscentre tage hensyn til alle tilgængelige omkostningskrævende afhjælpende foranstaltninger med henblik på yderligere at øge kapaciteten op til minimumskapaciteterne, herunder potentialet for belastningsomfordeling inden for og mellem kapacitetsberegningsregionerne, samtidig med at transmissionssystemoperatørernes driftsmæssige sikkerhedsgrænser overholdes. Transmissionssystemoperatørerne bør rapportere nøjagtigt og gennemsigtigt om alle aspekter af kapacitetsberegningen i overensstemmelse med denne forordning og sikre, at alle oplysninger, der sendes til de regionale koordinationscentre, er nøjagtige og egnede til formålet.
(21)
Ved udførelsen af kapacitetsberegning bør de regionale koordinationscentre beregne overførselskapacitet på grundlag af data fra transmissionssystemoperatører, der overholder de driftsmæssige sikkerhedsgrænser i transmissionssystemoperatørernes respektive systemområder. Transmissionssystemoperatører bør kunne afvige fra den koordinerede kapacitetsberegning, hvis gennemførelsen heraf vil medføre en tilsidesættelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for netelementer i deres systemområde. Disse afvigelser bør overvåges nøje og indberettes på gennemsigtig vis med henblik på at forhindre misbrug og sikre, at den mængde af kapacitet på samkøringslinjerne, der skal stilles til rådighed for markedsdeltagere, ikke begrænses for at afhjælpe kapacitetsbegrænsninger inden for et budområde. Hvis der foreligger en handlingsplan, bør handlingsplanen tage hensyn til afvigelser og behandle årsagen hertil.
(22)
Centrale markedsprincipper bør fastsætte, at elpriser skal bestemmes på grundlag af udbud og efterspørgsel. Disse priser bør angive, hvornår der er behov for elektricitet, og derved frembringe markedsbaserede incitamenter til at investere i fleksibilitetsmuligheder såsom fleksibel produktion, samkøringslinjer, fleksibelt elforbrug eller energilagring.
(23)
Mens dekarbonisering af elektricitetssektoren, hvor energi fra vedvarende energikilder bliver en væsentlig del af markedet, er et af målene for energiunionen, er det afgørende, at markedet fjerner de eksisterende hindringer for handel på tværs af landegrænser og tilskynder til investeringer i infrastruktur som f.eks. mere fleksibel produktion, samkøringslinjer, fleksibelt elforbrug og energilagring. For at understøtte denne omstilling til variabel og decentral produktion og sikre, at energimarkedets principper danner grundlaget for Unionens fremtidige elektricitetsmarkeder, er det afgørende at sætte fornyet fokus på korttidsmarkeder og prisfastsættelse på grundlag af knaphed.
(24)
Korttidsmarkeder forbedrer likviditeten og konkurrencen ved at give flere ressourcer mulighed for at deltage fuldt ud på markedet, navnlig de mere fleksible ressourcer. Effektiv prisfastsættelse på grundlag af knaphed vil tilskynde markedsdeltagerne til at reagere på markedssignaler og stå til rådighed, når markedet har størst behov for dem, og sikrer, at de kan få dækket deres omkostninger på engrosmarkedet. Det er derfor afgørende at sikre, at administrative og implicitte prislofter fjernes for at tillade prisfastsættelse på grundlag af knaphed. Når korttidsmarkeder og prisfastsættelse på grundlag af knaphed er fuldt ud integreret i markedsstrukturen, vil de bidrage til ophævelse af andre markedsfordrejende foranstaltninger, såsom kapacitetsmekanismer, for at sikre forsyningssikkerheden. Samtidig forventes prisfastsættelse på grundlag af knaphed uden prislofter på engrosmarkedet ikke at påvirke muligheden for at tilbyde pålidelige og stabile priser for slutkunder, navnlig husholdningskunder, små og mellemstore virksomheder (SMV'er) og industrikunder.
(25)
Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i traktaten om den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF), mindsker fravigelser fra grundlæggende markedsprincipper, såsom balanceansvar, markedsbaseret lastfordeling eller belastningsomfordeling, formindsker fleksibilitetssignaler og fungerer som hindringer for udviklingen af løsninger såsom energilagring, fleksibelt elforbrug eller aggregering. Fravigelser er stadig nødvendige for at undgå en unødvendig administrativ byrde for visse markedsdeltagere, navnlig husholdningskunder og SMV'er, men omfattende fravigelser, der gælder hele teknologier, er ikke i overensstemmelse med målet om at opnå en effektiv markedsbaseret dekarboniseringsproces, og de bør derfor erstattes af mere målrettede foranstaltninger.
(26)
En forudsætning for effektiv konkurrence på det indre marked for elektricitet er ikkediskriminerende, gennemsigtige og tilstrækkelige tariffer for brug af nettet inklusive samkøringslinjer i transmissionssystemet.
(27)
Ukoordinerede afkortninger af kapacitet på samkøringslinjer begrænser i stigende grad udvekslingen af elektricitet mellem medlemsstaterne og er blevet en alvorlig hindring for udviklingen af et velfungerende indre marked for elektricitet. Det størst mulige kapacitetsniveau på samkøringslinjer og de kritiske netelementer bør derfor gøres tilgængelig, under overholdelse af standarderne for sikker netdrift, herunder overholdelse af sikkerhedsstandarderne for uforudsete hændelser (N-1). Der er imidlertid visse begrænsninger med hensyn til fastsættelsen af kapacitetsniveauet i et formasket net. Det er nødvendigt at fastsætte klare minimumsniveauer for tilgængelig kapacitet for budområdeoverskridende handel for at mindske virkningerne af loop flows og interne kapacitetsbegrænsninger på budområdeoverskridende handel og for at give markedsdeltagerne en forudsigelig kapacitetsværdi. Hvor der anvendes en flowbaseret tilgang, bør denne minimumskapacitet fastsætte minimumsandelen af et budområdeoverskridende eller et internt kritisk netelements kapacitet under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, som skal anvendes som input til den koordinerede kapacitetsberegning i henhold til forordning (EU) 2015/1222, under hensyntagen til eventuelle uforudsete hændelser. Den samlede resterende kapacitetsandel kan anvendes til sikkerhedsmargen, loop flows og interne strømme. Endvidere bør det i tilfælde af forudsigelige problemer med at sikre netsikkerheden være muligt at tillade fravigelser i en begrænset overgangsperiode. Sådanne fravigelser bør ledsages af en metode og projekter, som skal tilvejebringe en langsigtet løsning.
(28)
Transmissionskapaciteten, som 70 % minimumskapacitetskriteriet gælder for i nettotransmissionskapacitetsmetoden, er den maksimale transmission af aktiv energi, der respekterer driftsmæssige sikkerhedsgrænser og tager hensyn til eventuelle uforudsete hændelser. Den koordinerede beregning af denne kapacitet tager også i betragtning, at elektricitetsstrømme er distribueret uens mellem individuelle komponenter og ikke blot tilføjer kapaciteten af samkøringslinjer. Denne kapacitet tager ikke hensyn til sikkerhedsmargenen, loop flows eller interne strømme, der tages hensyn til i de øvrige 30 %.
(29)
Det er vigtigt at undgå, at afvigende standarder for sikkerhed, funktion og planlægning anvendt af transmissionssystemoperatører i medlemsstaterne fører til konkurrenceforvridning. Desuden bør tilgængelig overførselskapacitet og sikkerheds-, planlægnings- og driftsstandarder, som berører den, kunne overskues af markedsdeltagerne.
(30)
For på effektiv vis at styre de nødvendige investeringer må priserne også afspejle, hvor behovet for elektricitet er størst. I et budområdebaseret elektricitetssystem forudsætter korrekte lokaliseringsbestemte signaler en sammenhængende, objektiv og pålidelig fastlæggelse af budområder via en gennemsigtig proces. For at sikre, at Unionens elnet drives og planlægges på effektiv vis, og at ny produktionskapacitet, fleksibelt elforbrug og transmissionsinfrastruktur gives effektive prissignaler, bør budområder afspejle strukturelle kapacitetsbegrænsninger. Navnlig bør overførselskapacitet ikke beskæres i bestræbelserne på at løse interne kapacitetsbegrænsninger.
(31)
For at afspejle de divergerende principper i forbindelse med optimering af budområder uden at bringe likvide markeder og netinvesteringer i fare bør der fastsættes to valgmuligheder med henblik på at håndtere kapacitetsbegrænsninger. Medlemsstater bør kunne vælge mellem en omstrukturering af deres budområde eller foranstaltninger såsom netforstærkning og netoptimering. Udgangspunktet for en sådan afgørelse bør være, at en medlemsstats transmissionssystemoperatør eller -operatører har konstateret langsigtede, strukturelle kapacitetsbegrænsninger, eller at sådanne kapacitetsbegrænsninger er blevet konstateret i en rapport fra Det Europæiske Netværk af Transmissionssystemoperatører for Elektricitet (»ENTSO-for elektricitet«) om kapacitetsbegrænsninger eller i forbindelse med en revision af budområder. Medlemsstaterne bør først forsøge at finde en fælles løsning på, hvordan kapacitetsbegrænsninger bedst håndteres. Medlemsstaterne kan i den forbindelse vedtage multinationale eller nationale handlingsplaner til håndtering af kapacitetsbegrænsninger. For medlemsstater, der vedtager en handlingsplan for at håndtere kapacitetsbegrænsninger, bør der gælde en indfasningsperiode i form af et lineært forløb for åbning af samkøringslinjer. Når en sådan handlingsplan er gennemført, bør medlemsstaterne have mulighed for at vælge mellem en omstrukturering af budområdet eller budområderne eller at håndtere resterende kapacitetsbegrænsninger via afhjælpende foranstaltninger, som de selv bærer omkostningerne for. I sidstnævnte tilfælde bør deres budområde ikke omstruktureres mod den pågældende medlemsstats vilje, forudsat at minimumskapaciteten er nået. Minimumsniveauet for kapacitet, der bør anvendes til koordineret kapacitetsberegning, bør være en procentsats af et kritisk netelements kapacitet, som defineret efter udvælgelsesprocessen i henhold til forordning (EU) 2015/1222, efter — eller i tilfælde af en flowbaseret tilgang samtidig med — overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser i udfaldssituationer. En kommissionsafgørelse om det fastsatte budområde bør være mulig som en sidste udvej og bør kun ændre det fastsatte budområde i de medlemsstater, som har valgt at opdele budzonen, eller som ikke har nået minimumsniveauet for kapacitet.
(32)
Effektiv dekarbonisering af elektricitetssystemet via markedsintegration forudsætter en systematisk fjernelse af hindringer for handel på tværs af landegrænser for at få bugt med opsplitning af markedet og give Unionens energikunder fuldt udbytte af fordelene ved integrerede elektricitetsmarkeder og konkurrence.
(33)
I denne forordning fastsættes grundprincipperne for tarifering og kapacitetstildeling, og samtidig skabes der mulighed for at vedtage retningslinjer, der fastlægger de relevante principper og metoder i nærmere enkeltheder, så der kan ske en hurtig tilpasning til ændrede vilkår.
(34)
Håndteringen af kapacitetsproblemer bør give transmissionssystemoperatørerne og markedsdeltagerne de rigtige økonomiske signaler og bør være baseret på markedsmekanismer.
(35)
På et åbent, konkurrencepræget marked bør transmissionssystemoperatørerne have kompensation for omkostningerne ved at huse grænseoverskridende elektricitetsstrømme i deres net fra de transmissionssystemoperatører, hvorfra de grænseoverskridende strømme kommer, og de systemer, hvor de pågældende strømme ender.
(36)
Når de nationale nettariffer fastsættes, bør der tages hensyn til betalinger og indtægter fra kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne.
(37)
Det konkrete beløb, som skal betales for systemadgang på tværs af grænserne, kan variere betydeligt afhængigt af de involverede transmissionssystemoperatører, og fordi tariferingssystemernes opbygning i medlemsstaterne er forskellig. En vis harmonisering er derfor nødvendig for at undgå forvridning af samhandelen.
(38)
Der bør være regler for anvendelsen af indtægter fra procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, medmindre samkøringslinjens særlige art berettiger en undtagelse fra disse regler.
(39)
For at skabe lige vilkår for alle markedsdeltagere bør nettariffer anvendes på en måde, der ikke indebærer positiv eller negativ forskelsbehandling mellem produktion forbundet på distributionsniveauet og produktion forbundet på transmissionsniveauet. Nettariffer bør ikke forskelsbehandle energilagring og bør hverken virke hæmmende for deltagelse i fleksibelt elforbrug eller udgøre en hindring for forbedring af energieffektiviteten.
(40)
For at øge gennemsigtighed og sammenlignelighed af fastsættelsen af tariffer i de tilfælde, hvor bindende harmonisering ikke betragtes som tilstrækkelig, bør en rapport om bedste praksis for tarifmetoderne udstedes af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (»ACER«), der er etableret ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 
(
10
)
.
(41)
For i højere grad at sikre, at investeringer i transeuropæiske net optimeres, og bedre tage højde for tilfælde, hvor lønsomme sammenkoblingsprojekter ikke kan etableres grundet manglende prioritering på nationalt plan, bør anvendelsen af flaskehalsindtægter genovervejes og bidrage til at garantere disponibiliteten samt fastholde eller forøge kapaciteten af samkøringslinjer.
(42)
For at sikre, at elektricitetstransmissionsnettet forvaltes optimalt, og at der åbnes mulighed for elektricitetshandel og levering af elektricitet på tværs af grænserne i Unionen, bør ENTSO for elektricitet oprettes. ENTSO for elektricitets opgaver bør løses i overensstemmelse med Unionens konkurrenceregler, som fortsat vil være gældende for beslutninger, der træffes af ENTSO for elektricitet. ENTSO for elektricitets opgaver bør være veldefinerede, og dets arbejdsmetode bør sikre, at det arbejder effektivt og gennemsigtigt. Netregler, der udarbejdes af ENTSO for elektricitet, har ikke til formål at erstatte de nødvendige nationale netregler for spørgsmål, der ikke vedrører grænseoverskridende netspørgsmål. Da der kan sikres hurtigere fremskridt ved en regional tilgang, bør transmissionssystemoperatørerne oprette regionale strukturer inden for rammerne af den overordnede samarbejdsstruktur og samtidig sikre, at resultaterne på regionalt plan er forenelige med netregler og ikkebindende tiårige EU-netudviklingsplaner. Medlemsstaterne bør fremme samarbejde og overvåge nettets effektivitet på regionalt plan. Det regionale samarbejde bør være foreneligt med indførelsen af et konkurrencedygtigt og effektivt indre marked for elektricitet.
(43)
ENTSO for elektricitet bør foretage en solid europæisk ressourcetilstrækkelighedsvurdering på mellemlang til lang sigt for at skabe et objektivt grundlag for at vurdere problemer med tilstrækkelighed. Problemet med ressourcetilstrækkelighed i relation til kapacitetsmekanismer bør baseres på den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering. Denne vurdering at kan suppleres af nationale vurderinger.
(44)
Metoden til ressourcetilstrækkelighedsvurderingen på lang sigt (fra ten year-ahead til year-ahead), der er fastsat ved denne forordning, tjener et andet formål end de sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger (six months ahead), som er fastsat ved artikel 9 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/941 
(
11
)
. Vurderinger på mellemlang til lang sigt bruges primært til at kortlægge problemer i forbindelse med tilstrækkelighed og vurdere behovet for kapacitetsmekanismer, hvorimod sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger bruges til at henlede opmærksomheden på kortfristede risici, der kan opstå i de følgende seks måneder og forventes at føre til en mærkbar forringelse af elleveringssituationen. Desuden udfører de regionale koordinationscentre også regionale tilstrækkelighedsvurderinger om drift af eltransmissionssystemet. Disse meget kortfristede tilstrækkelighedsvurderinger (fra week-ahead til day-ahead) bruges i forbindelse med systemdrift.
(45)
Inden kapacitetsmekanismer indføres, bør medlemsstaterne vurdere, hvilke reguleringsmæssige forvridninger der bidrager til problemet vedrørende ressourcetilstrækkeligheden. Medlemsstaterne bør pålægges at vedtage foranstaltninger til at fjerne eventuelle de påviste forvridninger og bør vedtage en tidsplan for deres gennemførelse. Kapacitetsmekanismer bør kun indføres for at håndtere de tilstrækkelighedsproblemer, som ikke kan løses ved at fjerne sådanne forvridninger.
(46)
Medlemsstater, der påtænker at indføre kapacitetsmekanismer, bør opstille ressourcetilstrækkelighedsmål på grundlag af en gennemsigtig og kontrollerbar proces. Det bør stå medlemsstaterne frit at fastsætte deres eget ønskede forsyningssikkerhedsniveau.
(47)
I medfør af artikel 108 i TEUF har Kommissionen enekompetence til at vurdere foreneligheden med det indre marked af de statsstøtteforanstaltninger, som medlemsstaterne måtte indføre. Denne vurdering skal foretages på grundlag af artikel 107, stk. 3, i TEUF og i overensstemmelse med de relevante bestemmelser og retningslinjer, som Kommissionen måtte vedtage med henblik herpå. Denne forordning berører ikke den enekompetence, som Kommissionen er tildelt ved TEUF.
(48)
Eksisterende kapacitetsmekanismer bør genovervejes i lyset af denne forordning.
(49)
Detaljerede regler for at lette effektiv deltagelse på tværs af landegrænser i kapacitetsmekanismer bør fastsættes i denne forordning. Transmissionssystemoperatører bør lette deltagelsen på tværs af grænserne for interesserede producenter i kapacitetsmekanismer i andre medlemsstater. De bør derfor beregne kapacitetsloftet for deltagelse på tværs af landegrænser, åbne mulighed for deltagelse og kontrollere disponibiliteten. Regulerende myndigheder bør håndhæve de grænseoverskridende regler i medlemsstaterne.
(50)
Kapacitetsmekanismer bør sikre forsyningssikkerhed, men bør samtidig ikke føre til overkompensation. Kapacitetsmekanismer bortset fra strategiske reserver bør derfor udformes på en sådan måde, at de sikrer, at den pris, der betales for tilgængelighed, automatisk typisk bliver nul, når den kapacitet, som ville være rentabel på energimarkedet i fraværet af en kapacitetsmekanisme, forventes at være tilstrækkelig til at dække kapacitetsbehovet.
(51)
For at støtte medlemsstater og regioner, der står over for sociale, industrielle og økonomiske udfordringer som følge af energiomstillingen, har Kommissionen iværksat et initiativ vedrørende kul- og kulstofintensive regioner. I denne forbindelse bør Kommissionen bistå medlemsstaterne, herunder med målrettet finansiel støtte for at muliggøre en »retfærdig omstilling« i disse regioner, hvor det er muligt.
(52)
Med tanke på forskellene mellem de nationale energisystemer og de eksisterende elnets tekniske begrænsninger er den bedste tilgang til at opnå fremskridt med hensyn til markedsintegration ofte på regionalt niveau. Transmissionssystemoperatørernes regionale samarbejde bør derfor styrkes. Af hensyn til et effektivt samarbejde bør en stærkere regional forvaltning og et stærkere myndighedstilsyn fastsættes i en nyt regelsæt, herunder ved at styrke ACER's beslutningsbeføjelser for så vidt angår grænseoverskridende spørgsmål. Det er muligt, at tættere samarbejde mellem medlemsstaterne også er påkrævet i krisesituationer for at øge forsyningssikkerheden og begrænse forvridninger af markedet.
(53)
Koordinering mellem transmissionssystemoperatører på regionalt plan er blevet formaliseret med transmissionssystemoperatørernes obligatoriske deltagelse i regionale sikkerhedskoordinatorer. Den regionale koordinering af transmissionssystemoperatører bør udvikles yderligere med en styrket institutionel ramme via oprettelsen af de regionale koordinationscentre. Ved oprettelsen af de regionale koordinationscentre bør der tages hensyn til eksisterende eller planlagte regionale initiativer, og den stadig mere integrerede drift af elektricitetssystemerne i hele Unionen bør støttes, hvorved det sikres, at de drives effektivt og sikkert. Af denne grund er det nødvendigt at sikre, at koordineringen af transmissionssystemoperatører gennem de regionale koordinationscentre finder sted i hele Unionen. Hvis transmissionssystemoperatører i en given region endnu ikke er koordineret af et eksisterende eller planlagt regionalt koordinationscenter, bør transmissionssystemoperatørerne i den pågældende region oprette eller udpege et regionalt koordinationscenter.
(54)
De regionale koordinationscentres geografiske udstrækning bør gøre det muligt for dem effektivt at bidrage til koordineringen af transmissionssystemoperatørernes drift på tværs af regioner og bør føre til øget systemsikkerhed og markedseffektivitet. De regionale koordinationscentre bør have fleksibilitet til at udføre deres opgaver i regionen på den måde, som er bedst tilpasset karakteren af de opgaver, som de hver især er betroet.
(55)
De regionale koordinationscentre bør udføre opgaver, hvor regionaliseringen skaber merværdi i forhold til opgaver, der udføres på nationalt plan. De regionale koordinationscentres opgaver bør omfatte de opgaver, der varetages af regionale sikkerhedskoordinatorer i henhold til Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 
(
12
)
, og andre opgaver i relation til systemdrift, markedets drift og risikoberedskab. Realtidsdrift af elektricitetssystemet bør ikke indgå i de regionale koordinationscentres opgaver.
(56)
Regionale koordinationscentre bør under udførelsen af deres opgaver bidrage til opfyldelsen af de mål for 2030 og 2050, der er fastsat i den klima- og energipolitiske ramme.
(57)
De regionale koordinationscentre bør primært tilgodese systemets og markedets drift i regionen. De regionale koordinationscentre bør derfor overlades de nødvendige beføjelser til at koordinere de foranstaltninger, der skal træffes af systemdriftsområdets transmissionssystemoperatører for visse funktioner, og for de øvrige funktioner have en udvidet rådgivende rolle.
(58)
De regionale koordinationscentres personalemæssige, tekniske, fysiske og finansielle ressourcer bør ikke overstige, hvad der er strengt nødvendigt for udførelsen af deres opgaver.
(59)
ENTSO for elektricitet bør sørge for, at de regionale koordinationscentres aktiviteter koordineres på tværs af regionernes grænser.
(60)
For at øge effektiviteten af eldistributionsnettene i Unionen og sikre et tæt samarbejde med transmissionssystemoperatørerne og ENTSO for elektricitet bør der oprettes en enhed for distributionssystemoperatører i Unionen (»EU DSO-enhed«). EU DSO-enhedens opgaver bør være veldefinerede, og dens arbejdsmetode bør sikre effektivitet, gennemsigtighed og repræsentativitet blandt Unionens distributionssystemoperatører. EU DSO-enheden bør arbejde tæt sammen med ENTSO for elektricitet om at forberede og gennemføre netreglerne, når det er relevant, og bør arbejde på at vejlede om integration bl.a. af decentral produktion og energilagring i distributionsnet eller andre områder i relation til forvaltningen af distributionsnet. EU DSO-enheden bør også tage behørigt hensyn til de særlige forhold i forbindelse med distributionssystemer, der er forbundet nedstrøms med elektricitetssystemer på øer, som ikke er forbundet med andre elektricitetssystemer ved hjælp af samkøringslinjer.
(61)
Øget samarbejde og samordning mellem transmissionssystemoperatørerne er nødvendigt for at etablere netregler for tilvejebringelse og forvaltning af effektiv og gennemsigtig adgang til transmissionsnet på tværs af grænser og sikre en samordnet og tilstrækkelig fremsynet planlægning og holdbar teknisk udvikling af transmissionssystemet i Unionen, herunder etablering af sammenkoblingskapacitet, under behørig hensyntagen til miljøet. Netreglerne bør være på linje med ikkebindende overordnede retningslinjer, som er udarbejdet af ACER. ACER bør deltage i det gennemsyn, der på grundlag af faktiske omstændigheder foretages af udkast til netregler, herunder disses overholdelse af disse overordnede retningslinjer, og det bør have mulighed for at indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. ACER bør også vurdere foreslåede ændringer af netreglerne, og det bør kunne indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. Transmissionssystemoperatørerne bør drive deres net i overensstemmelse med disse netregler.
(62)
Det fremgår af erfaringerne med udarbejdelse og vedtagelse af netregler, at det er nyttigt at strømline udviklingsproceduren ved at præcisere, at ACER har ret til at revidere udkast til elnetregler, inden de forelægges Kommissionen.
(63)
For at sikre, at det indre marked for elektricitet fungerer gnidningsløst, bør der indføres procedurer, som gør det muligt for Kommissionen at træffe afgørelser og fastlægge retningslinjer om bl.a. tarifering og kapacitetsfordeling, og som samtidig sikrer, at de regulerende myndigheder inddrages i denne proces, hvor det er hensigtsmæssigt via deres sammenslutning på EU-plan. Regulerende myndigheder har sammen med andre relevante myndigheder i medlemsstaterne en vigtig rolle at spille ved at bidrage til, at det indre marked for elektricitet er velfungerende.
(64)
Alle markedsdeltagere har interesse i det arbejde, som ENTSO for elektricitet forventes at udføre. En effektiv høringsproces er derfor af væsentlig betydning, og allerede bestående strukturer, der er oprettet for at fremme og strømline høringsprocessen, såsom ved hjælp af regulerende myndigheder eller ACER, bør spille en vigtig rolle.
(65)
For at sikre en større gennemsigtighed omkring elektricitetstransmissionsnettet i Unionen bør ENTSO for elektricitet udarbejde, offentliggøre og regelmæssigt ajourføre en ikkebindende tiårig EU-netudviklingsplan. Gennemførlige elektricitetstransmissionsnet og nødvendige regionale samkøringslinjer, der er relevante fra et kommercielt eller forsyningssikkerhedsmæssigt synspunkt, bør medtages i denne netudviklingsplan.
(66)
Investeringer i store nye infrastrukturer bør fremmes kraftigt, samtidig med at der sikres et fuldt funktionsdygtigt indre marked for elektricitet. For at øge den positive effekt, som undtagne jævnstrømssamkøringslinjer kan få for konkurrencen og forsyningssikkerheden, bør der ske en afprøvning af markedsinteressen i projektplanlægningsfasen og vedtages regler om håndtering af kapacitetsbegrænsninger. Hvis jævnstrømssamkøringslinjerne findes på mere end én medlemsstats territorium, bør ACER som en sidste udvej behandle undtagelsesanmodningen for i højere grad at tage hensyn til konsekvenserne heraf på tværs af grænserne og for at lette den administrative behandling heraf. I betragtning af den usædvanlige risikoprofil ved opførelsen af sådanne store undtagne infrastrukturprojekter bør virksomheder med leverings- og produktionsinteresser midlertidigt kunne fritages fra at anvende adskillelsesreglerne fuldt ud, når det drejer sig om de berørte projekter. Undtagelser, der er indrømmet i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1228/2003 
(
13
)
, videreføres indtil den planlagte udløbsdato i beslutningen om undtagelse. Offshoreelektricitetsinfrastruktur med dobbelt funktion (såkaldte »offshorehybridaktiver«), der kombinerer transport af offshorevindenergi til land og samkøringslinjer, bør også være berettiget til undtagelse, såsom i henhold til de regler, der gælder for nye jævnstrømssamkøringslinjer. Hvor det er nødvendigt, bør der i regelsættet tages behørigt hensyn til de særlige forhold for disse aktiver med hensyn til at overvinde hindringer for realiseringen af samfundsmæssigt omkostningseffektive offshorehybridaktiver.
(67)
Øget tillid til markedet forudsætter, at markedsdeltagerne kan være sikre på, at misbrug kan straffes med sanktioner, som er effektive, står i et rimeligt forhold til misbruget og har afskrækkende virkning. De kompetente myndigheder bør gives beføjelser til effektivt at efterforske påstande om markedsmisbrug. Derfor er det nødvendigt for de kompetente myndigheder at have adgang til data, der giver oplysninger om leverandørers driftsmæssige beslutninger. På elektricitetsmarkedet træffes mange relevante afgørelser af producenterne, som bør holde oplysninger om disse afgørelser til rådighed og lettilgængelige for de kompetente myndigheder i en fastsat periode. De kompetente myndigheder bør endvidere regelmæssigt overvåge, om transmissionssystemoperatørerne overholder reglerne. Små producenter, der ikke har nogen reel mulighed for at forvride markedet, bør undtages fra denne pligt.
(68)
Medlemsstaterne og de kompetente myndigheder bør forpligtes til at fremsende relevante oplysninger til Kommissionen. Kommissionen bør behandle disse oplysninger fortroligt. Kommissionen bør desuden, hvor det er nødvendigt, kunne indhente de relevante oplysninger direkte hos de pågældende virksomheder, så længe de kompetente myndigheder orienteres.
(69)
Medlemsstaterne bør fastsætte regler om sanktioner, der skal anvendes i tilfælde af overtrædelser af bestemmelserne i denne forordning, og sikre, at de anvendes. Sanktionerne bør være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelserne og have afskrækkende virkning.
(70)
Medlemsstaterne, Energifællesskabets kontraherende parter og andre tredjelande, der anvender denne forordning eller er en del af det synkrone område i det kontinentale Europa, bør arbejde tæt sammen om alle spørgsmål vedrørende udviklingen af en integreret elhandelsregion, og de bør ikke træffe foranstaltninger, som bringer den videre integration af elektricitetsmarkederne eller medlemsstaternes og de kontraherende parters forsyningssikkerhed i fare.
(71)
Da forordning (EF) nr. 714/2009 blev vedtaget, fandtes der kun få regler for det indre marked for elektricitet på EU-niveau. Sidenhen er Unionens indre marked blevet mere komplekst på grund af den grundlæggende ændring, som markederne undergår, især hvad angår udbredelsen af forskellige former for vedvarende elproduktion. Netreglerne og retningslinjerne er derfor blevet særdeles omfattende og omfatter både tekniske og generelle spørgsmål.
(72)
For at sikre det mindstemål af harmonisering, som er nødvendigt af hensyn til et velfungerende marked, bør beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF for så vidt angår ikkevæsentlige bestemmelser på visse bestemte områder af grundlæggende betydning for markedsintegrationen. Disse retsakter bør omfatte vedtagelse og ændring af visse netregler og retningslinjer, hvor de supplerer denne forordning, det regionale samarbejde mellem transmissionssystemoperatører og regulerende myndigheder, finansiel kompensation mellem transmissionssystemoperatører samt anvendelsen af undtagelsesbestemmelser for nye samkøringslinjer. Det er navnlig vigtigt, at Kommissionen gennemfører relevante høringer under sit forberedende arbejde, herunder på ekspertniveau, og at disse høringer gennemføres i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 
(
14
)
 om bedre lovgivning. For at sikre lige deltagelse i forberedelsen af delegerede retsakter modtager Europa-Parlamentet og Rådet navnlig alle dokumenter på samme tid som medlemsstaternes eksperter, og deres eksperter har systematisk adgang til møder i Kommissionens ekspertgrupper, der beskæftiger sig med forberedelse af delegerede retsakter.
(73)
For at sikre ensartede betingelser for gennemførelsen af denne forordning bør Kommissionen tillægges gennemførelsesbeføjelser i overensstemmelse med artikel 291 i TEUF. Disse beføjelser bør udøves i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 
(
15
)
. Undersøgelsesproceduren bør anvendes til vedtagelse af disse gennemførelsesretsakter.
(74)
Målet for denne forordning, nemlig at indføre harmoniserede regler for grænseoverskridende elektricitetsudveksling, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, men kan på grund af dens omfang og virkninger bedre nås på EU-plan; Unionen kan derfor vedtage foranstaltninger i overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i traktaten om Den Europæiske Union. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går denne forordning ikke videre, end hvad der er nødvendigt for at nå dette mål.
(75)
Af hensyn til sammenhængen og retssikkerheden bør ingen bestemmelse i denne forordning forhindre anvendelsen af fritagelserne i artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944 —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL I
GENSTAND, ANVENDELSESOMRÅDE OG DEFINITIONER
Artikel 1
Genstand og anvendelsesområde
Denne forordning har til formål at:
a)
fastlægge grundlaget for en effektiv opfyldelse af energiunionens målsætninger, navnlig klima- og energirammen for 2030, ved at lade markedssignaler være styrende med henblik på øget effektivitet, en større andel af vedvarende energikilder, forsyningssikkerhed, fleksibilitet, bæredygtighed, dekarbonisering og innovation
b)
fastlægge grundlæggende principper for velfungerende, integrerede elektricitetsmarkeder, som giver alle udbydere af ressourcer og elkunder ikkediskriminerende markedsadgang, styrker forbrugeres stilling, sikrer konkurrencedygtigheden på det globale marked samt fleksibelt elforbrug, energilagring og energieffektivitet, og letter aggregering af distribueret efterspørgsel og udbud, og muliggør markeds- og sektoriel integration og markedsbaseret betaling for elektricitet produceret fra vedvarende energikilder
c)
fastsætte fair regler for grænseoverskridende handel med elektricitet, for dermed at øge konkurrencen på det indre marked for elektricitet under hensyntagen til de nationale og regionale markeders særlige kendetegn, idet dette skal omfatte indførelsen af en kompensationsordning for grænseoverskridende strømme af elektricitet og opstilling af harmoniserede principper for afgifter for transmission på tværs af grænserne og for tildeling af tilgængelig kapacitet på samkøringslinjerne mellem de nationale transmissionssystemer
d)
fremme udviklingen af et funktionsdygtigt og gennemsigtigt engrosmarked, som bidrager til et højt forsyningssikkerhedsniveau for elektricitet, og fastsætte mekanismer til harmonisering af reglerne for grænseoverskridende elektricitetsudveksling.
Artikel 2
Definitioner
I denne forordning forstås ved:
1)   
»samkøringslinje«
: en transmissionslinje, som krydser eller spænder over en grænse mellem medlemsstater, og som forbinder medlemsstaternes nationale transmissionssystemer
2)   
»regulerende myndighed«
: en regulerende myndighed, der er udpeget af hver medlemsstat i henhold til artikel 57, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944
3)   
»grænseoverskridende strøm«
: en fysisk strøm af elektricitet i en medlemsstats transmissionsnet forårsaget af indvirkning fra producenters, kunders eller begges aktivitet uden for denne medlemsstat på dens transmissionsnet
4)   
»kapacitetsbegrænsninger«
: en situation, hvor alle anmodninger fra markedsdeltagere om handel mellem netområder ikke kan tilgodeses, fordi de ville øve betydelig indflydelse på de fysiske strømme på netelementer, som ikke kan håndtere disse strømme
5)   
»ny samkøringslinje«
: samkøringslinje, som ikke er etableret senest den 4. august 2003
6)   
»strukturel kapacitetsbegrænsning«
: begrænsning i transmissionssystemet, som det er muligt at definere utvetydigt, er forudsigelig, geografisk stabil over tid og under normale forhold jævnligt forekommer i elektricitetssystemet
7)   
»markedsoperatør«
: en enhed, der leverer en tjeneste, hvor udbud af elektricitet til salg afstemmes med bud om køb af elektricitet
8)   
»udpeget elektricitetsmarkedsoperatør« eller »NEMO«
: en markedsoperatør, der af den kompetente myndighed er blevet udpeget til at udføre opgaver i forbindelse med den fælles day-ahead- eller intraday-kobling
9)   
»value of lost load«
: et overslag i EUR/MWh af den maksimale elpris, som kunder er villige til at betale for at undgå en strømafbrydelse
10)   
»balancering«
: alle aktiviteter og processer inden for alle tidsperioder, med hvilke transmissionssystemoperatørerne på en kontinuerlig måde sikrer opretholdelsen af systemfrekvensen inden for et forud fastsat stabilitetsinterval og overensstemmelse med den mængde af reserver, som er nødvendig af hensyn til den påkrævede kvalitet
11)   
»balanceringsenergi«
: energi, som transmissionssystemoperatørerne bruger til at udføre balancering
12)   
»leverandør af balanceringstjenester«
: en markedsdeltager, der leverer balanceringsenergi og/eller balanceringskapacitet til transmissionssystemoperatører
13)   
»balanceringskapacitet«
: en mængde kapacitet, som en leverandør af balanceringstjenester har forpligtet sig til at opretholde, og for hvilken leverandøren af balanceringstjenester har forpligtet sig til at afgive bud på en tilsvarende mængde balanceringsenergi til transmissionssystemoperatøren i kontraktens løbetid
14)   
»balanceansvarlig aktør«
: en markedsdeltager eller dennes valgte repræsentant, som har ansvaret for vedkommendes ubalancer på elmarkedet
15)   
»periode for afregning af ubalancer«
: den tidsenhed, for hvilken balanceansvarlige aktørers ubalance beregnes
16)   
»ubalancepris«
: prisen, positiv, nul eller negativ, i hver periode for afregning af ubalancer for en ubalance i hver retning
17)   
»ubalancepris-område«
: det område, inden for hvilket en ubalancepris beregnes
18)   
»prækvalifikationsproces«
: en proces med henblik på at verificere, om en leverandør af balanceringskapacitet opfylder de krav, som transmissionssystemoperatørerne har fastsat
19)   
»reservekapacitet«
: den mængde frekvenskontrolreserver, frekvensgenoprettelsesreserver eller erstatningsreserver, der skal være til rådighed for transmissionssystemoperatøren
20)   
»prioriteret lastfordeling«
: for den selvstændige lastfordelingsmodels vedkommende kraftværkers lastfordeling på grundlag af andre kriterier end den økonomiske rangfølge af bud, og for den centrale lastfordelingsmodels vedkommende kraftværkers lastfordeling på grundlag af andre kriterier end den økonomiske rangfølge af bud og end netbegrænsninger, idet der gives prioritet til bestemte produktionsteknologiers lastfordeling
21)   
»kapacitetsberegningsregion«
: det geografiske område, inden for hvilket den koordinerede kapacitetsberegning anvendes
22)   
»kapacitetsmekanisme«
: en midlertidig foranstaltning med det formål at sørge for den nødvendige ressourcetilstrækkelighed ved at aflønne ressourcer for at stå til rådighed, bortset fra foranstaltninger vedrørende systemydelser eller håndtering af kapacitetsbegrænsninger
23)   
»højeffektiv kraftvarmeproduktion«
: kraftvarmeproduktion, der opfylder kriterierne i bilag II til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2012/27/EU 
(
16
)
24)   
»demonstrationsprojekt«
: et projekt, der fremviser en teknologi, som er den første af sin art i Unionen, og som udgør en væsentlig nyskabelse, der rækker langt ud over det bedste eksisterende tekniske niveau
25)   
»markedsdeltager«
: en fysisk eller juridisk person, der køber, sælger eller producerer elektricitet, der udfører aggregering, eller der er en operatør af tjenester vedrørende fleksibelt elforbrug eller energilagringstjenester, herunder ved afgivelse af handelsordrer, på et eller flere elektricitetsmarkeder, herunder på balanceringsenergimarkeder
26)   
»belastningsomfordeling«
: en foranstaltning, herunder en afkortning, der aktiveres af en eller flere transmissionssystemoperatører eller distributionssystemoperatører ved at ændre produktionsmønstret, forbrugsmønstret eller begge dele med henblik på at ændre de fysiske strømme i elektricitetssystemet og afhjælpe en fysisk kapacitetsbegrænsning eller på anden måde sikre systemsikkerhed
27)   
»modkøb«
: budområdeoverskridende udveksling, der igangsættes af systemoperatører mellem to budområder for at afhjælpe fysisk kapacitetsbegrænsning
28)   
»produktionsanlæg«
: et anlæg, der omdanner primær energi til elektrisk energi, og som består af et eller flere produktionsmoduler, der er tilsluttet et net
29)   
»central lastfordelingsmodel«
: en model for planlægning og lastfordeling, hvor produktions- og forbrugsplaner samt lastfordeling af produktionsanlæg og forbrugsanlæg, for så vidt angår anlæg, hvor lastfordeling er mulig, fastlægges af en transmissionssystemoperatør inden for en integreret planlægningsproces
30)   
»selvstændig lastfordelingsmodel«
: en model for planlægning og lastfordeling, hvor produktions- og forbrugsplaner samt lastfordeling af produktionsanlæg og forbrugsanlæg fastlægges af disse anlægs balanceansvarlige
31)   
»standardiseret balanceringsprodukt«
: et harmoniseret balanceringsprodukt defineret af alle transmissionssystemoperatører for udveksling af balanceringstjenester
32)   
»specifikt balanceringsprodukt«
: et balanceringsprodukt, der adskiller sig fra et standardiseret balanceringsprodukt
33)   
»delegeret operatør«
: en enhed, til hvem særlige opgaver eller forpligtelser, der er tildelt en transmissionssystemoperatør eller udpeget elektricitetsmarkedsoperatør i henhold til denne forordning eller andre EU-retsaktier, er blevet delegeret af denne transmissionssystemoperatør eller NEMO eller er blevet tillagt af en medlemsstat eller regulerende myndighed
34)   
»kunde«
: en kunde som defineret i artikel 2, nr. 1), i direktiv (EU) 2019/944
35)   
»slutkunde«
: slutkunde som defineret i artikel 2, nr. 3), i direktiv (EU) 2019/944
36)   
»engroskunde«
: en engroskunde som defineret i artikel 2, nr. 2), i direktiv (EU) 2019/944
37)   
»husholdningskunde«
: en husholdningskunde som defineret i artikel 2, nr. 4), i direktiv (EU) 2019/944
38)   
»lille virksomhed«
: en lille virksomhed som defineret i artikel 2, nr. 7), i direktiv (EU) 2019/944
39)   
»aktiv kunde«
: en aktiv kunde som defineret i artikel 2, nr. 8), i direktiv (EU) 2019/944
40)   
»elektricitetsmarkeder«
: elektricitetsmarkeder som defineret i artikel 2, nr. 9), i direktiv (EU) 2019/944
41)   
»levering«
: levering som defineret i artikel 2, nr. 12), i direktiv (EU) 2019/944
42)   
»elektricitetsleveringskontrakt«
: en elektricitetsleveringskontrakt som defineret i artikel 2, nr. 13), i direktiv (EU) 2019/944
43)   
»aggregering«
: aggregering som defineret i artikel 2, nr. 18), i direktiv (EU) 2019/944
44)   
»fleksibelt elforbrug«
: fleksibelt elforbrug som defineret i artikel 2, nr. 20), i direktiv (EU) 2019/944
45)   
»intelligent målersystem«
: intelligent målersystem som defineret i artikel 2, nr. 23), i direktiv (EU) 2019/944
46)   
»interoperabilitet«
: interoperabilitet som defineret i artikel 2, nr. 24), i direktiv (EU) 2019/944
47)   
»distribution«
: distribution som defineret i artikel 2, nr. 28), i direktiv (EU) 2019/944
48)   
»distributionssystemoperatør«
: distributionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 29), i direktiv (EU) 2019/944
49)   
»energieffektivitet«
: energieffektivitet som defineret i artikel 2, nr. 30), i direktiv (EU) 2019/944
50)   
»energi fra vedvarende energikilder« eller »vedvarende energi«
: energi fra vedvarende energikilder som defineret i artikel 2, nr. 31), i direktiv (EU) 2019/944
51)   
»decentral produktion«
: decentral produktion som defineret i artikel 2, nr. 32), i direktiv (EU) 2019/944
52)   
»transmission«
: transmission som defineret i artikel 2, nr. 34), i direktiv (EU) 2019/944
53)   
»transmissionssystemoperatør«
: transmissionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 35), i direktiv (EU) 2019/944
54)   
»systembruger«
: systembruger som defineret i artikel 2, nr. 36), i direktiv (EU) 2019/944
55)   
»produktion«
: produktion som defineret i artikel 2, nr. 37), i direktiv (EU) 2019/944
56)   
»producent«
: producent som defineret i artikel 2, nr. 38), i direktiv (EU) 2019/944
57)   
»sammenkoblet system«
: sammenkoblet system som defineret i artikel 2, nr. 40), i direktiv (EU) 2019/944
58)   
»lille isoleret system«
: lille isoleret system som defineret i artikel 2, nr. 42), i direktiv (EU) 2019/944
59)   
»lille forbundet system«
: lille forbundet system som defineret i artikel 2, nr. 43), i direktiv (EU) 2019/944
60)   
»systemydelse«
: systemydelse som defineret i artikel 2, nr. 48), i direktiv (EU) 2019/944
61)   
»ikkefrekvensrelateret systembærende ydelse«
: ikkefrekvensrelateret systembærende ydelse som defineret i artikel 2, nr. 49), i direktiv (EU) 2019/944
62)   
»energilagring«
: energilagring som defineret i artikel 2, nr. 59), i direktiv (EU) 2019/944
63)   
»regionalt koordinationscenter«
: regionalt koordinationscenter etableret i henhold til artikel 35 i denne forordning
64)   
»engrosenergimarked«
: engrosenergimarked som defineret i artikel 2, nr. 6), i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1227/2011 
(
17
)
65)   
»budområde«
: det største geografiske område, hvor markedsdeltagerne kan udveksle energi uden kapacitetsfordeling
66)   
»kapacitetsfordeling«
: fordeling af kapacitet på tværs af budområder
67)   
»systemområde«
: en sammenhængende del af et internt forbundet system, der betjenes af en enkelt systemoperatør, og som omfatter eventuelt tilsluttede fysiske forbrugsenheder og/eller produktionsenheder
68)   
»koordineret nettotransmissionskapacitet«
: en kapacitetsberegningsmetode baseret på princippet om ex ante-vurdering og -definition af en maksimal energiudveksling mellem tilstødende budområder
69)   
»kritisk netelement«
: et netelement, der enten ligger i et budområde eller mellem budområder, og som medregnes i kapacitetsberegningsprocessen og dermed begrænser mængden af elektricitet, der kan udveksles
70)   
»overførselskapacitet«
: det omfang, hvori det internt forbundne system er i stand til at overføre energi mellem budområder
71)   
»produktionsenhed«
: en enkelt elektricitetsgenerator, der hører til et produktionsanlæg.
KAPITEL II
ALMINDELIGE BESTEMMELSER FOR ELMARKEDET
Artikel 3
Principper vedrørende driften af elektricitetsmarkeder
Medlemsstaterne, regulerende myndigheder, transmissionssystemoperatørerne, distributionssystemoperatørerne, markedsoperatørerne og delegerede operatører sikrer, at elektricitetsmarkederne drives efter følgende principper:
a)
prisdannelsen baseres på efterspørgsel og udbud
b)
markedsregler tilskynder til fri prisdannelse og undgår tiltag, der hindrer prisdannelse baseret på efterspørgsel og udbud
c)
markedsregler letter udviklingen af en mere fleksibel produktion, bæredygtig lavemissionsproduktion og en mere fleksibel efterspørgsel
d)
kunder kan drage fordel af markedsmuligheder og øget konkurrence på detailmarkederne og styrkes, så de kan optræde som markedsdeltagere på energimarkedet og i energiomstillingen
e)
slutkunders og små virksomheders markedsdeltagelse muliggøres ved aggregering af produktion fra flere produktionsanlæg eller forbrug fra flere anlæg baseret på fleksibelt elforbrug med henblik på at afgive fælles bud på elmarkedet og fælles drift i elektricitetssystemet i overensstemmelse med EU-konkurrenceretten
f)
markedsregler åbner mulighed for dekarboniseringen af elektricitetssystemet og således af økonomien, herunder ved at åbne mulighed for at integrere elektricitet fra vedvarende energikilder og skabe incitamenter til at øge energieffektiviteten
g)
markedsregler tilvejebringer egnede incitamenter til fremme af investeringer i produktion, navnlig langsigtede investeringer i et dekarboniseret og bæredygtigt elektricitetssystem, energilagring, energieffektivitet og fleksibelt elforbrug for at imødekomme markedets behov og lette fair konkurrence og dermed garantere forsyningssikkerheden
h)
hindringer for elektricitetsstrømme mellem budområder eller medlemsstater samt transaktioner på tværs af landegrænser på elektricitetsmarkeder og markeder for beslægtede tjenester fjernes gradvist
i)
markedsregler åbner mulighed for regionalt samarbejde, når dette er effektivt
j)
sikker og bæredygtig produktion, energilagring og fleksibelt elforbrug deltager på lige fod på markedet i henhold til de krav, der er fastsat i EU-retten
k)
alle producenter er direkte eller indirekte ansvarlige for at sælge den elektricitet, de producerer
l)
markedsregler giver mulighed for, at demonstrationsprojekter videreudvikles til bæredygtige, sikre og lavemissionsenergikilder, -teknologier eller -systemer, som skal virkeliggøres og anvendes til gavn for samfundet
m)
markedsregler åbner mulighed for en effektiv lastfordeling af produktionsaktiver, energilagring og fleksibelt elforbrug
n)
markedsregler åbner mulighed for, at elproducenter, energilagringsvirksomheder og elleveringsvirksomheder indtræder på og forlader markedet ud fra disse virksomheders vurdering af deres aktiviteters økonomiske og finansielle lønsomhed
o)
for at give markedsdeltagere mulighed for at blive beskyttet mod risici for prisudsving på markedsvilkår og mindske usikkerheden om fremtidige indtægter, kan langsigtede risikoafdækningsprodukter handles på børser på en gennemsigtig måde, og langtidselleveringskontrakter kan indgås OTC (over the counter), under overholdelse af EU-konkurrenceretten
p)
markedsregler letter handelen med varer i hele Unionen, og reguleringsmæssige ændringer tager hensyn til virkningerne på både kortsigtede og langsigtede forward- og futuresmarkeder og -produkter
q)
markedsdeltagerne har ret til at få adgang til transmissionsnet og distributionsnet på objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende vilkår.
Artikel 4
Retfærdig omstilling
Kommissionen støtter medlemsstater, der indfører en national strategi for gradvis reduktion af den eksisterende produktions- og minedriftskapacitet for kul og andre faste fossile brændstoffer, med alle til rådighed stående midler med henblik på at muliggøre en retfærdig omstilling i regioner, der er ramt af strukturændringer. Kommissionen bistår medlemsstaterne med at tage sig af de sociale og økonomiske konsekvenser af omstillingen til ren energi.
Kommissionen arbejder tæt sammen med interessenterne i kul- og kulstofintensive regioner, letter adgangen til og anvendelsen af de disponible midler og programmer, og tilskynder til udveksling af god praksis, herunder drøftelser om handlingsplaner for industrien og behov for omskoling.
Artikel 5
Balanceansvar
1.   Alle markedsdeltagere skal være ansvarlige for de ubalancer, de skaber i systemet (»balanceansvar«). Med henblik herpå skal markedsdeltagerne enten være balanceansvarlige aktører eller kontraktligt uddelegere deres ansvar til en balanceansvarlig aktør efter eget valg. Hver balanceansvarlig aktør er økonomisk ansvarlig for sine ubalancer og skal bestræbe sig på at være balanceret eller hjælpe elektricitetssystemet med at blive balanceret.
2.   Medlemsstaterne kan kun vedtage fritagelser fra balanceansvaret for:
a)
demonstrationsprojekter for innovative teknologier, der skal godkendes af den regulerende myndighed, forudsat at disse fritagelser er begrænset til den tid og det omfang, der er nødvendigt for at opfylde demonstrationsformålet
b)
produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, med en installeret elkapacitet på mindre end 400 kW
c)
anlæg, der er omfattet af støtteordninger, som Kommissionen har godkendt i henhold til Unionens statsstøtteregler i henhold til artikel 107, 108 og109 i TEUF, og som er sat i drift inden den 4. juli 2019.
Medlemsstaterne kan, med forbehold af artikel 107 og 108 i TEUF, give incitamenter til markedsdeltagere, som er helt eller delvis undtaget fra balanceansvar, til at acceptere fuldt balanceansvar.
3.   Når en medlemsstat indrømmer en fritagelse i henhold til stk. 2, sikrer den sig, at det finansielle ansvar for ubalancer er opfyldt af en anden markedsdeltager.
4.   For produktionsanlæg, der er sat i drift fra den 1. januar 2026, finder stk. 2, litra b), alene anvendelse på produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder med en installeret elkapacitet på mindre end 200 kW.
Artikel 6
Balancemarked
1.   Balancemarkeder, herunder prækvalifikationsprocesser, tilrettelægges med henblik på at sikre
a)
at diskrimination mellem markedsdeltagere elimineres på effektiv vis, idet der tages hensyn til forskelle i de tekniske behov i elektricitetssystemet og forskelle i produktionskildernes tekniske kapacitet, energilagring og fleksibelt elforbrug
b)
at tjenester defineres på en gennemsigtig og teknologisk neutral måde og anskaffes på en gennemsigtig, markedsbaseret måde
c)
ikkediskriminerende adgang for alle markedsdeltagere, individuelt eller gennem aggregering, herunder for elektricitet produceret fra forskellige vedvarende energikilder, fleksibelt elforbrug og energilagring
d)
at der tages hensyn til behovet for at absorbere den voksende andel af variabel elproduktion, øget elforbrugsfleksibilitet og fremspirende nye teknologier.
2.   Prisen på balanceringsenergi skal ikke fastsættes på forhånd i kontrakter om balanceringskapacitet. Udbudsprocedurer skal være gennemsigtige i overensstemmelse med artikel 40, stk. 4, i direktiv (EU) 2019/944 og samtidig beskytte fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger.
3.   Balancemarkeder skal sikre driftssikkerhed og samtidig åbne mulighed for maksimal udnyttelse og effektiv fordeling af overførselskapacitet på tværs af tidsrammer i overensstemmelse med artikel 17.
4.   Afregningen af balanceringsenergi for standardiserede balanceringsprodukter og specifikke balanceringsprodukter skal baseres på marginalpriser (»pay-as-cleared«), medmindre alle regulerende myndigheder godkender en alternativ prisfastsættelsesmetode på grundlag af et fælles forslag fra alle transmissionssystemoperatører efter en analyse, der viser, at denne alternative prisfastsættelsesmetode er mere effektiv.
Markedsdeltagerne skal kunne byde så tæt på realtid, som det er muligt, og lukketiden for balanceringsenergi skal ikke være før det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketid.
Transmissionssystemoperatører, som anvender en central lastfordelingsmodel, kan fastsætte yderligere regler i overensstemmelse med retningslinjerne for balancering af elektricitet, der er vedtaget på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009.
5.   Ubalancerne afregnes til en pris, som afspejler energiens værdi i realtid.
6.   Hvert ubalanceprisområde skal svare til et budområde, bortset fra i forbindelse med modellen med central lastfordeling, hvor et ubalanceprisområde kan udgøre en del af et budområde.
7.   Dimensioneringen af reservekapaciteten skal udføres af transmissionssystemoperatørerne og fremmes på regionalt plan.
8.   Anskaffelsens af balanceringskapacitet skal udføres af transmissionssystemoperatørerne og kan fremmes på regionalt plan. Reservation af grænseoverskridende kapacitet med henblik herpå kan begrænses. Anskaffelsen af balanceringskapacitet skal være markedsbaseret og tilrettelægges således, at forskelsbehandling mellem markedsdeltagerne elimineres i prækvalifikationsprocessen i overensstemmelse med artikel 40, stk. 4, i direktiv (EU) 2019/944, uanset om markedsdeltagerne deltager individuelt eller er aktive inden for aggregering.
Anskaffelsen af balanceringskapacitet skal baseres på et primært marked, medmindre og i det omfang den regulerende myndighed har givet en fritagelse for at tillade brugen af andre former for markedsbaseret anskaffelse som følge af manglende konkurrence på markedet for balanceringsydelser. Fritagelser fra forpligtelsen til at basere anskaffelsen af balanceringskapacitet på anvendelsen af primære markeder skal gennemgås hvert tredje år.
9.   Anskaffelsen af opreguleringsbalanceringskapacitet og nedreguleringsbalanceringskapacitet skal udføres særskilt, medmindre den regulerende myndighed godkender en fritagelse fra dette princip baseret på, at dette vil føre til større økonomisk effektivitet, som påvist i en evaluering udført af transmissionssystemoperatøren. Kontrakter for balanceringskapacitet må ikke indgås mere end én dag før leveringen af balanceringskapaciteten, og kontraktperioden må højst være én dag, medmindre og i det omfang den regulerende myndighed har godkendt den tidligere kontrahering eller længere kontraktperioder for at sikre forsyningssikkerheden eller forbedre den økonomiske effektivitet.
Gives der en fritagelse, skal kontrakterne for balanceringskapaciteten, for mindst 40 % af de standardiserede balanceringsprodukter og for mindst 30 % af alle produkter, der anvendes til balanceringskapacitet, indgås højst én dag før leveringen af balanceringskapaciteten, og kontraktperioden må højst være én dag. Kontraheringen for den resterende del af balanceringskapaciteten skal foretages højst en måned før leveringen af balanceringskapaciteten, og kontraktperioden skal være på højst en måned.
10.   Efter anmodning fra transmissionssystemoperatøren kan den regulerende myndighed beslutte at forlænge kontraktperioden for den resterende del af balanceringskapaciteten, der er omhandlet i stk. 9, til højst 12 måneder, forudsat at en sådan beslutning er begrænset i tid og de positive virkninger i form af lavere omkostninger for slutkunder er større end de negative virkninger på markedet. Anmodningen skal indeholde følgende:
a)
den specifikke tidsperiode, som undtagelsen skal være gældende for
b)
det specifikke omfang af balanceringskapaciteten, som undtagelsen skal være gældende for
c)
en analyse af undtagelsens indvirkning på deltagelsen i balanceringsressourcerne, samt
d)
en begrundelse for undtagelsen, der demonstrerer, at en sådan undtagelse vil føre til lavere omkostninger for slutkunderne.
11.   Uanset stk. 10, må kontraktperioder fra den 1. januar 2026 ikke overstige seks måneder.
12.   Senest den 1. januar 2028 aflægger de regulerende myndigheder beretning til Kommissionen og ACER om, hvor stor en andel af den samlede kapacitet, der er omfattet af kontrakter med en varighed eller en anskaffelsesperiode, der er længere end én dag.
13.   Transmissionssystemoperatører eller deres delegerede operatører offentliggør så tæt på realtid, som det er muligt, men med højst 30 minutters forsinkelse efter leveringen, den aktuelle systembalance i deres planlægningsområder, de anslåede ubalancepriser og de anslåede balanceringsenergipriser.
14.   Hvor standardbalanceringsprodukter ikke er tilstrækkelige til at sikre driftssikkerhed, eller hvor visse balanceringsressourcer ikke kan deltage i balancemarkedet gennem standardbalanceringsprodukter, kan transmissionssystemoperatører foreslå og regulerende myndigheder godkende fritagelser fra stk. 2 og 4 for specifikke balanceringsprodukter, der aktiveres lokalt, uden at udveksle dem med andre transmissionssystemoperatører.
Forslag til fritagelser skal omfatte en beskrivelse af de foranstaltninger, der foreslås for at minimere anvendelsen af specifikke produkter, der er underlagt økonomisk effektivitet, en påvisning af, at de specifikke produkter ikke skaber betydelig ineffektivitet og forvridninger på balancemarkedet enten i eller uden for planlægningsområdet samt, hvor det er relevant, regler og oplysninger for processen for konvertering af bud på balanceringsenergi fra specifikke balanceringsprodukter til bud på balanceringsenergi fra standardiserede balanceringsprodukter.
Artikel 7
Day-ahead- og intraday-markeder
1.   Transmissionssystemoperatørerne og NEMO'erne tilrettelægger i fællesskab forvaltningen af de integrerede day-ahead- og intraday-markeder i overensstemmelse med forordning (EU) 2015/1222. Transmissionssystemoperatørerne og NEMO'erne samarbejder på EU-plan, eller på regionalt plan når det er mere hensigtsmæssigt, for at maksimere produktiviteten og effektiviteten af Unionens day-ahead- og intraday-handel med elektricitet. Pligten til at samarbejde berører ikke anvendelsen af EU-konkurrenceretten. Transmissionssystemoperatørerne og NEMO'erne er i deres funktioner vedrørende handel med elektricitet underlagt de regulerende myndigheders tilsyn i henhold til artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944 og ACER's overvågning i henhold til artikel 4 og 8 i forordning (EU) 2019/942.
2.   Day-ahead- og intraday-markeder skal:
a)
tilrettelægges på en sådan måde, at forskelsbehandling undgås
b)
maksimere alle markedsdeltageres evne til at forvalte ubalancer
c)
maksimere alle markedsdeltageres muligheder for at deltage i budområdeoverskridende handel så tæt som muligt på realtid i alle budområder
d)
tilvejebringe priser, som afspejler de grundlæggende markedsvilkår, herunder energiens værdi i realtid, og som markedsdeltagerne kan basere sig på i forbindelse med aftaler om langsigtede risikoafdækningsprodukter
e)
sikre driftssikkerheden og samtidig åbner mulighed for maksimal udnyttelse af transmissionskapaciteten
f)
være gennemsigtige og samtidig beskytte hensynet til fortrolighed af forretningsmæssigt følsomme oplysninger og sikre, at handelen foregår anonymt
g)
ikke skelne imellem, om handler foretages i et budområde eller på tværs af budområder, og
h)
være tilrettelagt således, at det sikres, at alle markedsdeltagere kan få adgang til markedet individuelt eller gennem aggregering.
Artikel 8
Handel på day-ahead- og intraday-markeder
1.   NEMO'erne giver markedsdeltagerne mulighed for at handle med energi så tæt på realtid, som det er muligt, og som minimum indtil det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketid.
2.   NEMO'erne giver markedsdeltagerne mulighed for at handle med energi i tidsintervaller, der er mindst lige så korte som perioden for afregning af ubalancer i både day-ahead- og intraday-markeder.
3.   NEMO'erne sørger for produkter for handel på day-ahead- og intraday-markeder af en tilstrækkeligt lille størrelse, med mindste bud på 500 kilowatt eller mindre, for at tillade den effektive deltagelse af fleksibelt elforbrug, energilagring og vedvarende energikilder i lille skala, herunder direkte deltagelse af kunder.
4.   Senest den 1. januar 2021 skal perioden for afregning af ubalancer være 15 minutter i alle planlægningsområder, medmindre de regulerende myndigheder har givet en fritagelse eller indrømmet en undtagelse. Fritagelser må kun gives indtil den 31. december 2024.
Fra den 1. januar 2025 må perioden for afregning af ubalancer ikke være længere end 30 minutter, hvor en undtagelse er givet af alle de regulerende myndigheder i et synkront område.
Artikel 9
Forwardmarkeder
1.   I overensstemmelse med forordning (EU) 2016/1719 skal transmissionssystemoperatørerne udstede langsigtede transmissionsrettigheder eller have indført tilsvarende foranstaltninger for at give markedsdeltagerne, herunder ejere af produktionsanlæg, der benytter vedvarende energikilder, mulighed for at gardere sig mod prisudsving på tværs af budområdegrænser, medmindre en vurdering af forwardmarkedet på budområdegrænserne udført af de kompetente regulerende myndigheder viser, at der er tilstrækkelige risikoafdækningsmuligheder i de berørte budområder.
2.   Langsigtede transmissionsrettigheder tildeles på en gennemsigtig måde, på markedsvilkår og uden forskelsbehandling via en fælles tildelingsplatform.
3.   Med forbehold for overholdelse af EU-konkurrenceretten kan markedsoperatørerne frit udvikle forwardrisikoafdækningsprodukter, herunder langsigtede forwardrisikoafdækningsprodukter, for at give markedsdeltagere, herunder ejere af produktionsanlæg, der benytter vedvarende energikilder, passende muligheder for at gardere sig mod finansielle risici som følge af prisudsving. Medlemsstaterne må ikke kræve, at en sådan risikoafdækningsaktivitet skal begrænses til handler inden for en medlemsstat eller et budområde.
Artikel 10
Tekniske begrænsninger på bud
1.   Der må hverken være en øvre eller en nedre grænse for elprisen på engrosmarkedet. Denne bestemmelse finder anvendelse bl.a. på tilbudsgivning og clearing inden for alle tidsrammer og omfatter balanceringsenergi- og ubalancepriser, uden at det berører de tekniske grænseværdier for priser, der kan anvendes inden for balanceringstidsrammen og i day-ahead- og intraday-tidsplaner i overensstemmelse med stk. 2.
2.   NEMO'erne kan anvende harmoniserede grænseværdier for maksimum- og minimumsclearingpriser for day-ahead- og intraday-tidsrammerne, Disse grænseværdier skal være tilstrækkeligt høje for ikke at begrænse samhandelen unødigt, harmoniseres for det indre marked og tage hensyn til den maksimale value of lost load. NEMO'erne gennemfører en gennemsigtig mekanisme til automatisk at justere de tekniske grænseværdier på bud rettidigt i tilfælde af, at de fastsatte grænseværdier forventes nået. De justerede højere grænseværdier forbliver gældende, indtil yderligere stigninger i henhold til den nævnte mekanisme er påkrævet.
3.   Transmissionssystemoperatører må ikke træffe foranstaltninger med henblik på at ændre engrospriser.
4.   Regulerende myndigheder eller, hvor en medlemsstat har udpeget en anden kompetent myndighed til dette formål, en sådan udpeget kompetent myndighed, identificerer anvendte politikker og foranstaltninger inden for deres område, som indirekte kan bidrage til at begrænse engrosprisdannelsen, herunder begrænse bud vedrørende aktiveringen af balanceringsenergi, kapacitetsmekanismer, transmissionssystemoperatørernes foranstaltninger og foranstaltninger med sigte på at udfordre markedsresultater, eller til at forebygge misbrug af dominerende stilling eller ineffektivt afgrænsede budområder.
5.   Hvis en regulerende myndighed eller udpeget kompetent myndighed har identificeret en politik eller foranstaltning, som kan anvendes til at begrænse engrosprisdannelsen, træffer den alle egnede tiltag til at eliminere eller, hvis dette ikke er muligt, afbøde denne politiks eller foranstaltnings indvirkning på budadfærden. Medlemsstaterne indgiver en rapport til Kommissionen senest den 5. januar 2020 med angivelse af de foranstaltninger og tiltag, de har truffet eller påtænker at træffe.
Artikel 11
Value of lost load
1.   Hvor det er nødvendigt for at fastsætte en pålidelighedsstandard i overensstemmelse med artikel 25, fastlægger de nationale regulerende myndigheder eller, hvor en medlemsstat har udpeget en anden kompetent myndighed til dette formål, sådanne udpegede kompetente myndigheder senest 5. juli 2020 et fælles overslag over værdien af mistet forbrug på deres område. Dette overslag offentliggøres. Regulerende myndigheder eller andre udpegede kompetente myndigheder kan fastsætte forskellige skøn for hvert budområde, hvis der er flere budområder på deres område. Hvor et budområde består af områder i mere end én medlemsstat, fastsætter de berørte regulerende myndigheder eller andre udpegede kompetente myndigheder et fælles overslag over value of lost load for dette budområde. Ved fastsættelsen af det fælles overslag over value of lost loadanvender de regulerende myndigheder eller andre udpegede kompetente myndigheder den i artikel 23, stk. 6, omhandlede metode.
2.   Regulerende myndigheder og udpegede kompetente myndigheder opdaterer deres overslag over value of lost load mindst hvert femte år, eller tidligere hvor de konstaterer en væsentlig ændring.
Artikel 12
Lastfordeling af produktion og fleksibelt elforbrug
1.   Lastfordelingen af produktionsanlæg og fleksibelt elforbrug skal foregå uden forskelsbehandling, gennemsigtigt og, medmindre andet er bestemt i henhold til stk. 2-6, på markedsvilkår.
2.   Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i TEUF sikrer medlemsstaterne, at systemoperatører ved lastfordeling mellem produktionsanlæg giver forrang til produktionsanlæg, der bruger vedvarende energikilder, i det omfang den sikre drift af det nationale elektricitetssystem tillader det og på grundlag af gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier, hvor sådanne produktionsanlæg enten er:
a)
produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder med en installeret elkapacitet på mindre end 400 kW eller
b)
demonstrationsprojekter for innovative teknologier, der skal godkendes af den regulerende myndighed såfremt en sådan forrang er begrænset til den tid og det omfang, der er nødvendigt for at opfylde demonstrationsformålet.
3.   En medlemsstat kan beslutte ikke at anvende prioriteret lastfordeling til produktionsanlæg som omhandlet i stk. 2, litra a), med en påbegyndelse af drift mindst seks måneder efter, at afgørelsen er truffet, eller at anvende en lavere minimumskapacitet end den, der er fastsat i stk. 2, litra a), forudsat at:
a)
den har velfungerende intraday-, og andre engros- og balancemarkeder, og at disse markeder er fuldt ud tilgængelige for alle markedsdeltagere i overensstemmelse med denne forordning
b)
reglerne vedrørende belastningsomfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger er gennemsigtige for alle markedsdeltagere
c)
medlemsstatens nationale bidrag til Unionens bindende overordnede mål for andelen af energi fra vedvarende energikilder i henhold til artikel 3, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 
(
18
)
 og artikel 4, litra a), nr. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 
(
19
)
 er mindst lig med det tilsvarende resultat af formlen i bilag II til forordning (EU) 2018/1999, og medlemsstatens andel af energi fra vedvarende energikilder ligger ikke under dens referencepunkter i henhold til artikel 4, litra a), nr. 2, i forordning (EU) 2018/1999, eller alternativt udgør medlemsstatens andel af energi fra vedvarende energikilder i det endelige bruttoforbrug af elektricitet mindst 50 %
d)
medlemsstaten har givet Kommissionen meddelelse om den planlagte fritagelse med en detaljeret beskrivelse af, hvordan betingelserne i litra a), b) og c) er opfyldt, og
e)
medlemsstaten har offentliggjort den planlagte fritagelse, herunder den detaljerede begrundelse for at give denne fritagelse, under behørig hensyntagen til beskyttelsen af forretningsmæssigt følsomme oplysninger, når det er påkrævet.
Hvor der gives en fritagelse, som påvirker produktionsanlæg, der allerede drager fordel af prioriteret lastfordeling, skal der undgås ændringer med tilbagevirkende kraft, uanset en eventuel aftale mellem en medlemsstat og et produktionsanlæg på frivillig basis.
Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i TEUF, kan medlemsstaterne give anlæg, der er berettiget til prioriteret lastfordeling, incitamenter til frivilligt at give afkald på prioriteret lastfordeling.
4.   Uden at det berører artikel 107, 108 og 109 i TEUF, kan medlemsstaterne give prioriteret lastfordeling for elektricitet produceret i produktionsanlæg, som anvender højeffektiv kraftvarmeproduktion med en installeret elkapacitet på mindre end 400 kW.
5.   For produktionsanlæg, der er sat i drift den 1. januar 2026 eller derefter, finder stk. 2, litra a), alene anvendelse på produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder og har en installeret elkapacitet på mindre end 200 kW.
6.   Uden at det berører kontrakter indgået inden den 4. juli 2019, drager produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder eller højeffektiv kraftvarmeproduktion, og som var sat i drift inden den 4. juli 2019, og som, da de blev sat i drift, var omfattet af prioriteret lastfordeling i henhold til artikel 15, stk. 5, i direktiv 2012/27/EU eller artikel 16, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF 
(
20
)
, fortsat dragefordel af prioriteret lastfordeling. Prioriteret lastfordeling finder ikke længere anvendelse for sådanne produktionsanlæg fra det tidspunkt, hvor produktionsanlægget er genstand for betydelige ændringer, hvilket som minimum anses for at være tilfældet, når en ny tilslutningsaftale er påkrævet, eller hvor produktionskapaciteten af produktionsanlægget forøges.
7.   Prioriteret lastfordeling må ikke bringe elektricitetssystemets driftssikkerhed i fare, må ikke anvendes som begrundelse for afkortning af overførselskapaciteter, udover hvad der er fastsat i artikel 16, og skal baseres på gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier.
Artikel 13
Belastningsomfordeling
1.   Belastningsomfordeling af produktion og belastningsomfordeling af fleksibelt elforbrug skal baseres på objektive, gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier. Den skal være åben for alle produktionsteknologier, al energilagring og al fleksibelt elforbrug, herunder i andre medlemsstater, medmindre det ikke er teknisk muligt.
2.   Ressourcer, der belastningsomfordeles, skal udvælges blandt produktionsanlæg, energilagring- eller fleksibelt elforbrug ved brug af markedsbaserede mekanismer, og der skal ydes økonomisk godtgørelse. Bud på balanceringsenergi, der anvendes til belastningsomfordeling, må ikke fastsætte balanceringsenergiprisen.
3.   Ikkemarkedsbaseret belastningsomfordeling af produktion, energilagring og fleksibelt elforbrug må kun anvendes, hvis:
a)
intet markedsbaseret alternativ foreligger
b)
alle tilgængelige markedsbaserede midler er udnyttet
c)
antallet af disponible produktionsanlæg, energilagringsanlæg eller anlæg baseret på fleksibelt elforbrug er utilstrækkeligt til at sikre reel konkurrence i det område, hvori der findes anlæg, som egner sig til at yde denne tjeneste, eller
d)
den aktuelle situation på nettet medfører kapacitetsbegrænsninger på en så regelmæssig og forudsigelig måde, at markedsbaseret belastningsomfordeling vil føre til regelmæssige strategiske bud, som vil øge graden af intern kapacitetsbegrænsning, og den berørte medlemsstat enten har vedtaget en handlingsplan, som skal afhjælpe disse kapacitetsbegrænsninger, eller sikrer, at den mindste tilgængelige kapacitet for budområdeoverskridende handel er i overensstemmelse med artikel 16, stk. 8.
4.   Transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører aflægger mindst en gang om året rapport til den kompetente regulerende myndighed om:
a)
niveauet for udvikling og effektivitet af markedsbaserede mekanismer til belastningsomfordeling til brug ved produktionsanlæg, energilagringsanlæg og anlæg baseret på fleksibelt elforbrug
b)
årsagerne bag og mængderne i MWh og arterne af produktionskilder, der pålægges belastningsomfordeling
c)
de foranstaltninger, der er truffet for at mindske behovet for nedadgående belastningsomfordeling for så vidt angår produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder eller højeffektiv kraftvarmeproduktion fremover, herunder investeringer i digitalisering af netinfrastrukturen og i tjenester, der øger fleksibiliteten.
Den regulerende myndighed forelægger rapporten for ACER og offentliggør et sammendrag af de i første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede data sammen med anbefalede forbedringer, om nødvendigt.
5.   Med forbehold for de krav, der er knyttet til opretholdelsen af nettets pålidelighed og sikkerhed, baseret på gennemsigtige og ikkediskriminerende kriterier fastlagt af de regulerende myndigheder, skal transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører:
a)
garantere transmissionsnettenes og distributionsnettenes evne til at overføre elektricitet produceret fra vedvarende energikilder eller højeffektiv kraftvarmeproduktion med den mindst mulige belastningsomfordeling, hvilket ikke må hindre, at der i planlægningen af nettet tages hensyn til begrænset belastningsomfordeling, hvor transmissionssystemoperatøren eller distributionssystemoperatøren er i stand til at påvise på en gennemsigtig måde, at dette er mere økonomisk effektivt og ikke overstiger 5 % af den årlige elproduktion fra anlæg, der anvender vedvarende energikilder, og som er direkte forbundet til deres respektive net, medmindre andet er fastsat i en medlemsstat, hvor elektricitet fra produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, eller højeffektiv kraftvarmeproduktion udgør mere end 50 % af det årlige endelige bruttoforbrug af elektricitet
b)
træffe passende netrelaterede og markedsrelaterede driftsforanstaltninger med henblik på at minimere nedadgående belastningsomfordeling af elektricitet fra vedvarende energikilder eller fra højeffektiv kraftvarmeproduktion
c)
sikre, at deres net er tilstrækkelig fleksible, så de er i stand til at forvalte dem.
6.   Anvendes ikkemarkedsbaseret nedadgående belastningsomfordeling, gælder følgende principper:
a)
produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder, må kun pålægges nedadgående belastningsomfordeling, hvis der ikke findes noget andet alternativ, eller hvis andre løsninger ville medføre uforholdsmæssigt store omkostninger eller alvorlige risici for netsikkerheden
b)
elektricitet, der produceres i en højeffektiv kraftvarmeproduktionsproces, må kun pålægges nedadgående belastningsomfordeling, hvis der — når der ses bort fra nedadgående belastningsomfordeling af produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder — ikke findes noget andet alternativ, eller hvis andre løsninger ville medføre uforholdsmæssigt store omkostninger eller alvorlige risici for netsikkerheden
c)
egenproduceret elektricitet fra produktionsanlæg, der anvender vedvarende energikilder eller højeffektive kraftvarmeværker, som ikke overføres til transmissions- eller distributionsnettet, må ikke pålægges nedadgående belastningsomfordeling, medmindre ingen anden løsning ville løse problemer med netsikkerheden
d)
nedadgående belastningsomfordeling i henhold til litra a), b) og c) skal begrundes på en behørig og gennemsigtig måde. Begrundelsen skal indgå i den rapport, der omhandles i stk. 3.
7.   Anvendes ikkemarkedsbaseret belastningsomfordeling, yder den systemoperatør, der anmoder om belastningsomfordelingen, finansiel kompensation til operatøren af det belastningsomfordelte produktionsanlæg, energilagringsanlæg eller anlæg baseret på fleksibelt elforbrug, undtagen i tilfælde af producenter, der har accepteret en tilslutningsaftale, i henhold til hvilken der ikke er nogen garanti for fast levering af energi. Sådan finansiel kompensation skal mindst svare til det højeste af følgende elementer eller en kombination heraf, hvis anvendelsen alene af det højeste element ville føre til en uberettiget lav eller en uberettiget høj kompensation:
a)
yderligere driftsomkostninger, der forårsages af belastningsomfordelingen, såsom yderligere brændstofomkostninger i tilfælde af opadgående belastningsomfordeling, eller levering af suppleringsvarme i tilfælde af nedadgående belastningsomfordeling af produktionsanlæg, der anvender højeffektiv kraftvarmeproduktion
b)
nettoindtægter fra salget af elektricitet på day-ahead-markedet, som produktionsanlægget, energilagringsanlægget eller anlægget, der er baseret på fleksibelt elforbrug, ville have produceret uden anmodningen om belastningsomfordeling; ydes finansiel støtte baseret på den producerede eller forbrugte mængde elektricitet til produktionsanlægget, energilagringsanlægget eller anlægget, der er baseret på fleksibelt elforbrug, betragtes finansiel støtte, der ville have været modtaget, havde det ikke været for anmodningen om belastningsomfordeling, som en del af nettofortjenesten.
KAPITEL III
NETADGANG OG HÅNDTERING AF KAPACITETSBEGRÆNSNINGER
AFDELING 1
Kapacitetsfordeling
Artikel 14
Revision af budområder
1.   Medlemsstaterne træffer alle passende foranstaltninger for at håndtere kapacitetsbegrænsninger. Afgrænsningen af budområder skal bygge på langsigtede, strukturelle kapacitetsbegrænsninger i transmissionsnettet. Budområder må ikke indeholde sådanne strukturelle kapacitetsbegrænsninger, medmindre de ikke har nogen indvirkning på tilgrænsende budområder, eller deres indvirkning på tilgrænsende budområder som en midlertidig undtagelse afbødes gennem anvendelsen af afhjælpende foranstaltninger og disse strukturelle kapacitetsbegrænsninger ikke fører til reduktioner i budområdeoverskridende handelskapacitet i overensstemmelse med kravene i artikel 16. Budområder i Unionen fastsættes på en sådan måde, at den økonomiske effektivitet og budområdeoverskridende handelsmuligheder maksimeres i overensstemmelse med artikel 16, samtidig med at forsyningssikkerheden opretholdes.
2.   Hvert tredje år indberetter ENTSO for elektricitet strukturelle kapacitetsbegrænsninger og andre større fysiske kapacitetsbegrænsninger mellem og inden for budområder, herunder beliggenheden og hyppigheden af sådanne kapacitetsbegrænsninger i overensstemmelse med de retningslinjer for kapacitetsfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der er vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009. Denne rapport skal indeholde en vurdering af, om kapaciteten for budområdeoverskridende handel nåede det lineære forløb i henhold til nærværende forordnings artikel 15 eller minimumskapaciteten i henhold til nærværende forordnings artikel 16.
3.   For at sikre en optimal fastsættelse af budområder foretages der en revision af budområder. Denne revision identificerer alle strukturelle kapacitetsbegrænsninger og omfatter en analyse af forskellige fastsættelser af budområder på en koordineret måde med inddragelse af berørte interessenter fra alle relevante medlemsstater i overensstemmelse med retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009. De nuværende budområder vurderes på grundlag af, i hvor høj grad de skaber pålidelige markedsforhold, herunder for fleksibel produktions- og belastningskapacitet, hvilket er afgørende for at undgå flaskehalse på nettet, skabe balance mellem efterspørgslen efter og udbuddet af elektricitet samt sørge for sikring af investeringerne i netværksinfrastruktur på lang sigt.
4.   Med henblik på denne artikel og denne forordnings artikel 15 er relevante medlemsstater, transmissionssystemoperatører eller regulerende myndigheder de medlemsstater, transmissionssystemoperatører eller regulerende myndigheder, der deltager i revisionen af fastsættelsen af budområder, samt dem, der er i samme kapacitetsberegningsregion i henhold til retningslinjerne om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
5.   Senest den 5. oktober 2019 forelægger alle relevante transmissionssystemoperatører et forslag til den metode og de antagelser, der skal anvendes i processen til revision af budområder, samt til de alternativt fastsatte budområder, der skal overvejes, til de relevante regulerende myndigheder til godkendelse. De relevante regulerende myndigheder træffer en enstemmig afgørelse om forslaget inden for tre måneder efter forelæggelse af forslaget. Er de regulerende myndigheder ikke i stand til at træffe en énstemmig afgørelse om forslaget inden for denne tidsfrist, træffer ACER inden for yderligere tre måneder afgørelse om metoden og forudsætningerne og de alternativt fastsatte budområder, som skal overvejes. Metoden baseres på strukturelle kapacitetsbegrænsninger, som ikke forventes at blive løst inden for de følgende tre år, under behørig hensyntagen til konkrete fremskridt med infrastrukturudviklingsprojekter, som forventes at blive realiseret inden for de følgende tre år.
6.   På grundlag af den metode og de forudsætninger, der er godkendt i henhold til stk. 5, forelægger de transmissionssystemoperatører, der deltager i revisionen af budområder, de relevante medlemsstater eller deres udpegede kompetente myndigheder et fælles forslag om, hvorvidt de fastsatte budområder skal ændres eller opretholdes, senest 12 måneder efter godkendelsen af metoden og antagelserne i henhold til stk. 5. Andre medlemsstater, kontraherende parter i Energifællesskabet eller andre tredjelande, der deler samme synkrone område med enhver relevant medlemsstat, kan fremsætte bemærkninger.
7.   Hvis der er konstateret strukturelle kapacitetsbegrænsninger i rapporten i henhold til denne artikels stk. 2 eller i revisionen af budområder i henhold til denne artikel eller af en eller flere transmissionssystemoperatører i deres systemområder i en rapport, der er godkendt af den kompetente regulerende myndighed, træffer medlemsstaten med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger i samarbejde med dens transmissionssystemoperatører inden for seks måneder efter modtagelse af rapporten afgørelse om enten at udarbejde nationale eller multinationale handlingsplaner i henhold til artikel 15 eller at revidere og ændre dens fastsatte budområder. Disse afgørelser begrundes og meddeles omgående Kommissionen og ACER.
8.   For de medlemsstater, der har valgt at ændre de fastsatte budområder i henhold til stk. 7, træffer de relevante medlemsstater enstemmig afgørelse senest seks måneder efter meddelelsen omhandlet i stk. 7. Andre medlemsstater kan fremsætte bemærkninger til de relevante medlemsstater, som bør tage hensyn til disse bemærkninger, når de træffer deres afgørelse. Afgørelsen begrundes og meddeles Kommissionen og ACER. I tilfælde af at de relevante medlemsstater ikke kan træffe en enstemmig afgørelse inden for disse seks måneder, underretter de omgående Kommissionen derom. Som en sidste udvej vedtager Kommissionen efter høring af ACER en afgørelse om, hvorvidt fastsættelsen af budområder i og mellem disse medlemsstater skal ændres eller opretholdes, senest seks måneder efter modtagelse af en sådan meddelelse.
9.   Medlemsstaterne og Kommissionen hører de relevante interessenter, inden de vedtager en afgørelse i medfør af denne artikel.
10.   I enhver afgørelse vedtaget i henhold til denne artikel angives datoen for gennemførelse af eventuelle ændringer. Ved fastsættelsen af gennemførelsesdatoen skal behovet for hurtig gennemførelse afvejes i forhold til praktiske hensyn, herunder forwardhandel med elektricitet. Afgørelsen kan fastsætte passende overgangsordninger.
11.   Iværksættes der yderligere revisioner af fastsættelsen af budområder i henhold til retningslinjerne om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009 finder nærværende artikel anvendelse.
Artikel 15
Handlingsplaner
1.   Efter vedtagelsen af en afgørelse i henhold til artikel 14, stk. 7, udarbejder den berørte medlemsstat med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger en handlingsplan i samarbejde med dens regulerende myndighed. Denne handlingsplan skal indeholde en konkret tidsplan for vedtagelsen af foranstaltninger til reduktion af de strukturelle kapacitetsbegrænsninger, der er identificeret inden for højst fire år efter vedtagelsen af afgørelsen i medfør af artikel 14, stk. 7.
2.   Medlemsstaterne sikrer, uanset de konkrete fremskridt med handlingsplanen og uden at det berører fritagelser givet i henhold til artikel 16, stk. 9, eller afvigelser i henhold til artikel 16, stk. 3, at kapaciteten for budområdeoverskridende handel øges årligt, indtil den minimumskapacitet, der er fastsat i henhold til artikel 16, stk. 8, er nået. Denne minimumskapacitet skal nås senest 31. december 2025.
Disse årlige forøgelser skal opnås ved hjælp af et lineær forløb. Udgangspunktet for dette forløb skal være enten den kapacitet, der er blevet tildelt ved grænsen eller på et kritisk netelement, i året forud for vedtagelsen af handlingsplanen, eller gennemsnittet i de tre år forud for vedtagelsen af handlingsplanen, afhængigt af hvad der er højest. Medlemsstaterne sikrer, at den kapacitet, der stilles til rådighed for budområdeoverskridende handel i overensstemmelse med artikel 16, stk. 8, under gennemførelsen af deres handlingsplaner som minimum svarer til værdierne af det lineære forløb, herunder gennem anvendelse af afhjælpende foranstaltninger i kapacitetsberegningsregionen.
3.   Omkostningerne ved de afhjælpende foranstaltninger, der kræves for at opnå det i stk. 2 omhandlede lineære forløb eller stille overførselskapacitet til rådighed ved de grænser eller på de kritiske netelementer, der er berørt af handlingsplanen, afholdes af den medlemsstat eller de medlemsstater, der gennemfører handlingsplanen.
4.   Årligt under gennemførelsen af handlingsplanen og senest seks måneder efter dens udløb vurderer de relevante transmissionssystemoperatører, for de forudgående 12 måneder, om den tilgængelige grænseoverskridende kapacitet har opnået det lineære forløb. eller, fra den 1. januar 2026, om minimumskapaciteterne, fastsat i henhold til artikel 16, stk. 8, er opnået. De forelægger ACER og de relevante regulerende myndigheder deres vurderinger. Inden udarbejdelsen af rapporten forelægger hver transmissionssystemoperatør sit bidrag til rapporten, herunder alle relevante data, for sin regulerende myndighed med henblik på godkendelse.
5.   For de medlemsstater, for hvilke de i stk. 4 omhandlede vurderinger viser, at en transmissionssystemoperatør ikke har overholdt det lineære forløb, træffer de relevante medlemsstater senest seks måneder fra modtagelsen af den i stk. 4 omhandlede vurderingsrapport enstemmig afgørelse om at opretholde eller ændre fastsættelsen af budområde inden for og mellem disse medlemsstater. Ved deres afgørelse bør de relevante medlemsstater tage hensyn til eventuelle bemærkninger fra andre medlemsstater. De relevante medlemsstaters afgørelse begrundes og meddeles Kommissionen og ACER.
De relevante medlemsstater meddeler omgående Kommissionen, hvis det ikke lykkes dem at træffe en enstemmig afgørelse inden for den fastsatte tidsramme. Senest seks måneder efter modtagelsen af en sådan meddelelse vedtager Kommissionen som en sidste udvej og efter høring af ACER og de relevante interessenter en afgørelse om, hvorvidt det fastsatte budområde i og mellem disse medlemsstater skal ændres eller opretholdes.
6.   Seks måneder inden udløbet af handlingsplanen beslutter medlemsstaten med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger, om resterende kapacitetsbegrænsninger skal håndteres ved at ændre dens budområde, eller om resterende interne kapacitetsbegrænsninger skal håndteres ved afhjælpende foranstaltninger, for hvilke den selv skal afholde udgifterne.
7.   Hvor der ikke er fastlagt nogen handlingsplan inden for seks måneder efter, at der er konstateret en strukturel kapacitetsbegrænsning i henhold til artikel 14, stk. 7, vurderer de relevante transmissionssystemoperatører inden for 12 måneder, efter at der er konstateret en sådan strukturel kapacitetsbegrænsning, om den tilgængelige grænseoverskridende kapacitet har nået de minimumkapaciteter, der er fastsat i henhold til artikel 16, stk. 8, for de forudgående 12 måneder, og forelægger de relevante regulerende myndigheder og ACER en vurderingsrapport.
Inden udarbejdelsen af rapporten forelægger hver transmissionssystemoperatør sit bidrag til rapporten, herunder alle relevante data, for sin regulerende myndighed med henblik på godkendelse. Hvor vurderingen viser, at en transmissionssystemoperatør ikke har overholdt minimumkapaciteten, finder beslutningsprocessen fastlagt i nærværende artikels stk. 5 anvendelse.
Artikel 16
Almindelige principper for kapacitetsfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger
1.   Problemer med kapacitetsbegrænsninger i nettet skal håndteres ved hjælp af ikke-diskriminerende markedsbaserede løsninger, der giver de berørte markedsdeltagere og transmissionssystemoperatører effektive økonomiske signaler. Problemer med kapacitetsbegrænsninger i nettet skal løses ved hjælp af ikke-transaktionsbaserede metoder, dvs. metoder, der ikke indebærer et valg mellem de enkelte markedsdeltageres kontrakter. Når transmissionssystemoperatøren træffer driftsforanstaltninger for at sikre, at transmissionssystemet forbliver i normal tilstand, skal transmissionssystemoperatøren tage højde for disse foranstaltningers påvirkning af tilgrænsende systemområder og samordne sådanne foranstaltninger med andre berørte transmissionssystemoperatører som fastsat ved forordning (EU) 2015/1222.
2.   Transaktionsbegrænsende procedurer må kun benyttes i nødstilfælde, dvs. hvor transmissionssystemoperatøren skal handle hurtigt, og hvor belastningsomfordeling eller modkøb ikke er mulige. Sådanne procedurer skal anvendes uden forskelsbehandling. Bortset fra force majeure-tilfælde skal markedsdeltagere, der har fået tildelt kapacitet, have kompensation for enhver sådan begrænsning.
3.   De regionale koordinationscentre udfører koordineret kapacitetsberegning i overensstemmelse med denne artikels stk. 4 og 8 i som fastsat i artikel 37, stk. 1, litra a), og i artikel 42, stk. 1.
De regionale koordinationscentre beregner overførselskapacitet under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser og ved hjælp af data fra transmissionssystemoperatører, herunder data om den tekniske tilgængelighed af afhjælpende tiltag, undtagen belastningsreduktion. Hvor de regionale koordinationscentre konkluderer, at de afhjælpende foranstaltninger, der er tilgængelige i kapacitetsberegningsregionen eller mellem kapacitetsberegningsregionerne, ikke er tilstrækkelige til at opnå det lineære forløb i henhold til artikel 15, stk. 2, eller minimumskapaciteterne i nærværende artikels stk. 8, samtidig med at de driftsmæssige sikkerhedsgrænser overholdes, kan de som en sidste udvej fastsætte koordinerede tiltag, der reducerer overførselskapaciteten tilsvarende. Transmissionssystemoperatører må kun afvige fra koordinerede tiltag med hensyn til koordineret kapacitetsberegning og koordineret sikkerhedsanalyse i overensstemmelse med artikel 42, stk. 2.
Senest tre måneder efter idriftsættelsen af de regionale koordinationscentre i henhold til artikel 35, stk. 2, i denne forordning og hver tredje måned derefter, aflægger de regionale koordinationscentre rapport til de relevante regulerende myndigheder og ACER om kapacitetsreduktioner eller afvigelser fra koordinerede tiltag i henhold til andet afsnit og vurderer situationerne og fremsætter om nødvendigt anbefalinger om, hvordan sådanne afvigelser kan undgås i fremtiden. Hvis ACER konkluderer, at forudsætningerne for en afvigelse i henhold til dette stykke ikke er opfyldt eller er af strukturel art, indgiver ACER en udtalelse til de relevante regulerende myndigheder og Kommissionen. De kompetente regulerende myndigheder træffer passende tiltag over for transmissionssystemoperatørerne eller de regionale koordinationscentre i henhold til artikel 59 eller 62 i direktiv (EU) 2019/944, hvis forudsætningerne for en afvigelse i henhold til dette stykke ikke var opfyldt.
Afvigelser af strukturel karakter behandles i en handlingsplan som omhandlet i artikel 14, stk. 7, eller i en ajourført udgave af en eksisterende handlingsplan.
4.   Det størst mulige kapacitetsniveau på samkøringslinjerne og de transmissionsnet, der er berørt af grænseoverskridende kapacitet, skal stilles til rådighed for markedsdeltagerne under overholdelse af standarderne for sikker netdrift. Modkøb og belastningsomfordeling, herunder grænseoverskridende belastningsomfordeling, skal anvendes for at optimere den tilgængelige kapacitet for at nå den minimumskapacitet, der er fastsat i stk. 8. Der skal anvendes en koordineret og ikkediskriminerende procedure for grænseoverskridende afhjælpende foranstaltninger for at muliggøre sådan optimering efter gennemførelse af en metode til deling af omkostningerne ved belastningsomfordeling og modkøb.
5.   Kapacitet skal tildeles efter eksplicitte kapacitetsauktioner eller implicitte auktioner, der omfatter såvel kapacitet som energi. De to metoder kan sameksistere på samme samkøringslinje. For intra-day-handel anvendes kontinuerlig handel, der kan suppleres med auktioner.
6.   I tilfælde af kapacitetsbegrænsninger honoreres de gyldige højeste bud på netkapacitet, uanset om de er implicitte eller eksplicitte, der tilbyder den højeste værdi for den utilstrækkelige transmissionskapacitet, inden for en given tidsramme. Medmindre der er tale om nye samkøringslinjer, som er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 7 i forordning (EF) nr. 1228/2003, artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009 eller nærværende forordnings artikel 63, er det forbudt at fastsætte mindstepriser som led i kapacitetsfordelingsmetoder.
7.   Kapacitet skal frit kunne omsættes på et sekundært grundlag, forudsat at transmissionssystemoperatøren underrettes tilstrækkelig god tid i forvejen. Afviser en transmissionssystemoperatør en sekundær handel (transaktion), skal dette på en tydelig og gennemsigtig måde meddeles og forklares over for alle markedsdeltagere af den pågældende transmissionssystemoperatør, og den regulerende myndighed oplyses derom.
8.   Transmissionssystemoperatører må ikke begrænse den mængde af kapacitet på samkøringslinjerne, der skal stilles til rådighed for markedsdeltagere som et middel til at løse kapacitetsbegrænsninger inden for deres eget budområde eller som et middel til at styre strømme, der er resultat af transaktioner inden for samme budområde. Uden at det berører anvendelsen af fritagelserne i henhold til denne artikels stk. 3 og 9 og anvendelsen af artikel 15, stk. 2, anses nærværende stykke for at være overholdt, hvis følgende minimumsniveauer for tilgængelig kapacitet for budområdeoverskridende handel er nået:
a)
for grænser, der anvender en koordineret nettotransmissionskapacitetsmetode, udgør minimumskapaciteten 70 % af transmissionskapaciteten under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser efter fradrag af eventuelle uforudsete hændelser som fastsat i overensstemmelse med retningslinjerne om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009
b)
for grænser, der anvender en flowbaseret tilgang, udgør minimumskapaciteten en margen fastsat i kapacitetsberegningsprocessen som værende til rådighed for strømme, der er skabt ved budområdeoverskridende udveksling. Margenen udgør 70 % af kapaciteten under overholdelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for interne og budområdeoverskridende kritiske netelementer, under hensyntagen til eventuelle uforudsete hændelser som fastsat i overensstemmelse med retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
Den samlede andel på 30 % kan anvendes til sikkerhedsmargen, loop flows og interne strømme for hvert kritisk netelement.
9.   Efter anmodning fra transmissionssystemoperatørerne i en kapacitetsberegningsregion kan de relevante regulerende myndigheder give en fritagelse fra stk. 8 af forudsigelige årsager, hvor det er nødvendigt for at opretholde driftssikkerheden. Sådanne fritagelser, der ikke må vedrøre afkortning af kapacitet allerede tildelt i henhold til stk. 2, skal gives for højst et år ad gangen eller, forudsat at omfanget af fritagelsen falder betydeligt efter det første år, op til højst to år. Omfanget af sådanne fritagelser skal være strengt begrænset til det nødvendige for at opretholde operationel sikkerhed, og de skal undgå forskelsbehandling mellem intern og budområdeoverskridende udveksling.
Den regulerende myndighed hører, inden der gives en fritagelse, andre medlemsstaters regulerende myndigheder, for så vidt de indgår i den berørte kapacitetsberegningsregion. Er en regulerende myndighed uenig i den foreslåede fritagelse, træffer ACER afgørelse om, hvorvidt den skal gives i henhold til artikel 6, stk. 10, litra a), i forordning (EU) 2019/942. Der skal offentliggøres en redegørelse for fritagelsens berettigelse og begrundelse.
Gives en fritagelse, udarbejder og offentliggør den pågældende transmissionssystemoperatør en metode og projekter, som tilvejebringer en langsigtet løsning på det problem, der søges taget højde for med fritagelsen. Fritagelsen udløber, når fristen for fritagelsen er nået, eller når løsningen er indført, afhængig hvad der sker først.
10.   Markedsdeltagerne meddeler i rimelig tid forud for den relevante driftsperiode de berørte transmissionssystemoperatører, om de har til hensigt at anvende den tildelte kapacitet. Tildelt kapacitet, der ikke vil blive udnyttet, skal atter stilles til rådighed til markedet på en åben, gennemsigtig og ikkediskriminerende måde.
11.   Så vidt det er teknisk muligt, skal transmissionssystemoperatørerne dirigere modsatrettede elektricitetsstrømmes kapacitetsbehov gennem den samkøringslinje, hvor der er kapacitetsproblemer, for at udnytte denne linjes kapacitet mest muligt. Idet der tages fuldt hensyn til netsikkerheden, må transaktioner, der afhjælper kapacitetsbegrænsningerne, ikke afvises.
12.   De finansielle konsekvenser af, at forpligtelser i forbindelse med fordeling af kapacitet ikke opfyldes, pålægges de transmissionssystemoperatører eller NEMO'erne, der er ansvarlige for en sådan manglende opfyldelse. Hvor markedsdeltagerne ikke udnytter den kapacitet, som de har forpligtet sig til at anvende, eller i forbindelse med eksplicit bortauktioneret kapacitet undlader at handle kapacitet på et sekundært grundlag eller tilbageføre kapaciteten i tide, fortaber disse markedsdeltagere retten til en sådan kapacitet og betaler en tarif, der afspejler omkostningerne. Ethvert gebyr, der afspejler omkostningerne, i forbindelse med manglende udnyttelse af kapacitet, skal være velbegrundet og stå i et rimeligt forhold til de faktiske udgifter. Hvis en transmissionssystemoperatør ikke opfylder sin forpligtelse til at levere fast transmissionskapacitet, er den forpligtet til at yde markedsdeltageren erstatning for tabet af kapacitetsrettigheder. Der tages i den sammenhæng ikke hensyn til indirekte tab. De centrale begreber og metoder til fastlæggelse af ansvar i forbindelse med, at forpligtelser ikke opfyldes, fastsættes i forvejen med hensyn til de finansielle konsekvenser og kan revideres af den relevante regulerende myndighed.
13.   Ved fordelingen af omkostningerne ved afhjælpende foranstaltninger mellem transmissionssystemoperatører analyserer de regulerende myndigheder, i hvilket omfang strømme, der er et resultat af transaktioner inden for samme budområde, bidrager til den konstaterede kapacitetsbegrænsning mellem to budområder, og fordeler omkostningerne baseret på bidraget til kapacitetsbegrænsningen, til transmissionssystemoperatørerne i de budområder, der skaber sådanne strømme, med undtagelse af omkostninger, som er forårsaget af strømme, der er et resultat af transaktioner inden for samme budområde, og som ligger under det niveau, der kunne forventes uden strukturelle kapacitetsbegrænsninger i et budområde.
Dette niveau fastsættes og analyseres i fællesskab af alle transmissionssystemoperatører i en kapacitetsberegningsregion for hver individuel budområdegrænse og er betinget af godkendelse af alle de regulerende myndigheder i kapacitetsberegningsregionen.
Artikel 17
Fordeling af overførselskapaciteten på tværs af tidsrammer
1.   Transmissionssystemoperatørerne genberegner den tilgængelige overførselskapacitet mindst efter day-ahead lukketider og efter det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketider. Transmissionssystemoperatører fordeler den tilgængelige overførselskapacitet plus en eventuel overskydende overførselskapacitet, der ikke tidligere er fordelt, og en eventuel overførselskapacitet, der er frigivet af fysiske transmissionsrettighedsindehavere fra tidligere fordelinger, i den følgende proces for fordeling af overførselskapacitet.
2.   Transmissionssystemoperatørerne foreslår en passende struktur for fordeling af overførselskapacitet på tværs af tidsrammer, herunder day-ahead, intraday og balance. Denne fordelingsstruktur kan revideres af de respektive regulerende myndigheder. Transmissionssystemoperatørerne tager ved udarbejdelsen af deres forslag hensyn til følgende:
a)
markedernes karakteristika
b)
elektricitetssystemets driftsmæssige betingelser, såsom virkningerne af at dirigere fast anmeldte planer
c)
harmoniseringsomfanget for procentsatserne fordelt til forskellige tidsrammer og de tidsrammer, der er fastsat for de forskellige mekanismer for fordeling af overførselskapacitet, der allerede foreligger.
3.   Hvor der findes tilgængelig overførselskapacitet efter det budområdeoverskridende intraday-markeds lukketid, skal transmissionssystemoperatørerne anvende overførselskapaciteten til at udveksle balanceringsenergi eller til driften af processen til udligning af modsatrettede ubalancer.
4.   Hvor overførselskapacitet fordeles med henblik på udveksling af balanceringskapacitet eller deling af reserver i henhold til denne forordnings artikel 6, stk. 8, anvender transmissionssystemoperatørerne de metoder, der er opstillet i retningslinjerne for balancering af elektricitet, der er vedtaget på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009.
5.   Transmissionssystemoperatører må ikke øge den sikkerhedsmargen, der beregnes i henhold til forordning (EU) nr. 2015/1222, som følge af udvekslingen af balanceringskapacitet eller deling af reserver.
AFDELING 2
Netafgifter og flaskehalsindtægter
Artikel 18
Afgifter for netadgang samt brug og styrkelse af net
1.   Afgifter, der opkræves af netoperatører for adgang til net, herunder afgifter for tilslutning til net, afgifter for brugen af net og i givet fald afgifter i tilknytning til styrkelse af net, skal afspejle omkostningerne, være gennemsigtige, tage hensyn til behovet for netsikkerhed og fleksibilitet og afspejle de faktiske omkostninger, for så vidt disse svarer til en effektiv og strukturelt sammenlignelig netoperatørs omkostninger og anvendes uden forskelsbehandling. Disse afgifter omfatter ikke ikkerelaterede omkostninger, der støtter ikkerelaterede politiske målsætninger.
Uden at det berører artikel 15, stk. 1 og 6, i direktiv 2012/27/EU og kriterierne i bilag XI til nævnte direktiv, skal den metode, der anvendes til at bestemme netafgifterne, på neutral vis understøtte systemets samlede effektivitet på længere sigt i kraft af prissignaler til kunder og producenter og navnlig anvendes på en måde, der ikke indebærer positiv eller negativ forskelsbehandling mellem produktion forbundet på distributionsniveauet og produktion forbundet på transmissionsniveauet. Netafgifterne må hverken indebære positiv eller negativ forskelsbehandling af energilagring eller aggregering og må ikke virke hæmmende for egenproduktion, egetforbrug eller deltagelse i fleksibelt elforbrug. Uden at det berører denne artikels stk. 3, må disse afgifter ikke være afstandsrelaterede.
2.   Tarifmetoder skal afspejle transmissionssystemoperatørers og distributionssystemoperatører faste omkostninger og tilvejebringe passende incitamenter til transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører på både kort og lang sigt for at øge effekten, herunder energieffektiviteten, fremme markedsintegrationen og forsyningssikkerheden, understøtte effektive investeringer, understøtte de dermed forbundne forskningsaktiviteter og lette innovationen i forbrugeres interesse inden for områder såsom digitalisering, fleksibilitetsydelser, og samkøringslinjer.
3.   Størrelsen af producenttariffer eller slutkundetariffer eller begge skal, hvor det er hensigtsmæssigt, udsende lokaliseringsbestemte signaler på EU-plan og tage hensyn til omfanget af nettab og kapacitetsbegrænsninger og investeringsomkostninger for infrastrukturen.
4.   Ved fastsættelse af afgifterne for netadgang skal følgende tages i betragtning:
a)
betalinger og indtægter, der skyldes ordningen for kompensation mellem transmissionssystemoperatører
b)
de faktisk foretagne og modtagne betalinger samt betalinger forventet for fremtidige perioder, skønnet på baggrund af tidligere perioder.
5.   Fastsættelse af afgifterne for netadgang i henhold til denne artikel berører ikke afgifter i forbindelse med håndtering af kapacitetsbegrænsninger som omhandlet i artikel 16.
6.   Der lægges ikke nogen særlig netafgift på individuelle transaktioner med henblik på budområdeoverskridende handel af elektricitet.
7.   Distributionstariffer skal afspejle omkostninger under hensyntagen til systembrugeres, herunder aktive kunders, brug af distributionsnettet. Distributionstariffer kan indeholde elementer med relation til nettilslutningsmuligheder og kan differentieres på grundlag af systembrugeres forbrugs- eller produktionsprofiler. Hvor medlemsstaterne har iværksat indførelsen af intelligente målersystemer, skal de regulerende myndigheder overveje tidsdifferentierede nettariffer, når de fastsætter eller godkender transmissions- og distributionstariffer eller metoder for disse, i overensstemmelse med artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944, og tidsdifferentierede nettariffer kan, hvor det er hensigtsmæssigt, indføres til at afspejle anvendelsen af nettet på en for slutkunden gennemsigtig, omkostningseffektiv og forudsigelig måde.
8.   Distributionstarifmetoder skal give distributionssystemoperatører incitamenter med henblik på den mest omkostningseffektive drift og udvikling af deres net, herunder gennem indkøb af ydelser. De regulerende myndigheder anerkender til dette formål relevante omkostninger som berettigede, medtager disse omkostninger i distributionstariffer og kan indføre præstationsmål for at give distributionssystemoperatører incitamenter til at forøge deres nets effektivitet, herunder gennem energieffektivitet, fleksibilitet og udvikling af intelligente net og intelligente målersystemer.
9.   For at afbøde risikoen for opsplitning af markedet forelægger ACER senest den 5. oktober 2019 en rapport om bedste praksis for metoderne for transmissions- og distributionstariffer, idet der tages hensyn til særlige nationale forhold. Den pågældende rapport om bedste praksis behandler mindst:
a)
den tarifkvotient, der gælder for producenter, og tariffer for slutkunder
b)
de omkostninger der skal dækkes af tariffer
c)
tidsdifferentierede nettariffer
d)
lokaliseringsbestemte signaler
e)
forholdet mellem transmission- og distributionstariffer
f)
metoder til sikring af gennemsigtighed i forbindelse med tariffastsættelse og -struktur
g)
grupper af netbrugere, der er omfattet af tariffer, herunder, hvor det er relevant, disse gruppers kendetegn, forbrugsmønstre og enhver tariffritagelse
h)
tab i høj-, mellem- og lavspændingsnet.
ACER ajourfører sin rapport om bedste praksis mindst hvert andet år.
10.   De regulerende myndigheder tager behørigt hensyn til rapporten om bedste praksis, når de fastsætter eller godkender transmissions- og distributionstariffer eller metoderne herfor i overensstemmelse med artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944.
Artikel 19
Flaskehalsindtægter
1.   Procedurerne for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der gælder for en på forhånd fastsat tidsramme, må kun frembringe indtægter i tilfælde af kapacitetsbegrænsninger, som opstår for den pågældende tidsramme, medmindre der er tale om nye samkøringslinjer, der er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 63 i denne forordning, artikel 17 i forordning (EF) nr. 714/2009 eller artikel 7 i forordning (EF) nr. 1228/2003. Proceduren for fordelingen af disse indtægter kan revideres af de regulerende myndigheder og må hverken forvride fordelingsprocessen til gavn for en part, der anmoder om kapacitet eller energi, eller mindske incitamentet til at reducere kapacitetsbegrænsninger.
2.   De følgende formål skal have prioritet for så vidt angår tildeling af indtægter, der stammer fra tildeling af overførselskapacitet:
a)
sikring af, at den tildelte kapacitet står til rådighed, herunder kompensation for bindende kapacitet, eller
b)
bevarelse eller forøgelse af overførselskapacitet gennem optimering af brugen af eksisterende samkøringslinjer ved hjælp af koordinerede, afhjælpende foranstaltninger, hvor det er relevant, eller dækning af omkostninger som følge af netinvesteringer, der er relevante for at mindske kapacitetsbegrænsning på samkøringslinjer.
3.   Når de prioriterede formål i stk. 2 er blevet opfyldt på passende vis, kan indtægterne anvendes som indtægt, der skal tages i betragtning af de regulerende myndigheder, når metoden til beregning af nettariffer eller til fastsættelse af nettariffer, eller begge, godkendes. Resten af indtægterne indsættes på en separat intern konto, indtil det tidpunkt hvor de kan benyttes til formålene i stk. 2.
4.   Anvendelsen af indtægterne i overensstemmelse med stk. 2, litra a) eller b), sker efter en metode, som foreslås af transmissionssystemoperatørerne efter høring af regulerende myndigheder og relevante interessenter og efter ACER's godkendelse. Transmissionssystemoperatørerne forelægger ACER den foreslåede metode senest den 5. juli 2020. ACER træffer afgørelse om den foreslåede metode inden for en frist på seks måneder efter modtagelsen heraf.
ACER kan anmode transmissionssystemoperatører om at ændre eller ajourføre den i første afsnit omhandlede metode. ACER træffer afgørelse om den ændrede eller ajourførte metode senest seks måneder efter forelæggelsen heraf.
I metoden angives som minimum, på hvilke betingelser indtægterne kan anvendes til de i stk. 2 omhandlede formål, på hvilke betingelser disse indtægter kan indsættes på en separat intern konto med henblik på fremtidig anvendelse til disse formål, og hvor længe disse indtægter kan forblive indsat på en sådan konto.
5.   Transmissionssystemoperatørerne gør på forhånd tydeligt rede for, hvordan eventuelle flaskehalsindtægter vil blive anvendt, og rapporterer til de regulerende myndigheder om den faktiske anvendelse af disse indtægter. Senest den 1. marts hvert år underretter de regulerende myndigheder ACER og offentliggør en rapport, indeholdende følgende oplysninger:
a)
de indtægter, der er indgået for 12-månedersperioden indtil den 31. december det foregående år
b)
hvordan disse indtægter blev anvendt i henhold til stk. 2, herunder de specifikke projekter, som indtægterne blev anvendt til, og det beløb, der er indsat på en separat intern konto
c)
det beløb, der blev brugt ved beregningen af nettariffer, og
d)
påvisning af at det i litra c) omhandlede beløb efterlever denne forordning og den metode, som er udviklet i medfør af stk. 3 og 4.
Hvor nogle af flaskehalsindtægterne bruges ved beregningen af nettariffer, oplyses det i rapporten, hvordan transmissionssystemoperatørerne nåede de prioriterede mål i artikel 2, når dette er relevant.
KAPITEL IV
RESSOURCETILSTRÆKKELIGHED
Artikel 20
Ressourcetilstrækkelighed på det indre marked for elektricitet
1.   Medlemsstaterne overvåger ressourcetilstrækkeligheden inden for deres område på grundlag af den i artikel 23 omhandlede europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering. Med henblik på at supplere den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering kan medlemsstaterne desuden foretage nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger i henhold til artikel 24.
2.   Påpeger den i artikel 23 omhandlede europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering eller den i artikel 24 omhandlede nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering et problem vedrørende ressourcetilstrækkeligheden, skal medlemsstaterne påpege eventuelle reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl, der forårsagede eller bidrog til at skabe problemet.
3.   En medlemsstat med påpegede problemer vedrørende ressourcetilstrækkelighed udvikler og offentliggør en gennemførelsesplan med en tidsplan for vedtagelsen af foranstaltninger med henblik på at fjerne eventuelle påpegede reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl som et led i statsstøtteprocessen. Når medlemsstaterne imødegår problemer vedrørende ressourcetilstrækkelighed, tager de navnlig hensyn til de i artikel 3 fastsatte principper og overvejer at:
a)
fjerne reguleringsmæssige forvridninger
b)
fjerne prislofter i overensstemmelse med artikel 10
c)
indføre en funktion for prisfastsættelse for balanceringsenergi ved underforsyning som omhandlet i artikel 44, stk. 3, i forordning (EU) 2017/2195
d)
øge kapaciteten på samkøringslinjer og nettets interne kapacitet med henblik på i det mindste at nå deres sammenkoblingsmål som omhandlet i artikel 4, litra d), nr. 1), i forordning (EU) 2018/1999
e)
åbne mulighed for egenproduktion, energilagring, foranstaltninger på efterspørgselssiden, og energieffektivitet ved at vedtage foranstaltninger til fjernelse af enhver påpeget reguleringsmæssige forvridning
f)
sikre omkostningseffektiv og markedsbaseret anskaffelse af balanceringsydelser og systemydelser
g)
fjerne regulerede priser, hvis dette kræves i henhold til artikel 5 i direktiv (EU) 2019/944.
4.   De berørte medlemsstater forelægger Kommissionen deres gennemførelsesplaner for Kommissionen til gennemgang.
5.   Senest fire måneder efter modtagelsen af gennemførelsesplanen udsteder Kommissionen en udtalelse om, hvorvidt foranstaltningerne er tilstrækkelige til at fjerne reguleringsmæssige forvridninger eller markedsfejl, der blev påvist i henhold til stk. 2, og kan opfordre medlemsstaterne til at ændre gennemførelsesplanen i overensstemmelse hermed.
6.   De berørte medlemsstater overvåger anvendelsen af deres gennemførelsesplaner og offentliggør resultaterne af overvågningen i en årlig rapport og forelægger denne rapport for Kommissionen.
7.   Kommissionen udsteder en udtalelse om, hvorvidt gennemførelsesplanerne er blevet gennemført i tilstrækkelig grad, og om ressourcetilstrækkelighedsproblemet er blevet løst.
8.   Medlemsstaterne fortsætter med at overholde gennemførelsesplanen, efter at det påpegede ressourcetilstrækkelighedsproblem er blevet løst.
Artikel 21
Generelle principper for kapacitetsmekanismer
1.   For at fjerne resterende ressourcetilstrækkelighedsproblemer kan medlemsstaterne som en sidste udvej samtidig med, at de gennemfører de i denne forordnings artikel 20, stk. 3, omhandlede foranstaltninger i overensstemmelse med artikel 107, 108 og 109 i TEUF, indføre kapacitetsmekanismer.
2.   Inden der indføres kapacitetsmekanismer, foretager de berørte medlemsstater en omfattende undersøgelse af sådanne mekanismers mulige virkninger for nabomedlemsstaterne ved som minimum at konsultere de nabomedlemsstater, med hvilke de har en direkte netforbindelse, og interessenterne i disse medlemsstater.
3.   Medlemsstaterne vurderer, om en kapacitetsmekanisme i form af en strategisk reserve er i stand til at løse ressourcetilstrækkelighedsproblemerne. Hvis dette ikke er tilfældet, kan medlemsstaterne indføre en anden type kapacitetsmekanisme.
4.   Medlemsstaterne må ikke indføre kapacitetsmekanismer, hvor både den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering og de nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger eller, hvis der ikke foreligger en national ressourcetilstrækkelighedsvurdering, den europæiske tilstrækkelighedsvurdering ikke har identificeret et ressourcetilstrækkelighedsproblem.
5.   Medlemsstaterne må ikke indføre kapacitetsmekanismer, før Kommissionen som omhandlet i artikel 20, stk. 5, har afgivet en udtalelse om den i artikel 20, stk. 3, omhandlede gennemførelsesplan.
6.   Hvor en medlemsstat anvender en kapacitetsmekanisme, vurderer den denne mekanisme og sikrer, at der ikke indgås nye kontrakter inden for rammerne af denne mekanisme, hvor både den europæiske og den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering eller, hvis der ikke foreligger en national ressourcetilstrækkelighedsvurdering, den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering ikke har identificeret et ressourcetilstrækkelighedsproblem, eller hvor Kommissionen ikke har afgivet den i artikel 20, stk. 5, omhandlede udtalelse til gennemførelsesplanen som omhandlet i artikel 20, stk. 5.
7.   Ved udformningen af kapacitetsmekanismer indføjer medlemsstaterne en bestemmelse, der muliggør en effektiv administrativ udfasning af kapacitetsmekanismen, hvor ingen nye kontrakter er indgået i henhold til stk. 6 i løbet af tre sammenhængende år.
8.   Kapacitetsmekanismer skal være midlertidige. De godkendes af Kommissionen for en periode på højst ti år. De udfases, eller den kapacitetsmængde, som der er givet tilsagn om, reduceres på grundlag af den i artikel 20 omhandlede gennemførelsesplan. Medlemsstaterne fortsætter med at anvende gennemførelsesplanen efter indførelsen af kapacitetsmekanismen.
Artikel 22
Principper for udformning af kapacitetsmekanismer
1.   Enhver kapacitetsmekanisme
a)
skal være midlertidig
b)
må ikke skabe unødige markedsforvridninger eller begrænse budområdeoverskridende handel
c)
må ikke gå videre end, hvad der er nødvendigt for at afhjælpe de i artikel 20 omhandlede tilstrækkelighedsproblemer
d)
skal udvælge kapacitetsudbydere ved hjælp af en gennemsigtig, ikkediskriminerende og konkurrencebaseret proces
e)
skal give kapacitetsudbydere incitamenter til at være tilgængelige i tider med forventet systemstress
f)
skal sikre, at vederlaget bestemmes gennem den konkurrencebaserede proces
g)
skal fastsætte de tekniske betingelser for kapacitetsudbyderes deltagelse forud for udvælgelsesprocessen
h)
skal være åben for deltagelse af alle ressourcer, der er i stand til at levere den krævede tekniske ydelse, herunder energilagring og efterspørgselsstyring
i)
skal anvende passende sanktioner over for kapacitetsudbydere, der ikke er tilgængelige i perioder med systemstress.
2.   Udformningen af strategiske reserver skal leve op til følgende krav:
a)
hvor en kapacitetsmekanisme er udformet som en strategisk reserve, må ressourcerne deri kun indgå i lastfordelingen, hvis transmissionssystemoperatørerne kan forventes at udtømme deres balanceringsressourcer i bestræbelserne på at skabe ligevægt mellem efterspørgsel og udbud
b)
under afregningsperioder for ubalancer, hvor ressourcerne i den strategiske reserve indgår i lastfordelingen, skal ubalancer i markedet afregnes mindst til value of lost load eller til en værdi, der er højere end den i artikel 10, stk. 1, omhandlede intraday-prisgrænse, alt efter hvad der er højst
c)
den strategiske reserves output efter lastfordeling skal tildeles balanceansvarlige aktører ved hjælp af mekanismen for afregning af ubalancer
d)
de ressourcer, der indgår i den strategiske reserve, må ikke modtage vederlag fra engroselektricitetsmarkeder eller fra balancemarkederne
e)
ressourcerne i den strategiske reserve skal holdes uden for markedet som minimum under hele kontraktperioden.
Det i første afsnit, litra a), omhandlede krav berører ikke mobilisering af ressourcer forud for den faktiske lastfordeling for at overholde ressourcernes begrænsninger vedrørende ramping og krav i forbindelse med drift. Den strategiske reserves output under aktivering tildeles ikke balanceringsgrupper via engrosmarkeder og ændrer ikke deres ubalancer.
3.   Ud over kravene i stk. 1 skal kapacitetsmekanismer, der ikke er strategiske reserver:
a)
udformes således, at den pris, der betales for tilgængelighed, typisk bliver nul, når niveauet for kapacitetslevering forventes at være tilstrækkeligt til at opfylde niveauet for den krævede kapacitet
b)
kun vederlægge de deltagende ressourcer for deres tilgængelighed og sikre, at vederlaget ikke påvirker kapacitetsudbyderens beslutninger om, hvorvidt der produceres eller ej
c)
sikre, at kapacitetsforpligtelser kan overføres mellem berettigede kapacitetsudbydere.
4.   Kapacitetsmekanismer indarbejder følgende krav vedrørende CO
2
-emissionsgrænser:
a)
fra senest den 4. juli 2019 må produktionskapacitet, der påbegyndte kommerciel produktion på eller efter denne dato og som udleder over 550 g CO
2
 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet, ikke indgå i eller modtage betalinger eller tilsagn om fremtidige betalinger i henhold til en kapacitetsmekanisme
b)
fra senest den 1. juli 2025 må produktionskapacitet, der påbegyndte kommerciel produktion før den 4. juli 2019 og som udleder over 550 g CO
2
 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet og over 350 kg CO
2
 af fossil oprindelse i gennemsnit pr. år pr. installeret kWe, ikke indgå i eller modtage betalinger eller tilsagn om fremtidige betalinger i henhold til en kapacitetsmekanisme.
Emissionsgrænsen på 550 g CO
2
 af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet og grænsen på 350 kg CO
2
 af fossil oprindelse i gennemsnit pr. år pr. installeret kWe, omhandlet i første afsnit, litra a) og b), beregnes på grundlag af produktionsenhedens udformningseffektivitet, dvs. nettets effektivitet ved nominel kapacitet i henhold til de relevante standarder fra Den Internationale Standardiseringsorganisation.
Senest den 5. januar 2020 offentliggør ACER en udtalelse med tekniske retningslinjer for beregningen af de i første afsnit omhandlede værdier.
5.   Medlemsstater, der anvender kapacitetsmekanismer den 4. juli 2019, tilpasser deres mekanismer til at opfylde kapitel 4, uden at det berører forpligtelser eller kontrakter indgået før den 31. december 2019.
Artikel 23
Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering
1.   Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering påpeger ressourcetilstrækkelighedsproblemer ved at vurdere elektricitetssystemets samlede evne til at efterkomme den nuværende og forventede efterspørgsel efter elektricitet på EU-niveau, på medlemsstatsniveau og på budområdeniveau (for hvert enkelt budområde), hvor det er relevant. Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering dækker hvert af de ti følgende år fra datoen for den pågældende vurdering.
2.   Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering foretages af ENTSO for elektricitet.
3.   Senest den 5. januar 2020 forelægger ENTSO for elektricitet elektricitetskoordinationsgruppen, etableret i henhold til artikel 1 i Kommissionens beslutning af 15. november 2012 
(
21
)
, og ACER et udkast til metode for den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering baseret på de principper, der er fastsat ved nærværende artikels stk. 5.
4.   Transmissionssystemoperatørerne forelægger ENTSO for elektricitet de data, der er nødvendige for at udføre den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering.
ENTSO for elektricitet udfører den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering årligt. Producenter og andre markedsdeltagere forelægger transmissionssystemoperatørerne data vedrørende den forventede brug af produktionskilderne, idet der tages højde for tilgængeligheden af primære ressourcer og hensigtsmæssige scenarier for forventningerne til efterspørgsel og udbud.
5.   Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering baseres på en gennemsigtig metode, som sikrer, at vurderingen:
a)
udføres på budområdeniveau for hvert enkelt budområde, og som minimum omfatter alle medlemsstater
b)
bygger på hensigtsmæssige centrale referencescenarier for forventningerne til efterspørgsel og udbud, herunder en økonomisk vurdering af sandsynligheden for lukning af produktionsanlæg, midlertidig nedlukning, opførelse af nye produktionsanlæg og foranstaltninger til at nå energieffektivitets- og elsammenkoblingsmålene og hensigtsmæssige følsomhedsanalyser af ekstreme vejrforhold, hydrologiske forhold, engrospriserne og udviklingen med hensyn til kulstofprisen
c)
indeholder særskilte scenarier, der afspejler de afvigende sandsynligheder for, at de ressourcetilstrækkelighedsproblemer, som de forskellige typer kapacitetsmekanismer er rettet mod, finder sted
d)
på en hensigtsmæssig måde tager bidraget fra alle ressourcer i betragtning, herunder eksisterende og fremtidige muligheder for produktionsanlæg, energilagring, sektorintegration, fleksibelt elforbrug samt import og eksport og deres bidrag til en fleksibel drift af systemet
e)
foregriber den sandsynlige virkning af de foranstaltninger, der er nævnt i artikel 20, stk. 3
f)
inddrager varianter uden eksisterende eller planlagte kapacitetsmekanismer og, når det er relevant, varianter af sådanne mekanismer
g)
er baseret på en markedsmodel, der benytter den flowbaserede tilgang, når dette er relevant
h)
anvender sandsynlighedsbaserede beregninger
i)
anvender et enkelt modelleringsredskab
j)
som minimum omfatter følgende indikatorer, omhandlet i artikel 25:
—
»forventet ikke-leveret energi« og
—
»forventet effektmangel«
k)
kortlægger kilderne til eventuelle problemer med ressourcetilstrækkeligheden, navnlig om det er en netbegrænsning, en ressourcebegrænsning eller begge dele
l)
tager reel udvikling af elnettene i betragtning
m)
sikrer, at de nationale karakteristika ved produktion, efterspørgselsfleksibilitet og energilagring, tilgængeligheden af primære ressourcer og samkøringsniveauet tages behørigt i betragtning.
6.   Senest den 5. januar 2020 forelægger ENTSO for elektricitet ACER et udkast til metode til beregning af:
a)
value of lost load
b)
»indgangsomkostningen« for produktion eller fleksibelt elforbrug og
c)
den i artikel 25 omhandlede pålidelighedsstandard.
Metoden baseres på gennemsigtige, objektive og kontrollerbare kriterier.
7.   Forslagene i henhold til stk. 3 og 6 til udkast til metode, de scenarier, følsomhedsanalyser og antagelser, hvorpå de er baseret, og resultaterne af den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering i henhold til stk. 4 er genstand for forudgående offentlig høring af medlemsstaterne, elektricitetskoordinationsgruppen og relevante interessenter og godkendelse af ACER i henhold til proceduren i artikel 27.
Artikel 24
Nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger
1.   Nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger skal have et regionalt anvendelsesområde og være baseret på den metode, der er omhandlet i artikel 23, stk. 3, navnlig bestemmelserne i artikel 23, stk. 5, litra b)-m).
Den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering skal indeholde de centrale referencescenarier som omhandlet i artikel 23, stk. 5, litra b).
Den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering kan tage yderligere følsomhedsanalyser end de, der er omhandlet i artikel 23, stk. 5, litra b), i betragtning. I sådanne tilfælde kan nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger:
a)
gøre antagelser under hensyntagen til de særlige forhold, der gør sig gældende for national elektricitetsefterspørgsel og -udbud
b)
anvende værktøjer og konsistente nye data, der supplerer de, der anvendes af ENTSO for elektricitet til den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering.
Desuden anvender de nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger ved vurdering af bidraget fra kapacitetsudbydere beliggende i en anden medlemsstat til forsyningssikkerheden for de budområder, de omfatter, metoden fastsat i artikel 26, stk. 11.
2.   Nationale ressourcetilstrækkelighedsvurderinger og, når det er relevant, den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering og ACER's udtalelse i henhold til stk. 3 offentliggøres.
3.   Hvor den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering påpeger et tilstrækkelighedsproblem med hensyn til et budområde, der ikke var påpeget i den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering, inkluderer den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering begrundelsen for forskellen mellem de to ressourcetilstrækkelighedsvurderinger, herunder oplysninger om de anvendte følsomhedsanalyser og de underliggende antagelser. Medlemsstaterne offentliggør denne vurdering og forelægger den for ACER.
Inden for to måneder fra datoen for modtagelsen af rapporten afgiver ACER en udtalelse om, hvorvidt forskellighederne mellem den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering og den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering er berettigede.
Det organ, der er ansvarlig for den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering, tager behørigt hensyn til ACER's udtalelse og ændrer om nødvendigt sin vurdering. Hvor det beslutter ikke at tage fuldt hensyn til ACER's udtalelse, offentliggør det organ, der er ansvarlig for den nationale ressourcetilstrækkelighedsvurdering, en rapport med en detaljeret begrundelse.
Artikel 25
Pålidelighedsstandard
1.   Når kapacitetsmekanismer anvendes, skal medlemsstaterne have indført en pålidelighedsstandard. En pålidelighedsstandard skal angive det nødvendige niveau for medlemsstaternes forsyningssikkerhed på en gennemsigtig måde. I tilfælde af grænseoverskridende budområder fastlægges sådanne pålidelighedsstandarder af de relevante myndigheder i fællesskab.
2.   Pålidelighedsstandarden fastsættes af medlemsstaten eller en af medlemsstaten udpeget kompetent myndighed efter forslag fra de regulerende myndigheder. Pålidelighedsstandarden baseres på den metode, som er fastsat i artikel 23, stk. 6.
3.   Pålidelighedsstandarden beregnes ved brug af mindst value of lost load og indgangsomkostningen over en given tidsramme og udtrykkes som »forventet ikkeleveret energi« og »forventet effektmangel«.
4.   Når der anvendes kapacitetsmekanismer, godkender medlemsstaten eller en af medlemsstaten udpeget kompetent myndighed de parametre, som på grundlag af et forslag fra den regulerende myndighed fastlægger den mængde kapacitet, der skal anskaffes via kapacitetsmekanismen.
Artikel 26
Deltagelse i kapacitetsmekanismer på tværs af landegrænser
1.   Andre kapacitetsmekanismer end strategiske reserver og, når det er teknisk muligt, strategiske reserver skal være åbne for direkte og grænseoverskridende deltagelse af kapacitetsudbydere beliggende i en anden medlemsstat, forudsat at betingelserne fastsat i denne artikel overholdes.
2.   Medlemsstaterne skal sikre, at udenlandsk kapacitet med en teknisk ydeevne, der svarer til den indenlandske kapacitet, har mulighed for at deltage i samme konkurrencebaserede proces som indenlandsk kapacitet. For så vidt angår kapacitetsmekanismer, som er i drift den 4. juli 2019, kan medlemsstaterne tillade samkøringslinjer at deltage direkte i den samme konkurrencebaserede proces som udenlandsk kapacitet i højst fire år fra den 4. juli 2019 eller to år efter godkendelsen af de metoder, der er omhandlet i stk. 11, alt efter hvad der finder sted først.
Medlemsstaterne kan kræve, at den udenlandske kapacitet befinder sig i en medlemsstat, der har direkte nettilslutning med den medlemsstat, der anvender mekanismen.
3.   Medlemsstaterne må ikke forhindre kapacitet beliggende i deres område fra at deltage i andre medlemsstaters kapacitetsmekanismer.
4.   Deltagelse på tværs af landegrænser i kapacitetsmekanismer må ikke ændre, forandre eller på anden måde påvirke budområdeoverskridende planer eller fysiske strømme mellem medlemsstaterne. Disse planer og strømme bestemmes udelukkende af resultatet af kapacitetsfordelingen i medfør af artikel 16.
5.   Kapacitetsudbydere kan deltage i mere end en kapacitetsmekanisme.
Hvor kapacitetsudbydere deltager i mere end én mekanisme i samme leveringsperiode, deltager de frem til samkøringslinjernes forventede tilgængelighed og det sandsynlige sammenfald af systemstress mellem det system, hvori mekanismen anvendes, og det system, hvori den udenlandske kapacitet er beliggende, i overensstemmelse med den i stk. 11, litra a), omhandlede metode.
6.   Kapacitetsudbydere er forpligtet til at foretage betalinger for manglende tilgængelighed, hvor deres kapacitet ikke er tilgængelig.
Hvor kapacitetsudbydere deltager i mere end en kapacitetsmekanisme i samme leveringsperiode, er de forpligtet til at foretage flere betalinger for manglende tilgængelighed, hvor de er ude af stand til at opfylde flere forpligtelser.
7.   Med henblik på fremsættelse af en henstilling til transmissionsoperatørerne beregner de regionale koordinationscentre, der er oprettet i medfør af artikel 35, hvert år den maksimale indgangskapacitet, som står til rådighed for deltagelse af udenlandsk kapacitet. Denne beregning tager højde for samkøringslinjernes forventede tilgængelighed og det sandsynlige sammenfald af systemstress i det system, hvori mekanismen anvendes, og det system, hvori den udenlandske kapacitet er beliggende. En sådan beregning er påkrævet for hver budområdegrænse.
Transmissionssystemoperatørerne fastsætter på baggrund af henstillingen fra det regionale koordinationscenter hvert år den maksimale indgangskapacitet, som står til rådighed for deltagelse af udenlandsk kapacitet.
8.   Medlemsstaterne sikrer, at den i stk. 7 omhandlede indgangskapacitet tildeles berettigede kapacitetsudbydere på en gennemsigtig, ikkediskriminerende og markedsbaseret måde.
9.   Hvor kapacitetsmekanismer tillader grænseoverskridende deltagelse i to nabomedlemsstater, tilfalder eventuelle indtægter som følge af den i stk. 8 omhandlede tildeling de berørte transmissionssystemoperatører og fordeles mellem disse efter den i denne artikels stk. 11, litra b), omhandlede metode eller i overensstemmelse med en fælles metode, der er godkendt af begge de relevante regulerende myndigheder. Hvis nabomedlemsstaten ikke anvender en kapacitetsmekanisme eller anvender en kapacitetsmekanisme, som ikke er åben for deltagelse på tværs af landegrænser, godkendes indtægtsandelen af den kompetente nationale myndighed i den medlemsstat, hvor kapacitetsmekanismen gennemføres, efter at der er søgt indhentet udtalelse fra de regulerende myndigheder i nabomedlemsstaterne. Transmissionssystemoperatørerne anvender sådanne indtægter til de formål, som fastsættes i artikel 19, stk. 2.
10.   Transmissionssystemoperatøren på stedet, hvor den udenlandske kapacitet befinder sig:
a)
fastslår, om interesserede kapacitetsudbydere kan tilvejebringe den tekniske ydeevne, der kræves ifølge den kapacitetsmekanisme, i hvilken kapacitetsudbyderen agter at deltage, og registrerer denne kapacitetsudbyder som en berettiget kapacitetsudbyde i et register oprettet med henblik herpå
b)
udfører tilgængelighedstjek
c)
meddeler transmissionssystemoperatøren i den medlemsstat, der anvender kapacitetsmekanismen, de oplysninger, den har fået i henhold til dette afsnits litra a) og b) og andet afsnit.
Den relevante kapacitetsudbyder orienterer straks transmissionssystemoperatøren om sin deltagelse i en udenlandsk kapacitetsmekanisme.
11.   Senest den 5. juli 2020 forelægger ENTSO for elektricitet ACER:
a)
en metode til beregning af den maksimale kapacitet for deltagelse på tværs af landegrænser som omhandlet i stk. 7
b)
en indtægtsfordelingsmetode som omhandlet i stk. 9
c)
fælles regler for at gennemføre tilgængelighedstjek som omhandlet i stk. 10, litra b)
d)
fælles regler for at fastslå, om der skal foretages en betaling for manglende tilgængelighed
e)
vilkår for forvaltning af det register, der er omhandlet i stk. 10, litra a)
f)
fælles regler for kortlægning af kapacitet berettiget til at deltage i kapacitetsmekanismen som omhandlet i stk. 10, litra a).
Forslaget er genstand for en forudgående høring og godkendelse af ACER i overensstemmelse med artikel 27.
12.   De berørte regulerende myndigheder forvisser sig om, at kapaciteterne er beregnet i overensstemmelse med den i stk. 11, litra a), omhandlede metode.
13.   Regulerende myndigheder sikrer, at deltagelse på tværs af landegrænser i kapacitetsmekanismer tilrettelægges på en effektiv ikke-diskriminerende måde. De tilvejebringer navnlig egnede forvaltningsordninger for håndhævelsen af betalinger for manglende tilgængelighed på tværs af landegrænser.
14.   Kapacitet, tildelt i overensstemmelse med stk. 8, kan overføres mellem berettigede kapacitetsudbydere. Berettigede kapacitetsudbydere skal meddele enhver sådan overførsel til registret som omhandlet i stk. 10, litra a).
15.   Senest den 5. juli 2021 skal ENTSO for elektricitet oprette og drive det i stk. 10, litra a), omhandlede register. Registret skal være åbent for alle berettigede kapacitetsudbydere, de systemer, der gennemfører kapacitetsmekanismerne, og deres transmissionssystemoperatører.
Artikel 27
Godkendelsesprocedure
1.   Når der henvises til denne artikel, gælder den procedure, der er fastsat i stk. 2, 3 og 4, for godkendelse af forslag indgivet af ENTSO for elektricitet.
2.   Før indgivelsen af et forslag foretager ENTSO for elektricitet en høring med inddragelse af alle relevante interessenter, herunder regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder. Det tager resultaterne af denne høring i betragtning i sit forslag.
3.   Inden for tre måneder efter datoen for modtagelsen af det i stk. 1 omhandlede forslag skal ACER enten godkende eller ændre det. I sidstnævnte tilfælde skal ACER høre ENTSO for elektricitet, inden det ændrede forslag godkendes. ACER offentliggør det godkendte forslag på sit websted inden for tre måneder efter datoen for modtagelsen af de foreslåede dokumenter.
4.   ACER kan anmode om ændringer af det godkendte forslag på et hvilket som helst tidspunkt. Inden for seks måneder efter datoen for modtagelsen af en sådan anmodning skal ENTSO for elektricitet forelægge ACER et udkast til de foreslåede ændringer. Inden for tre måneder efter datoen for modtagelse af udkastet skal ACER ændre eller godkende ændringerne og offentliggøre disse ændringer på sit websted.
KAPITEL V
DRIFT AF TRANSMISSIONSSYSTEMER
Artikel 28
Det europæiske net af elektricitetstransmissionssystemoperatører
1.   Transmissionssystemoperatørerne samarbejder på EU-plan gennem ENTSO for elektricitet for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for elektricitet og budområdeoverskridende handel og sikre optimal forvaltning, samordnet drift og holdbar teknisk udvikling af det europæiske elektricitetstransmissionsnet.
2.   Ved at varetage sine opgaver i henhold til EU-retten handler ENTSO for elektricitet med det formål at etablere t velfungerende og velintegreret indre marked for elektricitet og bidrager til en effektiv og varig opfyldelse af målsætningerne i politikrammen for klima- og energipolitikken i perioden 2020-2030, navnlig ved at bidrage til en effektiv integration af elektricitet produceret fra vedvarende energikilder og til at forøge energieffektiviteten, samtidig med at systemsikkerheden opretholdes. ENTSO for elektricitet sikres tilstrækkelige menneskelige og finansielle ressourcer til at udføre sine opgaver.
Artikel 29
ENTSO for elektricitet
1.   Elektricitetstransmissionssystemoperatørerne forelægger Kommissionen og ACER ethvert udkast til ændringer til ENTSO for elektricitets vedtægter, til listen over dets medlemmer og til dets forretningsorden.
2.   Senest to måneder efter modtagelsen forelægger ACER efter at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle interessenter, navnlig systembrugere, herunder kunder, Kommissionen en udtalelse om udkastet til vedtægtsændringer, til medlemslisten eller til forretningsordenen.
3.   Kommissionen afgiver udtalelse om udkastet til vedtægtsændringer, medlemslisten eller forretningsordenen under hensyntagen til ACER's udtalelse som fastsat i stk. 2 og senest tre måneder efter modtagelsen af ACER's udtalelse.
4.   Senest tre måneder efter modtagelsen af Kommissionens favorable udtalelse vedtager og offentliggør transmissionssystemoperatørerne de ændrede vedtægter eller den ændrede forretningsorden.
5.   De i stk. 1 omhandlede dokumenter forelægges Kommissionen og ACER, såfremt de ændres, eller på den begrundede anmodning af en af disse. Kommissionen og ACER afgiver udtalelse i overensstemmelse med stk. 2, 3 og 4.
Artikel 30
ENTSO for elektricitets opgaver
1.   ENTSO for elektricitet:
a)
udarbejder netregler på de i artikel 59, stk. 1 og 2, nævnte områder med henblik på at nå de i artikel 28 fastsatte mål
b)
vedtager og offentliggør en ikkebindende tiårig EU-dækkende netudviklingsplan (»EU-dækkende netudviklingsplan«) hvert andet år
c)
udarbejder og vedtager forslag vedrørende den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering i medfør af artikel 23 og forslag til de tekniske specifikationer for deltagelse i kapacitetsmekanismer på tværs af landegrænser i henhold til artikel 26, stk. 11.
d)
vedtager henstillinger om koordineringen af teknisk samarbejde mellem transmissionssystemoperatører i Unionen og i tredjelande
e)
vedtager en ramme for samarbejde og koordination mellem regionale koordinationscentre
f)
vedtager et forslag om afgrænsning af systemdriftsområdet i overensstemmelse med artikel 36
g)
samarbejder med distributionssystemoperatører og EU DSO-enheden
h)
fremmer digitalisering af transmissionsnet, herunder ibrugtagning af intelligente net, effektiv dataindsamling i realtid og intelligente målesystemer
i)
vedtager fælles redskaber til driften af nettet for at sikre koordinering af nettets drift under normale forhold og i nødsituationer, herunder en fælles klassificeringsskala for forstyrrelser, og forskningsplaner, herunder iværksættelsen af disse planer via et produktivt forskningsprogram. Disse redskaber skal bl.a. specificere:
i)
oplysninger, der er nyttige for forbedring af den operationelle koordination, herunder passende day-ahead-, intraday- og realtidsoplysninger, samt den optimale hyppighed for indsamling og overførsel af sådanne oplysninger
ii)
den teknologiske platform for udveksling af oplysninger i realtid og, hvor det er hensigtsmæssigt, de teknologiske platforme for indsamling, behandling og overførsel af de andre oplysninger, der er omhandlet i nr. i), samt for gennemførelse af procedurer, der kan forøge den operationelle koordination mellem transmissionssystemoperatører med henblik på at opnå, at denne koordination kan blive EU-dækkende
iii)
hvordan transmissionssystemoperatører kan stille de operationelle oplysninger til rådighed for andre transmissionssystemoperatører eller for enhver enhed med behørigt mandat til at støtte dem med henblik på at opnå operationel koordination og for ACER
iv)
at transmissionssystemoperatører udpeger et kontaktpunkt, der er ansvarligt for besvarelse af forespørgsler fra andre transmissionssystemoperatører eller fra enhver enhed med behørigt mandat som omhandlet i nr. iii) eller fra ACER vedrørende sådanne oplysninger
j)
vedtager et årligt arbejdsprogram
k)
bidrager til fastsættelsen af interoperabilitetskrav og ikkediskriminerende og gennemsigtige procedurer for adgang til data som fastlagt i artikel 24 i direktiv (EU) 2019/944
l)
vedtager en årsrapport
m)
udarbejder og vedtager sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger i medfør af artikel 9, stk. 2, i forordning (EU) 2019/941
n)
fremmer cybersikkerhed og databeskyttelse i samarbejde med relevante myndigheder og regulerede enheder
o)
tager hensyn til udviklingen af fleksibelt elforbrug i forbindelse med varetagelsen af sine opgaver.
2.   ENTSO for elektricitet aflægger rapport til ACER om konstaterede mangler vedrørende oprettelsen og driften af regionale koordinationscentre.
3.   ENTSO for elektricitet offentliggør referaterne af sin plenarforsamling og sine bestyrelses- og udvalgsmøder og oplyser regelmæssigt offentligheden om sin beslutningstagning og sine aktiviteter.
4.   Det i stk. 1, litra j), omhandlede årlige arbejdsprogram indeholder en liste over og beskrivelse af de netregler, der skal udarbejdes, en plan for samordning af netdriften og den forsknings- og udviklingsindsats, der skal gennemføres i det pågældende år, samt en vejledende tidsplan.
5.   ENTSO for elektricitet giver ACER alle de oplysninger, som ACER har brug for til varetagelsen af sine opgaver i henhold til artikel 32, stk. 1. For at ENTSO for elektricitet kan opfylde denne forpligtelse, giver transmissionssystemoperatørerne al information, som er påkrævet.
6.   På Kommissionens anmodning forelægger ENTSO for elektricitet Kommission sine synspunkter om vedtagelsen af retningslinjerne som fastlagt i artikel 61.
Artikel 31
Høringer
1.   Ved udarbejdelsen af forslagene i relation til de i artikel 30, stk. 1, omhandlede opgaver foretager ENTSO for elektricitet en omfattende høringsproces. Høringsprocessen struktureres på en måde, der imødekommer bemærkninger fra interessenter før den endelige vedtagelse af forslaget og på en åben og gennemsigtig måde, med deltagelse af alle relevante interessenter og navnlig de organisationer, der repræsenterer sådanne interessenter, i overensstemmelse med den i artikel 29 omhandlede forretningsorden. Denne høring inddrager også de regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder, leverings- og produktionsvirksomheder, systembrugere, herunder kunder, distributionssystemoperatører, herunder relevante branchesammenslutninger, tekniske organer og interessentplatforme. Den tager sigte på at fastlægge synspunkter hos og forslag fra alle relevante parter i beslutningsprocessen.
2.   Alle dokumenter og mødereferater, der vedrører de i stk. 1 omhandlede høringer, offentliggøres.
3.   Inden ENTSO for elektricitet vedtager de i artikel 30, stk. 1, omhandlede forslag, gør det rede for, hvorledes der er blevet taget hensyn til de kommentarer, det har modtaget under høringen. Har det ikke taget hensyn til sådanne kommentarer, giver det en begrundelse.
Artikel 32
ACER's overvågningsopgaver
1.   ACER overvåger, hvordan ENTSO for elektricitet varetager de i artikel 30, stk. 1, 2, og 3, omhandlede opgaver og aflægger rapport om sine observationer til Kommissionen.
ACER overvåger ENTSO for elektricitets gennemførelse af netregler, der er udviklet i henhold til artikel 59. Hvor ENTSO for elektricitet ikke har gennemført sådanne netregler, anmoder ACER ENTSO for elektricitet om at forelægge en behørigt begrundet redegørelse for, hvorfor det ikke er sket. ACER underretter Kommissionen om denne redegørelse og afgiver sin udtalelse hertil.
ACER overvåger og analyserer gennemførelsen af netreglerne og de retningslinjer, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 58, stk. 1, og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette markedsintegrationen samt ikkediskrimination, reel konkurrence og et effektivt fungerende marked, og aflægger rapport til Kommissionen.
2.   ENTSO for elektricitet forelægger ACER udkastet til den EU-dækkende netudviklingsplan, udkastet til det årlige arbejdsprogram, herunder oplysninger om høringsprocessen, og de andre i artikel 30, stk. 1, omhandlede dokumenter med henblik på en udtalelse.
Hvor det skønner, at udkastet til det årlige arbejdsprogram eller udkastet til den EU-dækkende netudviklingsplan, som ENTSO for elektricitet har forelagt, ikke bidrager til ikkediskrimination, reel konkurrence, et effektivt fungerende marked eller tilstrækkelige grænseoverskridende samkøringslinjer, der er åbne for tredjepartsadgang, afgiver ACER inden for to måneder fra forelæggelsen en behørigt begrundet udtalelse samt henstillinger til ENTSO for elektricitet og Kommissionen.
Artikel 33
Omkostninger
Omkostningerne ved ENTSO for elektricitets aktiviteter, omhandlet i artikel 28-32 og 58-61 i denne forordning, og artikel 11 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 
(
22
)
 påhviler transmissionssystemoperatørerne og medtages i tarifberegningen. De regulerende myndigheder godkender kun disse omkostninger, hvis de er rimelige og hensigtsmæssige.
Artikel 34
Regionalt samarbejde mellem transmissionssystemoperatørerne
1.   Transmissionssystemoperatørerne etablerer regionalt samarbejde inden for rammerne af ENTSO for elektricitet for at bidrage til gennemførelsen af aktiviteterne i artikel 30, stk. 1, 2 og 3. Navnlig offentliggør de en regional investeringsplan hvert andet år og kan træffe investeringsbeslutninger på grundlag af denne regionale investeringsplan. ENTSO for elektricitet skal fremme samarbejde mellem transmissionssystemoperatører på regionalt niveau og derved sørge for interoperabilitet, kommunikation og overvågning af regionale præstationer på de områder, som endnu ikke er blevet harmoniseret på EU-niveau.
2.   Transmissionssystemoperatørerne fremmer driftsordninger med henblik på at sikre den bedst mulige forvaltning af nettet og fremmer udviklingen af energibørser, en samordnet fordeling af grænseoverskridende kapacitet gennem ikke-diskriminerende markedsbaserede løsninger, der tager behørigt hensyn til de specifikke fordele ved implicitte auktioner med henblik på kortfristede tildelinger, og integreringen af mekanismerne for balancering og reservestrøm.
3.   Med henblik på at nå de i stk. 1 og stk. 2 fastsatte mål kan Kommissionen fastlægge det geografiske område, som den enkelte regionale samarbejdsstruktur dækker, under hensyn til de eksisterende regionale samarbejdsstrukturer. Hver medlemsstat kan fremme samarbejde i mere end et geografisk område.
Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 68 for at supplere denne forordning med henblik på at etablere det geografiske område, som dækkes af hver regional samarbejdsstruktur. Med henblik herpå hører Kommissionen de regulerende myndigheder, ACER og ENTSO for elektricitet.
De i dette stykke omhandlede delegerede retsakter berører ikke artikel 36.
Artikel 35
Regionale koordinationscentres oprettelse og mission
1.   Senest den 5. juli 2020 forelægger alle transmissionssystemoperatører i et systemdriftsområde de berørte regulerende myndigheder et forslag om oprettelse af regionale koordinationscentre i overensstemmelse med de kriterier, der er fastsat i dette kapitel.
De regulerende myndigheder i systemdriftsområdet gennemgår og godkender forslaget.
Forslaget indeholder mindst følgende elementer:
a)
den medlemsstat, hvor de regionale koordinationscentres hjemsted foreslås at blive beliggende, og de deltagende transmissionssystemoperatører
b)
de organisatoriske, finansielle og driftsmæssige ordninger, der er nødvendige for at sikre en effektiv, sikker og pålidelig drift af det sammenkoblede transmissionssystem
c)
en gennemførelsesplan for iværksættelse af de regionale koordinationscentre
d)
vedtægterne og forretningsordenen for de regionale koordinationscentre
e)
en beskrivelse af samarbejdsprocesserne i overensstemmelse med artikel 38
f)
en beskrivelse af ordningerne vedrørende de regionale koordinationscentres ansvar i overensstemmelse med artikel 47
g)
hvor to regionale koordinationscentre drives på skift i overensstemmelse med artikel 36, stk. 2, en beskrivelse af ordningerne med henblik på at etablere en klar ansvarsfordeling mellem disse regionale koordinationscentre og procedurer for udførelsen af deres opgaver.
2.   Efter at de regulerende myndigheder har godkendt forslaget i stk. 1, erstatter de regionale koordinationscentre de regionale sikkerhedskoordinatorer, der er oprettet i henhold til retningslinjerne for systemdrift, der er vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009, og sættes i værk senest den 1. juli 2022.
3.   De regionale koordinationscentre gives en retlig form som omhandlet i bilag II til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2017/1132 
(
23
)
.
4.   De regionale koordinationscentre handler ved varetagelsen af deres opgaver i henhold til EU-retten uafhængigt af individuelle nationale interesser og uafhængigt af transmissionssystemoperatørers interesser.
5.   De regionale koordinationscentre supplerer transmissionssystemoperatørernes rolle ved at udføre de opgaver af regional betydning, som de har fået tildelt i overensstemmelse med artikel 37. Transmissionssystemoperatørerne er ansvarlige for styringen af elektricitetsstrømmene og sikring af et sikkert, pålideligt og effektivt elektricitetssystem i overensstemmelse med artikel 40, stk. 1, litra d), i direktiv (EU) 2019/944.
Artikel 36
Regionale koordinationscentres geografiske udstrækning
1.   Senest den 5. januar 2020 forelægger ENTSO for elektricitet ACER et forslag, som fastsætter, hvilke transmissionssystemoperatører, budområder, budområdegrænser, kapacitetsberegningsregioner og regioner for koordinering af afbrydelser, der er dækket af hvert enkelt systemdriftsområde. Forslaget tager hensyn til nettopologien, herunder graden af sammenkobling og den indbyrdes afhængighed af elektricitetssystemet med hensyn til strømme og regionens størrelse, som skal dække mindst én kapacitetsberegningsregion.
2.   Transmissionssystemoperatørerne i et systemdriftsområde skal deltage i det regionale koordinationscenter, som er etableret i den pågældende region. Hvis en transmissionssystemoperatørs systemområde undtagelsesvist er en del af flere forskellige synkrone områder, kan transmissionssystemoperatøren deltage i to regionale koordinationscentre. For budområdegrænser, der grænser op til systemdriftsområder, fastsætter forslaget i stk. 1, hvordan koordineringen mellem de regionale koordinationscentre med hensyn til disse grænser skal foregå. For det kontinentale Europas synkrone område, hvor aktiviteterne i to regionale koordinationscentre kan overlappe hinanden i et systemdriftsområde, beslutter transmissionssystemoperatørerne i det pågældende systemdriftsområde enten at udpege et enkelt regionalt koordinationscenter i regionen, eller at de to regionale koordinationscentre på skift skal udføre nogle eller alle opgaver af regional betydning i hele systemdriftsområdet, og at andre opgaver skal udføres af et enkelt udpeget regionalt koordinationscenter.
3.   Inden for tre måneder efter modtagelsen af forslaget i stk. 1 godkender ACER enten forslaget om afgrænsning af systemdriftsområder eller foreslår ændringer. I sidstnævnte tilfælde hører ACER ENTSO for elektricitet, inden ændringerne vedtages. Det vedtagne forslag offentliggøres på ACER's websted.
4.   De relevante transmissionssystemoperatører kan forelægge ACER et forslag til ændring af systemdriftsområder fastlagt i henhold til stk. 1. Proceduren fastsat i stk. 3 finder anvendelse.
Artikel 37
Regionale koordinationscentres opgaver
1.   Hvert regionalt koordinationscenter skal som minimum udføre alle følgende opgaver af regional betydning i hele det systemdriftsområde, hvor det er etableret:
a)
udføre den koordinerede kapacitetsberegning i overensstemmelse med de metoder, der er udviklet i henhold til retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009
b)
udføre den koordinerede sikkerhedsanalyse i overensstemmelse med de metoder, der er udviklet i henhold til retningslinjerne for systemdrift vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009
c)
indføre fælles netmodeller i overensstemmelse med de metoder og procedurer udviklet i henhold til retningslinjerne for systemdrift vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009
d)
støtte overensstemmelsesvurderingen af transmissionssystemoperatørernes forsvarsplaner og genoprettelsesplaner i overensstemmelse med proceduren fastsat i netreglen for nødsituationer og systemgenoprettelse vedtaget på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009
e)
foretage regionale prognoser for tilstrækkelighed for week-ahead til som minimum day-ahead og forberede risikoreducerende foranstaltninger i overensstemmelse med den i artikel 8 i forordning (EU) 2019/941 fastsatte metode og procedurerne i retningslinjerne for systemdrift vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009
f)
udføre regional koordinering af planlægning af afbrydelser i overensstemmelse med procedurerne og metoderne fastsat i retningslinjerne for systemdrift vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009
g)
udføre uddannelse og certificering af personale, der arbejder for de regionale koordinationscentre
h)
støtte koordineringen og optimeringen af regional genoprettelse, som transmissionssystemoperatørerne har anmodet om
i)
udføre analyse og rapportering efter aktiviteter og efter driftsforstyrrelser
j)
udføre regional dimensionering af reservekapacitet
k)
fremme anskaffelse af balanceringskapacitet på regionalt niveau
l)
bistå transmissionssystemoperatørerne på disses anmodning med at optimere afregning internt blandt transmissionssystemoperatører
m)
udføre opgaver i relation til opstilling af regionale elkrisescenarier, hvis og i det omfang de er uddelegeret til de regionale koordinationscentre i medfør af artikel 6, stk. 1, i forordning (EU) 2019/941
n)
udføre opgaver i relation til kortlægning af sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger, hvis og i det omfang de er uddelegeret til de regionale koordinationscentre i medfør af artikel 9, stk. 2, i forordning (EU) 2019/941
o)
beregne værdien af den maksimale indgangskapacitet, som står til rådighed for udenlandsk kapacitets deltagelse i kapacitetsmekanismer, med henblik på udstedelse af en henstilling i henhold til artikel 26, stk. 7
p)
udføre opgaver i forbindelse med at bistå transmissionssystemoperatører i afklaringen af behov for ny transmissionskapacitet og for opgradering af eksisterende transmissionskapacitet eller deres alternativer, som skal indsendes til de regionale grupper, der er oprettet i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013 og opført på den i artikel 51 i direktiv (EU) 2019/944 omhandlede tiårige netudviklingsplan.
De i første afsnit omhandlede opgaver er fastsat nærmere i bilag I.
2.   På grundlag af et forslag fra Kommissionen eller en medlemsstat afgiver det ved artikel 68 i direktiv (EU) 2019/944 oprettede udvalg en udtalelse om tildeling af nye rådgivningsopgaver til de regionale koordinationscentre. Hvor udvalget afgiver en positiv udtalelse om tildelingen af nye rådgivningsopgaver, udfører de regionale koordinationscentre disse opgaver på grundlag af et af ENTSO for elektricitet udarbejdet og af ACER godkendt forslag i overensstemmelse med proceduren fastsat i artikel 27.
3.   Transmissionssystemoperatørerne giver deres regionale koordinationscentre de oplysninger, som er nødvendige for, at de kan varetage deres opgaver.
4.   De regionale koordinationscentre giver transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet alle oplysninger, som er nødvendige for at gennemføre de koordinerede tiltag og henstillinger, der udstedes af de regionale koordinationscentre.
5.   For så vidt angår de opgaver, der er fastsat i denne artikel og ikke allerede er dækket af de relevante netregler eller retningslinjer, udarbejder ENTSO for elektricitet et forslag i overensstemmelse med proceduren i artikel 27. Regionale koordinationscentre udfører disse opgaver på grundlag af et forslag, der er godkendt af ACER.
Artikel 38
Samarbejde i og mellem regionale koordinationscentre
Den daglige koordinering i og mellem de regionale koordinationscentre forvaltes via en samarbejdsbaseret beslutningsproces blandt transmissionssystemoperatørerne i regionen, herunder ordninger for koordinering mellem regionale koordinationscentre, hvor det er relevant. Samarbejdsprocessen skal bygge på:
a)
samarbejdsordninger med henblik på at tage fat på de planlægnings- og driftsrelaterede opgaver, som er relevante for de i artikel 37 omhandlede opgaver
b)
en procedure for effektive og inkluderende deling af analyser med og høring af transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet og relevante interessenter og andre regionale koordinationscentre om regionale koordinationscentres forslag i forbindelse med udøvelsen af de operationelle pligter og opgaver i overensstemmelse med artikel 40
c)
en procedure for vedtagelse af koordinerede tiltag og henstillinger i overensstemmelse med artikel 42
Artikel 39
Samarbejdsordninger
1.   De regionale koordinationscentre udvikler samarbejdsordninger, der er effektive, inkluderende, gennemsigtige, og som letter opnåelsen af enighed med henblik på at tage fat på planlægnings- og driftsrelaterede aspekter af de opgaver, der skal udføres, navnlig under hensyntagen til de særlige karakteristika ved og kravene til sådanne opgaver som specificeret i bilag I. Regionale koordinationscentre udvikler også en proces for revision af disse samarbejdsordninger.
2.   De regionale koordinationscentre sikrer, at de i stk. 1 omhandlede samarbejdsordninger indeholder regler for underretning af de berørte parter.
Artikel 40
Høringsprocedure
1.   De regionale koordinationscentre udvikler en procedure med henblik på som led i udøvelsen af deres daglige operationelle pligter og opgaver at tilrettelægge en hensigtsmæssig og regelmæssig høring af transmissionssystemoperatører i systemdriftsområdet, andre regionale koordinationscentre og relevante interessenter. Med henblik på at sikre, at de reguleringsmæssige anliggender kan løses, inddrages regulerende myndigheder, når dette er nødvendigt.
2.   De regionale koordinationscentre hører medlemsstaterne i systemdriftsområdet og, hvor der er et regionalt forum, deres regionale fora om forhold af politisk relevans, der ikke vedrører regionale koordinationscentres daglige aktiviteter og gennemførelsen af deres opgaver. De regionale koordinationscentre tager behørigt hensyn til de henstillinger, som medlemsstaterne og eventuelt deres regionale fora fremsætter.
Artikel 41
Gennemsigtighed
1.   De regionale koordinationscentre udvikler en proces for at involvere interessenter og afholder regelmæssige møder med interessenter for at drøfte spørgsmål vedrørende effektiv, sikker og pålidelig drift af det sammenkoblede system og afdække mangler og foreslå forbedringer.
2.   ENTSO for elektricitet og de regionale koordinationscentre arbejder fuldstændig gennemsigtigt i forhold til interessenter og offentligheden. De offentliggør alle relevante dokumenter på deres respektive websteder.
Artikel 42
Vedtagelse af afgørelser og gennemgang af koordinerede tiltag og henstillinger
1.   Transmissionssystemoperatørerne i et systemdriftsområde udvikler en procedure for vedtagelse og revision af koordinerede tiltag og henstillinger, som regionale koordinationscentre har udstedt i overensstemmelse med kriterierne anført i stk. 2, 3 og 4.
2.   De regionale koordinationscentre udsteder koordinerede tiltag til transmissionssystemoperatørerne angående de opgaver, der er omhandlet i artikel 37, stk. 1, litra a) og b). Transmissionssystemoperatørerne gennemfører de koordinerede tiltag, medmindre gennemførelsen af de koordinerede tiltag ville medføre en tilsidesættelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, som hver enkelt transmissionssystemoperatør har fastsat i overensstemmelse med retningslinjerne for systemdrift vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
Hvor en transmissionssystemoperatør beslutter ikke at gennemføre et koordineret tiltag af de årsager, der er anført i dette stykke, meddeler den på en gennemsigtig måde de detaljerede årsager hertil til det regionale koordinationscenter og transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet uden ugrundet ophold. I så fald vurderer det regionale koordinationscenter virkningerne af denne beslutning for de øvrige transmissionssystemoperatører i systemdriftsområdet og kan foreslå andre koordinerede tiltag i henhold til den i stk. 1 anførte procedure.
3.   De regionale koordinationscentre vedtager henstillinger til transmissionssystemoperatørerne angående de opgaver, der er angivet i artikel 37, stk. 1, litra c)-p), eller tildelt i overensstemmelse med artikel 37, stk. 2.
Hvor en transmissionssystemoperatør beslutter at afvige fra en henstilling, som omhandlet i stk. 1, forelægger den regionale koordinationscentre og systemdriftsområdets øvrige transmissionssystemoperatører en udførlig begrundelse for dets beslutning uden udgrundet ophold.
4.   Gennemgangen af koordinerede tiltag eller af en henstilling udløses efter anmodning fra en eller flere af systemdriftsområdets transmissionssystemoperatører. Efter gennemgangen af det koordinerede tiltag eller henstillingen bekræfter eller ændrer de regionale koordinationscentre foranstaltningen.
5.   Er et koordineret tiltag genstand for gennemgang i overensstemmelse med denne artikels stk. 4, medfører anmodningen om gennemgang ikke suspendering af det koordinerede tiltag bortset fra, hvor gennemførelsen af det koordinerede tiltag ville medføre en tilsidesættelse af de driftsmæssige sikkerhedsgrænser, som hver enkelt transmissionssystemoperatør har fastsat i overensstemmelse med retningslinjerne for systemdrift vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
6.   På forslag af en medlemsstat eller Kommissionen og efter høring af udvalget oprettet ved artikel 68 i direktiv (EU) 2019/944 kan medlemsstaterne i et systemdriftsområde i fællesskab beslutte at tildele beføjelsen til at træffe koordinerede tiltag til deres regionale koordinationscenter for en eller flere af de opgaver, der er fastsat i artikel 37, stk. 1, litra c)-p), i denne forordning.
Artikel 43
Regionale koordinationscentres bestyrelse
1.   De regionale koordinationscentre nedsætter hver især en bestyrelse med henblik på at vedtage foranstaltninger vedrørende deres styring og overvåge deres præstationer.
2.   Bestyrelsen sammensættes af medlemmer, der repræsenterer alle de transmissionssystemoperatører, der deltager i det relevante regionale koordinationscenter.
3.   Bestyrelsen har ansvaret for:
a)
udarbejdelse og godkendelse af det regionale koordinationscenters vedtægter og forretningsorden
b)
vedtagelse og gennemførelse af organisationsstrukturen
c)
opstilling og godkendelse af det årlige budget
d)
udarbejdelse og godkendelse af de samarbejdsbaserede processer i overensstemmelse med artikel 38.
4.   Bestyrelsens beføjelser omfatter ikke beføjelser vedrørende det regionale koordinationscenters daglige aktiviteter og udførelsen af dets opgaver.
Artikel 44
Organisationsstruktur
1.   Transmissionssystemoperatørerne i et systemdriftsområde opretter organisationsstrukturen for regionale koordinationscentre, som underbygger sikkerheden af deres opgaver.
Ved organisationsstrukturen fastlægges:
a)
medarbejdernes beføjelser, pligter og ansvarsområder
b)
forbindelserne og rapporteringslinjerne mellem organisationens forskellige dele og processer.
2.   Regionale koordinationscentre kan oprette regionale kontorer til at tage sig af særlige subregionale forhold eller oprette regionale reservekoordinationscentre for at sikre en effektiv og pålidelig udøvelse af deres opgaver, hvor det har vist sig, at dette er strengt nødvendigt.
Artikel 45
Udstyr og personale
De regionale koordinationscentre udstyres med alle de personalemæssige, tekniske, fysiske og finansielle ressourcer, der er nødvendige, for at de kan opfylde deres forpligtelser i henhold til denne forordning og udføre deres opgaver uafhængigt og upartisk.
Artikel 46
Overvågning og rapportering
1.   De regionale koordinationscentre indfører en fremgangsmåde for løbende overvågning af som minimum:
a)
deres operationelle resultater
b)
de koordinerede tiltag og udstedte henstillinger, det omfang de koordinerede tiltag og henstillinger er blevet gennemført af transmissionssystemoperatørerne og det opnåede resultat
c)
effektiviteten og produktiviteten af hver af de opgaver, som de er ansvarlige for, og, hvor det er relevant, rotationen af opgaver.
2.   De regionale koordinationscentre angiver deres omkostninger på en gennemsigtig måde og indberetter dem til ACER og systemdriftsområdets regulerende myndigheder.
3.   De regionale koordinationscentre forelægger en årsrapport med relevante data om udfaldet af overvågningen fastsat i stk. 1 og oplysninger om deres resultater til ENTSO for elektricitet, ACER, systemdriftsområdets regulerende myndigheder og elektricitetskoordinationsgruppen.
4.   De regionale koordinationscentre indberetter eventuelle mangler, som de har konstateret som led i overvågningsprocessen i henhold til stk. 1 til ENTSO for elektricitet, systemdriftsområdets regulerende myndigheder, ACER og medlemsstaternes andre kompetente myndigheder med ansvar for forebyggelse og håndtering af krisesituationer. På grundlag af denne rapport kan de relevante regulerende myndigheder i systemdriftsområdet foreslå de regionale koordinationscentre foranstaltninger til afhjælpning af manglerne.
5.   Uden at dette berører behovet for at beskytte sikkerhed og kommercielt følsomme oplysningers fortrolighed, offentliggør de regionale koordinationscentre de i stk. 3 og 4 omhandlede rapporter.
Artikel 47
Erstatningsansvar
I forslagene om oprettelse af regionale koordinationscentre i overensstemmelse med artikel 35 medtager transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet de nødvendige foranstaltninger til dækning af erstatningsansvar i relation til udøvelsen af de regionale koordinationscentres opgaver. Metoden, som anvendes til at sikre dækningen, skal tage hensyn til de regionale koordinationscentres retlige status og det disponible niveau for markedsbaseret forsikringsdækning.
Artikel 48
Tiårig netudviklingsplan
1.   Den i artikel 30, stk. 1, litra b), omhandlede EU-dækkende netudviklingsplan omfatter modellering af det integrerede net, udvikling af scenarier og en vurdering af systemets modstandsdygtighed.
Den EU-dækkende netudviklingsplan skal navnlig:
a)
bygge på nationale investeringsplaner, der tager hensyn til regionale investeringsplaner som omhandlet i denne forordnings artikel 34, stk. 1, og, hvor det er hensigtsmæssigt, EU-aspekter ved planlægningen af nettet som anført i forordning (EU) nr. 347/2013; den skal gennemgå en cost-benefit-analyse, hvor der anvendes den metode, som er fastsat i artikel 11 i nævnte forordning
b)
med hensyn til grænseoverskridende samkøringslinjer også bygge på de rimelige behov, som forskellige systembrugere af nettet kan have, og integrere langfristede forpligtelser fra investorer som omhandlet i artikel 44 og artikel 51 i direktiv (EU) 2019/944, og
c)
redegøre for investeringsmangler, navnlig hvad den grænseoverskridende kapacitet angår.
Med henblik på første afsnit, litra c), kan en gennemgang af hindringer for øget grænseoverskridende kapacitet, som foranlediges af forskelle i godkendelsesprocedurer eller -praksis, vedlægges som bilag til den EU-dækkende netudviklingsplan.
2.   ACER afgiver udtalelse om de nationale tiårige netudviklingsplaner med henblik på at vurdere deres overensstemmelse med den EU-dækkende netudviklingsplan. Finder ACER uoverensstemmelser mellem en national tiårig netudviklingsplan og den EU-dækkende netudviklingsplan, foreslår det om nødvendigt ændring af den nationale tiårige netudviklingsplan eller den EU-dækkende netudviklingsplan. Såfremt en sådan national tiårig netudviklingsplan er udarbejdet i overensstemmelse med artikel 51 i direktiv (EU) 2019/944, foreslår ACER, at den relevante regulerende myndighed ændrer den nationale tiårige netudviklingsplan i overensstemmelse med artikel 51, stk. 7, i nævnte direktiv og underretter Kommissionen herom.
Artikel 49
Kompensation mellem transmissionssystemoperatører
1.   Transmissionssystemoperatører modtager kompensation for omkostningerne ved at huse grænseoverskridende elektricitetsstrømme i deres net.
2.   Den i stk. 1 omhandlede kompensation betales af de nationale transmissionssystemoperatører, hvis systemer de grænseoverskridende strømme kommer fra, og hvis systemer de er bestemt for.
3.   Kompensationen betales regelmæssigt for et givet, allerede forløbet tidsrum. Efterfølgende reguleringer af allerede betalt kompensation foretages, hvor det er nødvendigt for at afspejle de faktiske omkostninger.
Det første tidsrum, der skal betales kompensation for, fastsættes i de i artikel 61 omhandlede retningslinjer.
4.   Kommissionen vedtager delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 68 for at supplere denne forordning med henblik på at fastlægge størrelsen af de kompensationsbeløb, der skal betales.
5.   Omfanget af husede grænseoverskridende strømme og omfanget af grænseoverskridende strømme, der angives som kommende fra eller endende i de nationale transmissionssystemer, bestemmes på grundlag af de fysiske elektricitetsstrømme, der faktisk måles i løbet af et givet tidsrum.
6.   Omkostningerne ved at huse grænseoverskridende strømme bestemmes på grundlag af de forventede langsigtede gennemsnitlige differensomkostninger under hensyntagen til tab, investering i ny infrastruktur og en passende andel af omkostningerne ved den eksisterende infrastruktur, for så vidt infrastrukturen anvendes til transmission af grænseoverskridende strømme, idet der især tages hensyn til behovet for at sikre forsyningssikkerhed. Når de påløbne omkostninger udregnes, anvendes anerkendte metoder til beregning af standardomkostninger. Der skal tages hensyn til de fordele, et net har ved at huse grænseoverskridende strøm, for at nedsætte den modtagne kompensation.
7.   Udelukkende med henblik på kompensationsordningen mellem transmissionssystemoperatørerne betragtes, såfremt to eller flere medlemsstaters transmissionsnet helt eller delvis indgår i én enkel kontrolblok, kontrolblokken som helhed som en del af transmissionsnettet i en af de pågældende medlemsstater for at undgå, at strømme inden for kontrolblokke betragtes som grænseoverskridende strømme i henhold til artikel 2, stk. 2, litra b), og giver anledning til udbetaling af kompensation efter nærværende artikels stk. 1. De regulerende myndigheder i de berørte medlemsstater kan træffe afgørelse om, i hvilken af de berørte medlemsstater kontrolblokken som helhed skal betragtes som tilhørende.
Artikel 50
Afgivelse af oplysninger
1.   Transmissionssystemoperatørerne indfører ordninger for samordning og informationsudveksling for at sikre netsikkerheden i forbindelse med håndtering af kapacitetsbegrænsninger.
2.   Transmissionssystemoperatørernes sikkerheds-, drifts- og planlægningsstandarder offentliggøres. De offentliggjorte oplysninger skal omfatte et almindeligt system for beregning af den samlede overførselskapacitet og transmissionssikkerhedsmargenen på grundlag af nettets elektriske og fysiske kapacitet. Sådanne systemer skal godkendes af de regulerende myndigheder.
3.   Transmissionssystemoperatørerne offentliggør overslag over den tilgængelige overførselskapacitet for hver enkelt dag, herunder tilgængelig overførselskapacitet, der allerede er reserveret. Disse overslag offentliggøres på bestemte tidspunkter forud for transportdatoen og indeholder under alle omstændigheder indeholde week-ahead og month-ahead overslag såvel som en kvantitativ beskrivelse af den tilgængelige kapacitets forventede pålidelighed.
4.   Transmissionssystemoperatørerne offentliggør relevante data om den samlede forventede og den faktiske efterspørgsel, om tilgængeligheden og den faktiske anvendelse af produktionsanlæg og systembelastende anlæg, om tilgængeligheden og anvendelsen af nettene og samkøringslinjerne, om balancestrøm og reservekapacitet og om tilgængeligheden af fleksibilitet. Med hensyn til tilgængeligheden og den faktiske anvendelse af små produktionsanlæg og systembelastende anlæg kan der anvendes samlede, skønsmæssigt anslåede data.
5.   De berørte markedsdeltagere giver transmissionssystemoperatørerne de relevante data.
6.   Produktionsvirksomheder, som ejer eller driver produktionsanlæg, hvoraf mindst ét produktionsanlæg har en installeret kapacitet på mindst 250 MW, eller som har en portefølje af produktionsanlæg, der omfatter mindst 400 MW, holder i fem år alle de timedata for hvert anlæg, der behøves til at kontrollere alle operationelle fordelingsbeslutninger og tilbudsadfærden på elektricitetsbørser, auktioner for samkøringskapacitet, reservemarkeder og OTC-markeder, til rådighed for den regulerende myndighed, den nationale konkurrencemyndighed og Kommissionen. De data pr. anlæg og pr. time, der skal opbevares, omfatter, men er ikke begrænset til, data om tilgængelig produktionskapacitet og afsatte reserver, herunder fordelingen af de pågældende afsatte reserver pr. anlæg, på tidspunktet for tilbudsgivningen og produktionen.
7.   Transmissionssystemoperatørerne udveksler med jævne mellemrum et sæt tilstrækkeligt nøjagtige data om net og laststrømme, således at hver transmissionssystemoperatør får mulighed for at beregne laststrømmene i sit relevante område. Samme sæt data stilles til rådighed for de regulerende myndigheder og for Kommissionen og medlemsstaterne, når der anmodes herom. De regulerende myndigheder, medlemsstaterne og Kommissionen behandler datasættene fortroligt og sørger for, at enhver konsulent, der efter disses anmodning udfører analytisk arbejde for dem på grundlag af disse data, ligeledes behandler disse datasæt fortroligt.
Artikel 51
Certificering af transmissionssystemoperatører
1.   Har Kommissionen modtaget en underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør som fastsat i artikel 52, stk. 6, i direktiv (EU) 2019/944, behandler den underretningen straks ved modtagelsen. Senest to måneder efter modtagelsen af en sådan underretning afgiver Kommissionen sin udtalelse til den relevante regulerende myndighed om underretningens overensstemmelse med artikel 43 og enten artikel 52, stk. 2, eller artikel 53 i direktiv (EU) 2019/944.
I forbindelse med udarbejdelsen af den i første afsnit omhandlede udtalelse kan Kommissionen anmode ACER om en udtalelse om den regulerende myndigheds afgørelse. I så fald forlænges den i første afsnit omhandlede periode på to måneder med yderligere to måneder.
Hvis der ikke inden for den i første og andet afsnit omhandlede periode foreligger en udtalelse fra Kommissionen, anses Kommissionen for ikke at rejse indvendinger mod den regulerende myndigheds afgørelse.
2.   Senest to måneder efter modtagelsen af Kommissionens udtalelse vedtager den regulerende myndighed sin endelige afgørelse om certificering af transmissionssystemoperatøren, idet den tager størst muligt hensyn til denne udtalelse. Den regulerende myndigheds afgørelse og Kommissionens udtalelse offentliggøres sammen.
3.   De regulerende myndigheder og Kommissionen kan fra transmissionssystemoperatører og fra virksomheder, der udfører produktions- eller leveringsopgaver, når som helst under proceduren udbede sig enhver oplysning, der er relevant for varetagelsen af deres opgaver i medfør af denne artikel.
4.   De regulerende myndigheder og Kommissionen beskytter fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger.
5.   Hvis Kommissionen har modtaget en underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør i henhold til artikel 43, stk. 9, i direktiv (EU) 2019/944, træffer Kommissionen en afgørelse vedrørende certificering. Den regulerende myndighed efterkommer Kommissionens afgørelse.
KAPITEL VI
DRIFT AF DISTRIBUTIONSSYSTEMER
Artikel 52
Europæisk enhed for distributionssystemoperatører
1.   Distributionssystemoperatører samarbejder på EU-plan gennem EU DSO-enheden for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for elektricitet og fremme optimal forvaltning og en koordineret drift af distributions- og transmissionssystemer. Distributionssystemoperatører, der ønsker at deltage i EU DSO-enheden, er berettiget til at blive registrerede medlemmer af enheden.
Registrerede medlemmer kan deltage direkte i EU DSO-enheden eller være repræsenteret af en national sammenslutning, der er udpeget af medlemsstaten, eller af en sammenslutning på EU-plan.
2.   EU DSO-enheden udfører sine opgaver og procedurer i overensstemmelse med artikel 55. Som en ekspertenhed, der arbejder for den fælles EU-interesse, må EU DSO-enheden hverken repræsentere særlige interesser eller forsøge at påvirke beslutningsprocessen for at fremme bestemte interesser.
3.   Medlemmerne af EU DSO-enheden er underlagt registrering og betaling af et rimeligt og forholdsmæssigt medlemskontingent, der afspejler antallet af kunder, der er tilsluttet den berørte distributionssystemoperatør.
Artikel 53
Oprettelse af EU DSO-enheden
1.   EU DSO-enheden består som minimum af en generalforsamling, en bestyrelse, en strategisk rådgivningsgruppe, ekspertgrupper og en generalsekretær.
2.   Senest den 5. juli 2020 forelægger distributionssystemoperatørerne Kommissionen og ACER et udkast til vedtægter i overensstemmelse med artikel 54, herunder en adfærdskodeks, en liste over registrerede medlemmer og et udkast til forretningsorden, herunder reglerne for proceduren for høring af ENTSO for elektricitet og andre interessenter og reglerne for finansiering, for den EU DSO-enhed, der skal oprettes.
EU DSO-enhedens udkast til forretningsorden skal sikre en afbalanceret repræsentation af alle deltagende distributionssystemoperatører.
3.   Senest to måneder efter modtagelsen af udkastet til vedtægt, medlemslisten og udkastet til forretningsorden forelægger ACER sin udtalelse for Kommissionen efter at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle interessenter, navnlig distributionssystembrugere.
4.   Senest tre måneder efter modtagelsen af ACER's udtalelse afgiver Kommissionen en udtalelse om udkastet til vedtægt, medlemslisten og udkastet til forretningsorden under hensyntagen til ACER's udtalelse i henhold til stk. 3.
5.   Senest tre måneder efter modtagelsen af Kommissionens favorable udtalelse opretter distributionssystemoperatørerne EU DSO-enheden og vedtager og offentliggør dets vedtægter og forretningsorden.
6.   De i stk. 2 omhandlede dokumenter forelægges Kommissionen og ACER, såfremt de ændres eller på begrundet anmodning af en af disse. Kommissionen og ACER afgiver udtalelse i overensstemmelse med den proces, der er fastsat i stk. 2, 3 og 4.
7.   Omkostningerne ved aktiviteterne i EU DSO-enheden afholdes af de distributionssystemoperatører, som er registrerede medlemmer, og tages i betragtning ved tarifberegningen. Regulerende myndigheder må kun godkendeomkostninger, der er rimelige og forholdsmæssige.
Artikel 54
Principielle regler og procedurer for EU DSO-enheden
1.   Vedtægterne for EU DSO-enheden, der vedtages i overensstemmelse med artikel 53, overholder følgende principper:
a)
deltagelse i EU DSO-enhedens arbejde begrænses til registrerede medlemmer med mulighed for delegation inden for medlemskabet
b)
strategiske beslutninger vedrørende EU DSO-enhedens aktiviteter samt politiske retningslinjer for bestyrelsen vedtages af generalforsamlingen
c)
generalforsamlingens afgørelser vedtages efter følgende regler:
i)
hvert medlem råder over et antal stemmer, der står i forhold til antallet af dette medlems kunder
ii)
65 % af de stemmer, der er tildelt medlemmerne af generalforsamlingen, afgives, og
iii)
afgørelsen vedtages af et flertal på 55 % af medlemmerne
d)
generalforsamlingens afgørelser afvises efter følgende regler:
i)
hvert medlem råder over et antal stemmer, der står i forhold til antallet af kunder
ii)
35 % af de stemmer, der er tildelt medlemmerne, afgives, og
iii)
afgørelsen afvises af mindst 25 % af medlemmerne
e)
bestyrelsen vælges af generalforsamlingen med et mandat på højst fire år
f)
bestyrelsen udpeger formanden og de tre næstformænd blandt sine medlemmer
g)
samarbejde mellem transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører i henhold til artikel 56 og 57 ledes af bestyrelsen
h)
bestyrelsens afgørelser vedtages med et absolut flertal
i)
på grundlag af et forslag fra bestyrelsen udpeges generalsekretæren af generalforsamlingen blandt dets medlemmer med et mandat på fire år, der kan forlænges én gang
j)
på grundlag af et forslag fra bestyrelsen udpeges ekspertgrupper af generalforsamlingen og overstiger ikke 30 medlemmer med mulighed for, at en tredjedel af medlemmerne kommer fra uden for medlemskabet af EU-DSO; desuden nedsættes en »ét land«-ekspertgruppe, som består af præcis én repræsentant fra distributionssystemoperatører i hver medlemsstat.
2.   Procedurer vedtaget af EU DSO-enheden sikrer en retfærdig og forholdsmæssig behandling af dens medlemmer og afspejler den mangfoldige geografiske og økonomiske struktur blandt dens medlemmer. Procedurerne skal navnlig fastsætte, at:
a)
bestyrelsen består af bestyrelsesformanden og 27 repræsentanter for medlemmer, hvoraf:
i)
ni er repræsentanter for medlemmer med mere end 1 million netbrugere
ii)
ni er repræsentanter for medlemmer med mere end 100 000 og færre end 1 million netbrugere
iii)
ni er repræsentanter for medlemmer med færre end 100 000 netbrugere
b)
repræsentanter for eksisterende distributionssystemoperatørsammenslutninger tillades at deltage i bestyrelsens møder som observatører
c)
bestyrelsen må ikke have mere end tre repræsentanter for medlemmer, som er baseret i den samme medlemsstat eller den samme koncern
d)
hver næstformand for bestyrelsen udpeges blandt repræsentanter for medlemmerne i hver kategori, der er beskrevet i litra a)
e)
repræsentanter for medlemmer, som er baseret i én medlemsstat eller den samme koncern må ikke udgøre flertallet af deltagerne i ekspertgruppen
f)
bestyrelsen nedsætter en strategisk rådgivningsgruppe, som afgiver udtalelse til bestyrelsen og ekspertgrupperne og består af repræsentanter for europæiske distributionssystemoperatørsammenslutninger og repræsentanter for de medlemsstater, der ikke er repræsenteret i bestyrelsen.
Artikel 55
EU DSO-enhedens opgaver
1.   EU DSO-enheden har følgende opgaver:
a)
fremme af drift og planlægning af distributionsnet i koordination med driften og planlægningen af transmissionsnet
b)
lette integrationen af vedvarende energikilder, decentral produktion og andre ressourcer i distributionsnettet såsom energilagring
c)
lette fleksibilitet på efterspørgselssiden og fleksibelt elforbrug og markedsadgangen for brugerne af distributionsnet
d)
bidrage til digitaliseringen af distributionssystemer, herunder ibrugtagning af intelligente net og intelligente målesystemer
e)
fremme udviklingen af databehandling, cybersikkerhed og databeskyttelse i samarbejde med relevante myndigheder og regulerede enheder
f)
deltage i udviklingen af netregler af relevans for drift og planlægning af distributionsnet og den koordinerede drift af transmissions- og distributionsnettene i henhold til artikel 59.
2.   Derudover skal EU DSO-enheden:
a)
samarbejde med ENTSO for elektricitet om at overvåge gennemførelsen af netregler og retningslinjer, der vedtages i henhold til denne forordning, af relevans for drift og planlægning af distributionsnet og den koordinerede drift af transmissions- og distributionsnettene
b)
samarbejde med ENTSO for elektricitet og vedtage bedste praksis om den koordinerede drift og planlægning af transmissions- og distributionssystemer, herunder om spørgsmål såsom dataudveksling mellem operatører og koordinering af distribuerede energiressourcer
c)
arbejde med at kortlægge bedste praksis på de områder, der er udpeget i stk. 1, og med at indføre forbedringer af energieffektiviteten i distributionsnettet
d)
vedtage et årligt arbejdsprogram og en årsrapport
e)
udøve sit virke i overensstemmelse med konkurrenceretten og sikre neutralitet.
Artikel 56
Høringer i forbindelse med processen til udvikling af netregler
1.   Ved deltagelse i udviklingen af nye netregler i medfør af artikel 59 foretager EU DSO-enheden en omfattende høringsproces på et tidligt stadium, på en åben og gennemsigtig måde og omfattende alle relevante interessenter, navnlig organisationer, der repræsenterer sådanne interessenter, i overensstemmelse med de i artikel 53 omhandlede regler for proceduren for høring. Denne høring inddrager også de regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder, leverings- og produktionsvirksomheder, systembrugere, herunder kunder, tekniske organer og interessentplatforme. Den tager sigte på at kortlægge synspunkter hos og forslag fra alle relevante parter under beslutningsprocessen.
2.   Alle dokumenter og mødereferater, der vedrører de i stk. 1 omhandlede høringer, offentliggøres.
3.   EU DSO-enheden tager hensyn til de synspunkter, der fremkommer under høringerne. Inden EU DSO-enheden vedtager forslag til de i artikel 59 omhandlede netregler, redegør den for, hvorledes den har taget hensyn til de kommentarer, den har modtaget i løbet af høringen. Har den ikke taget hensyn til sådanne kommentarer, skal den begrunde dette.
Artikel 57
Samarbejde mellem distributionssystemoperatører og distributionssystemoperatører og transmissionssystemoperatører
1.   Distributionssystemoperatører og transmissionssystemoperatører samarbejder med hinanden om planlægning og drift af deres net. Distributionssystemoperatører og transmissionssystemoperatører udveksler navnlig alle nødvendige oplysninger og data vedrørende produktionsanlægs ydeevne og fleksibelt elforbrug, den daglige drift af deres net og den langsigtede planlægning af investeringer i nettene, alt med henblik på at sikre en omkostningseffektiv, sikker og pålidelig udvikling og drift af deres net.
2.   Distributionssystemoperatører og transmissionssystemoperatører samarbejder med hinanden med henblik på at sikre koordineret adgang til ressourcer såsom decentral produktion, energilagring og fleksibelt elforbrug, der kan støtte såvel distributionssystemoperatørers som transmissionssystemoperatørers særlige behov.
KAPITEL VII
NETREGLER OG RETNINGSLINJER
Artikel 58
Vedtagelse af netregler og retningslinjer
1.   Kommissionen kan med forbehold af beføjelserne i artikel 59, 60 og 61 vedtage gennemførelsesretsakter eller delegerede retsakter. Sådanne retsakter kan vedtages enten som netregler på grundlag af tekstforslag udviklet af ENTSO for elektricitet eller, når dette fremgår af i prioritetslisten i medfør af artikel 59, stk. 3, af EU DSO-enheden, hvor relevant i samarbejde med ENTSO for elektricitet og ACER i medfør af proceduren i artikel 59, eller som retningslinjer i medfør af proceduren i artikel 61.
2.   Netreglerne og retningslinjerne:
a)
sikrer, at det minimum af harmonisering, som er nødvendigt for at nå denne forordnings mål, tilvejebringes
b)
tager hensyn til særlige regionale forhold, hvor det er hensigtsmæssigt
c)
går ikke videre, end hvad der er nødvendigt af hensyn til formålene i litra a), og
d)
berører ikke medlemsstaternes ret til at udarbejde nationale netregler, der ikke berører budområdeoverskridende handel.
Artikel 59
Etablering af netregler
1.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage gennemførelsesretsakter for at sikre ensartede betingelser for gennemførelsen af denne forordning ved at etablere netregler på følgende områder:
a)
netsikkerheds- og netpålidelighedsregler, herunder regler for den tekniske transmissionsreservekapacitet af hensyn til den driftsmæssige netsikkerhed, samt regler om interoperabilitet til gennemførelse af artikel 34-47 og artikel 57 i denne forordning og artikel 40 i direktiv (EU) 2019/944, herunder regler om systemtilstande, afhjælpende foranstaltninger og driftsmæssige sikkerhedsgrænser, spændingsregulering og forvaltning af reaktiv effekt, forvaltning af kortslutningsstrøm, forvaltning af elektricitetsstrømme, analyse og håndtering af udfald, beskyttelsesudstyr og -ordninger, dataudveksling, overholdelse, uddannelse, driftsmæssig planlægning og sikkerhedsanalyse, regional koordinering af driftssikkerhed, koordinering af afbrydelser, planer for tilgængeligheden af relevante anlæg, tilstrækkelighedsanalyse, systemydelser, planlægning og datamiljøer til driftsmæssig planlægning
b)
regler for kapacitetsfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger til gennemførelse af artikel 6 i direktiv (EU) 2019/944 og artikel 7-10, artikel 13-17 og 35-37 i denne forordning, herunder regler om day-ahead-, intraday- og langsigtede kapacitetsberegningsmetoder og -processer, netmodeller, fastsættelse af budområder, belastningsomfordeling og modkøb, handelsalgoritmer, fælles day-ahead- og intraday-kobling, sikkerheden af tildelt overførselskapacitet, fordeling af flaskehalsindtægter, risikoafdækning ved budområdeoverskridende overførsel, nomineringsprocedurer og dækning af udgifterne til kapacitetsfordeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger
c)
regler til gennemførelser af artikel 5, 6 og 17 vedrørende handel i forbindelse med teknisk og driftsmæssig levering af netadgangstjenester og systembalancering, herunder regler om netrelateret reservestrøm, herunder funktioner og ansvarsområder, platforme for udveksling af balanceringsenergi, lukketider, krav til standardiserede og specifikke balanceringsprodukter, anskaffelse af balanceringstjenester, fordeling af overførselskapacitet til udveksling af balanceringstjenester eller deling af reserver, afregning af balanceringsenergi, afregning af udveksling af energi mellem systemoperatører, afregning af ubalancer og afregning af balanceringskapacitet, lastfrekvensregulering, parametre for frekvenskvalitet og -mål, frekvenskontrolreserver, frekvensgenoprettelsesreserver, erstatningsreserver, udveksling og deling af reserver, grænseoverskridende processer for aktivering af reserver, processer til tidskontrol og oplysningers gennemsigtighed
d)
regler til gennemførelse af artikel 36, 40 og 54 i direktiv (EU) 2019/944, vedrørende ikkediskriminerende, gennemsigtig levering af ikkefrekvensrelaterede systembærende ydelser, herunder regler om spændingsregulering i statisk tilstand, inerti, tilførsel af hurtig reaktiv strøm, inerti med henblik på netstabilitet, kortslutningsstrøm, black-start-kapacitet og ødriftskapacitet
e)
regler til gennemførelse af artikel 57 i denne forordning og artikel 17, 31, 32, 36, 40 og 54 i direktiv (EU) 2019/944 vedrørende fleksibelt elforbrug, herunder regler om aggregering, energilagring og afkortning af bud på efterspørgselssiden.
Disse gennemførelsesretsakter vedtages efter undersøgelsesproceduren i artikel 67, stk. 2.
2.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 68 med henblik på at supplere denne forordning vedrørende etablering af netregler på følgende områder:
a)
nettilslutningsregler, herunder regler om tilslutning af transmissionstilsluttede forbrugsanlæg, transmissionstilsluttede distributionsanlæg og distributionssystemer, tilslutning af forbrugsenheder til levering af fleksibelt elforbrug, krav til nettilslutning for produktionsanlæg, krav til tilslutning af transmissionssystemer med højspændingsjævnstrøm, krav til jævnstrømsforbundne elproducerende anlæg og fjerntbeliggende højspændingsjævnstrømsvekselrettere og procedurer for nettilslutningstilladelser
b)
regler for dataudveksling, afregning og gennemsigtighed, herunder navnlig regler om overførselskapaciteter for relevante tidshorisonter, skøn og faktiske værdier for fordeling og anvendelse af overførselskapaciteter, prognosticeret og faktisk efterspørgsel for anlæg og aggregering deraf, herunder utilgængelighed af anlæg, prognosticeret og faktisk generering af produktionsenheder og aggregering deraf, herunder utilgængelighed af enheder, adgang til og brug af net, foranstaltninger til håndtering af kapacitetsbegrænsninger og balancemarkedsdata. Reglerne bør omfatte måder, hvorpå oplysningerne skal offentliggøres, tidspunktet for offentliggørelsen og om de enheder, der er ansvarlige for håndteringen
c)
regler for tredjepartsadgang
d)
driftsprocedurer og genoprettelsesprocedurer i nødsituationer, herunder systemforsvarsplaner, genoprettelsesplaner, interaktion med markedet, informationsudveksling og kommunikation samt værktøjer og anlæg
e)
sektorspecifikke regler for cybersikkerhedsaspekter af de grænseoverskridende elektricitetsstrømme, herunder regler om fælles minimumskrav, planlægning, overvågning, rapportering og krisestyring.
3.   Kommissionen fastlægger efter høring af ACER, ENTSO for elektricitet, EU DSO-enheden og de øvrige relevante interessenter en prioritetsliste hvert tredje år over de områder, der er anført i stk. 1 og 2, og som skal medtages i udviklingen af netregler.
Er netreglens genstand direkte relateret til distributionssystemets drift og ikke primært relevant for transmissionssystemet, kan Kommissionen pålægge EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for elektricitet at indkalde et redaktionsudvalg og forelægge ACER et forslag til netregel.
4.   Kommissionen anmoder ACER om inden for et rimeligt tidsrum og højst seks måneder efter modtagelse af Kommissionens anmodning at forelægge den ikke-bindende overordnede retningslinjer med klare og objektive principper for udviklingen af netregler vedrørende de områder, der er identificeret på prioritetslisten (overordnede retningslinjer). Kommissionens anmodning kan omfatte betingelser, som der skal tages højde for i den overordnede retningslinje. Enhver overordnet retningslinje skal bidrage til markedsintegration, ikkediskrimination, effektiv konkurrence og et effektivt fungerende marked. Kommissionen kan på begrundet anmodning fra ACER forlænge tidsrummet for forelæggelse af retningslinjerne.
5.   ACER hører ENTSO for elektricitet, EU DSO-enheden og de andre relevante interessenter vedrørende de overordnede retningslinjer i en periode på mindst to måneder på en åben og gennemsigtig måde.
6.   ACER skal forelægge Kommissionen ikkebindende overordnede retningslinjer, hvis det anmodes herom i henhold til stk. 4.
7.   Hvis Kommissionen finder, at de overordnede retningslinjer ikke bidrager til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et effektivt fungerende marked, kan den anmode ACER om at revidere de overordnede retningslinjer inden for et rimeligt tidsrum og genforelægge dem for Kommissionen.
8.   Hvis ACER ikke forelægger eller genforelægger de overordnede retningslinjer inden for det tidsrum, som Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 4 eller 7, udvikler Kommissionen de pågældende overordnede retningslinjer.
9.   Kommissionen anmoder ENTSO for elektricitet eller, når dette fremgår af den i stk. 3 omhandlede prioritetsliste, EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for elektricitet om at forelægge forslag til netregler, der er i overensstemmelse med de relevante overordnede retningslinjer, for ACER inden for et rimeligt tidsrum og højst 12 måneder efter modtagelsen af Kommissionens anmodning.
10.   ENTSO for elektricitet eller, når dette fremgår af den i stk. 3 omhandlede prioritetsliste, EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for elektricitet indkalder et redaktionsudvalg, til at yde støtte under processen til udvikling af netregler. Redaktionsudvalget skal bestå af repræsentanter for ACER, ENTSO for elektricitet, hvor det er hensigtsmæssigt EU DSO-enheden og NEMO'erne, og et begrænset antal af de mest berørte interessenter. ENTSO for elektricitet eller, når dette fastsættes i prioritetslisten i medfør af stk. 3, EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for elektricitet udvikler forslag til netregler på de i stk. 1 og 2 omhandlede områder, hvor Kommissionen anmoder herom i overensstemmelse med stk. 9.
11.   ACER reviderer de foreslåede netregler for at sikre, at netreglerne, der skal vedtages, overholder de relevante overordnede retningslinjer og bidrager til markedsintegration, ikkediskrimination, effektiv konkurrence og et effektivt fungerende marked, og forelægger de reviderede netregler for Kommissionen inden for seks måneder efter modtagelsen af forslaget. I det forslag, der forelægges Kommissionen, tager ACER hensyn til synspunkterne fremsat af alle involverede parter under udarbejdelsen af forslaget under ledelse af ENTSO for elektricitet eller EU DSO-enheden og hører de relevante interessenter om den udgave, som forelægges Kommissionen.
12.   Hvor ENTSO for elektricitet eller EU DSO-enheden ikke har udviklet netregler inden for det tidsrum, Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 9, kan Kommissionen anmode ACER om at udarbejde et udkast til netregler på grundlag af de relevante overordnede retningslinjer. ACER kan indlede en yderligere høring i forbindelse med udarbejdelsen af et udkast til netregler i medfør af nærværende stykke. ACER forelægger et udkast til netregler udarbejdet i henhold til dette stykke for Kommissionen og kan henstille, at det vedtages.
13.   Kommissionen kan, hvor ENTSO for elektricitet eller EU DSO-enheden ikke har udviklet netregler, eller ACER ikke har udarbejdet et udkast til netregler som omhandlet i stk. 12, på eget initiativ eller på forslag fra ACER i henhold til stk. 11 vedtage et eller flere sæt netregler på de områder, der er nævnt i stk. 1 og 2.
14.   Når Kommissionen foreslår at vedtage netregler på eget initiativ, hører den ACER, ENTSO for elektricitet og alle relevante interessenter for så vidt angår udkastet til netregler i et tidsrum på mindst to måneder.
15.   Denne artikel berører ikke Kommissionens ret til at vedtage og ændre retningslinjerne som fastlagt i artikel 61. Den berører ikke ENTSO for elektricitets mulighed for at udvikle ikkebindende vejledning på de i stk. 1 og 2 nævnte områder, hvor sådan vejledning ikke vedrører områder, der er omfattet af en anmodning fra Kommissionen til ENTSO for elektricitet. ENTSO for elektricitet forelægger enhver sådan vejledning for ACER med henblik på en udtalelse og tager denne udtalelse behørigt i betragtning.
Artikel 60
Ændring af netregler
1.   Kommissionen tillægges beføjelse til at ændre netreglerne i de i artikel 59, stk. 1 og 2, nævnte områder i overensstemmelse med den relevante procedure fastsat i nævnte artikel. ACER kan ligeledes foreslå ændringer til netreglerne i overensstemmelse med nærværende artikels stk. 2 og 3.
2.   Personer, som sandsynligvis har en interesse i enhver netregel vedtaget i henhold til artikel 59, herunder ENTSO for elektricitet, EU DSO-enheden, regulerende myndigheder, transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, systembrugere og forbrugere, kan foreslå udkast til ændringer af til en sådan netregel til ACER. ACER kan også foreslå ændringer på eget initiativ.
3.   ACER kan fremlægge begrundede forslag til Kommissionen til ændringer, ledsaget af en redegørelse for hvordan sådanne forslag stemmer overens med målene for netreglerne i denne forordnings artikel 59, stk. 3. Hvor ACER finder et ændringsforslag antageligt, og hvor ACER fremsætter ændringer på eget initiativ, hører det alle interessenter i overensstemmelse med artikel 14 i forordning (EU) 2019/942.
Artikel 61
Retningslinjer
1.   Kommissionen har beføjelse til at vedtage bindende retningslinjer på de områder, der er anført i denne artikel.
2.   Kommissionen har beføjelse til at vedtage retningslinjer på de områder, hvor sådanne retningslinjer også kunne udvikles efter proceduren for netregler i medfør af artikel 59, stk. 1 og 2. Disse retningslinjer vedtages i form af delegerede retsakter eller gennemførelsesretsakter afhængigt af den relevante bemyndigelse i denne forordning.
3.   Kommissionen har beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 68 for at supplere denne forordning ved at fastsætte retningslinjer vedrørende ordningen for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne. Disse retningslinjer skal i overensstemmelse med principperne i artikel 18 og 49 fastsætte:
a)
nærmere bestemmelser om proceduren for bestemmelse af, hvilke transmissionssystemoperatører der skal betale kompensation for grænseoverskridende strømme, herunder fordeling mellem operatørerne i de nationale transmissionssystemer, hvorfra de grænseoverskridende strømme stammer, og de systemer, hvor disse strømme ender, i overensstemmelse med artikel 49, stk. 2
b)
nærmere bestemmelser om den betalingsprocedure, der skal følges, herunder fastsættelsen af det første tidsrum, der skal betales kompensation for, i overensstemmelse med artikel 49, stk. 3, andet afsnit
c)
nærmere bestemmelser om metoderne til bestemmelse af de husede grænseoverskridende strømme, for hvilke der skal betales kompensation i henhold til artikel 49, såvel med hensyn til mængde som type af strømme og angivelse af omfanget af sådanne strømme, der kommer fra eller ender i de enkelte medlemsstaters transmissionssystemer, i overensstemmelse med artikel 49, stk. 5
d)
nærmere bestemmelser om den metode for bestemmelse af omkostningerne og indtægterne ved at huse grænseoverskridende strømme i overensstemmelse med artikel 49, stk. 6
e)
nærmere bestemmelser om behandlingen af elektricitetsstrømme, der kommer fra eller ender i lande uden for Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde (EØS) i forbindelse med den indbyrdes kompensationsordning mellem transmissionssystemoperatører, og
f)
ordningerne for deltagelse af nationale systemer, der er sammenkoblet ved hjælp af jævnstrømssamkøringslinjer, i overensstemmelse med artikel 49.
4.   Hvor det er hensigtsmæssigt, kan Kommissionen vedtage gennemførelsesretsakter, der fastsætter retningslinjer for det minimum af harmonisering, som er nødvendigt for at nå denne forordnings mål. Disse retningslinjer kan fastsætte:
a)
nærmere regler for handel med elektricitet til gennemførelse af artikel 6 i direktiv (EU) 2019/944 samt artikel 5-10, artikel 13-17, og artikel 35, 36 og 37 i nærværende forordning
b)
nærmere bestemmelser vedrørende regler om investeringsincitamenter for kapacitet på samkøringslinjer, herunder lokaliseringsbestemte signaler, til gennemførelse af artikel 19.
Disse gennemførelsesretsakter vedtages i overensstemmelse med undersøgelsesproceduren i artikel 67, stk. 2.
5.   Kommissionen kan vedtage gennemførelsesretsakter, der fastsætter retningslinjerne for den operationelle koordination mellem transmissionssystemoperatører på EU-niveau. Disse retningslinjer skal være i overensstemmelse med og bygge på de i artikel 59 omhandlede netregler og bygge på de vedtagne specifikationer, der er omhandlet i artikel 30, stk. 1, litra i). Når den vedtager disse retningslinjer tager Kommissionen hensyn til forskellige regionale og nationale driftsmæssige krav.
Disse gennemførelsesretsakter vedtages i overensstemmelse med undersøgelsesproceduren i artikel 67, stk. 2.
6.   Når Kommissionen vedtager eller ændrer retningslinjer, hører den høre ACER, ENTSO for elektricitet, EU DSO-enheden og, hvor dette er relevant, andre interessenter.
Artikel 62
Medlemsstaternes ret til at træffe mere detaljerede foranstaltninger
Denne forordning berører ikke medlemsstaternes ret til at opretholde eller indføre foranstaltninger, der indeholder mere detaljerede bestemmelser end dem, der er fastsat i denne forordning, i de i artikel 61 omhandlede retningslinjer eller i de i artikel 59 omhandlede netregler, forudsat at disse foranstaltninger er forenelige med EU-retten.
KAPITEL VIII
AFSLUTTENDE BESTEMMELSER
Artikel 63
Nye samkøringslinjer
1.   Nye jævnstrømssamkøringslinjer kan på anmodning midlertidigt indrømmes en undtagelse fra artikel 19, stk. 2 og 3, i denne forordning og artikel 6 og 43, artikel 59, stk. 7, og artikel 60, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944, forudsat følgende betingelser er opfyldt:
a)
investeringen øger konkurrencen i elektricitetsleveringen
b)
risikoniveauet ved investeringen er sådan, at investeringen ikke ville finde sted, medmindre en undtagelse blev indrømmet
c)
samkøringslinjen er ejet af en fysisk eller juridisk person, der i det mindste hvad angår retlig form er adskilt fra de systemoperatører, i hvis systemer denne samkøringslinje skal bygges
d)
der opkræves afgifter af brugerne af denne samkøringslinje
e)
siden den delvise åbning af markedet som omhandlet i artikel 19 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 96/92/EF 
(
24
)
 er ingen del af kapital- eller driftsomkostningerne ved samkøringslinjen blevet dækket af de afgifter, der er modtaget for brug af de transmissions- eller distributionssystemer, som samkøringslinjen forbinder, og
f)
en undtagelse vil ikke skade konkurrencen eller den effektive funktion af det indre marked for elektricitet eller den effektive funktion af det regulerede system, som samkøringslinjen er forbundet med.
2.   Stk. 1 finder i undtagelsestilfælde også anvendelse på vekselstrømssamkøringslinjer, forudsat at omkostningerne og risiciene ved den pågældende investering er særlig høje sammenlignet med de omkostninger og risici, som normalt forekommer, når to nabolandes nationale transmissionssystemer forbindes af en samkøringslinje for vekselstrøm.
3.   Stk. 1 finder også anvendelse i forbindelse med markante kapacitetsforøgelser i eksisterende samkøringslinjer.
4.   Afgørelsen om at indrømme en undtagelse, som omhandlet i stk. 1, 2, og 3, træffes fra sag til sag af de regulerende myndigheder i de berørte medlemsstater. En undtagelse kan omfatte den nye eller den markant forøgede eksisterende samkøringslinjes kapacitet helt eller delvis.
ACER kan inden for to måneder fra modtagelsen af anmodningen om undtagelse hos den sidste af de berørte regulerende myndigheder forelægge en udtalelse for disse regulerende myndigheder. De regulerende myndigheder kan basere deres afgørelse på denne udtalelse.
Når der træffes afgørelse om at indrømme en undtagelse, tager de regulerende myndigheder i betragtning fra sag til sag behovet for at fastsætte betingelser for undtagelsens varighed og for ikke-diskriminerende adgang til samkøringslinjen. Når der træffes afgørelse om disse betingelser, tager de regulerende myndigheder navnlig hensyn til den ekstrakapacitet, der skal opbygges, eller ændringen af den eksisterende kapacitet, projektets tidsramme og nationale forhold.
Før der indrømmes en undtagelse, træffer de regulerende myndigheder i de berørte medlemsstater beslutning om reglerne og mekanismerne for kapacitetsforvaltning og -fordeling. Disse regler om håndtering af kapacitetsbegrænsning skal omfatte pligten til at udbyde ubrugt kapacitet på markedet, og brugerne af infrastrukturen skal have ret til at afsætte deres aftalte kapacitet på det sekundære marked. Ved vurderingen af kriterierne i stk. 1, litra a), b) og f), tages der hensyn til resultaterne af kapacitetsfordelingsproceduren.
Hvor alle de berørte regulerende myndigheder er nået til enighed om en afgørelse om undtagelse inden for seks måneder efter modtagelse af anmodningen, orienterer de ACER om denne afgørelse.
Afgørelsen om undtagelse, herunder også eventuelle betingelser omhandlet i andet afsnit i dette stykke, begrundes behørigt og offentliggøres.
5.   Den i stk. 4 omhandlede afgørelse træffes af ACER:
a)
hvor de pågældende regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed inden for seks måneder efter den dato, hvor den sidste af disse regulerende myndigheder modtog anmodningen om undtagelse, eller
b)
efter fælles anmodning fra de berørte regulerende myndigheder.
ACER hører, inden det træffer afgørelse, de berørte regulerende myndigheder og ansøgerne.
6.   Uanset stk. 4 og 5 kan medlemsstaterne fastsætte, at den regulerende myndighed eller ACER, alt efter tilfældet, skal forelægge sin udtalelse om anmodningen om en undtagelse for det relevante organ i medlemsstaten til formel afgørelse. Denne udtalelse skal offentliggøres sammen med afgørelsen.
7.   En kopi af alle anmodninger om undtagelse tilsendes straks efter modtagelsen af de regulerende myndigheder til Kommissionen og ACER til orientering. De berørte regulerende myndigheder eller ACER (de »meddelende organer«) giver straks Kommissionen meddelelse om afgørelsen sammen med alle andre relevante oplysninger vedrørende afgørelsen. Disse oplysninger kan forelægges Kommissionen i sammenfattet form, således at den kan træffe en velbegrundet afgørelse. Oplysningerne omfatter navnlig:
a)
en detaljeret begrundelse for, at undtagelsen er blevet indrømmet eller afvist, herunder de finansielle oplysninger, der begrunder behovet for undtagelsen
b)
den analyse, der er foretaget af konkurrencevirkningen og den effektive funktion af det indre marked for elektricitet som følge af indrømmelsen af undtagelsen
c)
en begrundelse for det tidsrum og den andel af den pågældende samkøringslinjes samlede kapacitet, som undtagelsen er indrømmet for, og
d)
resultatet af høringen af de berørte regulerende myndigheder.
8.   Inden for 50 arbejdsdage fra dagen efter modtagelsen af meddelelsen i henhold til stk. 7, kan Kommissionen træffe afgørelse om, at de meddelende organer skal ændre eller annullere deres afgørelse om at indrømme en undtagelse. Denne periode kan forlænges med yderligere 50 arbejdsdage, hvor Kommissionen anmoder om supplerende oplysninger. Den yderligere periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger. Den oprindelige periode kan også forlænges med samtykke fra både Kommissionen og de meddelende organer.
Afgives de ønskede oplysninger ikke inden for den i Kommissionens anmodning anførte frist, anses meddelelsen for at være trukket tilbage, medmindre, inden dens udløb, fristen er blevet forlænget med samtykke fra både Kommissionen og de meddelende organer, eller de meddelende organer i en behørigt begrundet erklæring har meddelt Kommissionen, at de anser meddelelsen for at være fuldstændig.
De meddelende organer efterkommer inden for en måned Kommissionens afgørelse om at ændre eller annullere afgørelsen om indrømmelse af en undtagelse og underretter Kommissionen herom.
Kommissionen beskytter fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger.
Kommissionens godkendelse af en afgørelse om undtagelse udløber to år efter datoen for dens vedtagelse, hvis etableringen af samkøringslinjen ikke er påbegyndt inden denne dato, og fem år efter datoen for dens vedtagelse, hvis samkøringslinjen endnu ikke er taget i brug inden denne dato, medmindre Kommissionen, ud fra en begrundet anmodning fra de meddelende organer beslutter, at forsinkelsen skyldes væsentlige forstyrrelser, som ligger uden for den persons kontrol, som har opnået undtagelsen.
9.   Hvor de berørte medlemsstaters regulerende myndigheder beslutter at ændre en afgørelse om undtagelse, meddeler de straks deres afgørelse til Kommissionen sammen med alle relevante oplysninger om afgørelsen. Stk. 1-8 finder anvendelse på afgørelsen om at ændre en afgørelse om undtagelse, idet der tages hensyn til de særlige træk ved den eksisterende undtagelse.
10.   Kommissionen kan efter anmodning eller på eget initiativ genåbne procedure vedrørende en undtagelsesanmodning, hvor:
a)
der, efter at der er taget højde for parternes legitime forventninger og den opnåede økonomiske balance i den oprindelige afgørelse om undtagelse, er sket væsentlige ændringer med hensyn til de forhold, der lå til grund for afgørelsen
b)
de berørte virksomheder handler i strid med deres forpligtelser, eller
c)
beslutningen bygger på ufuldstændige, urigtige eller vildledende oplysninger, som kommer fra parterne.
11.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 68 for at supplere denne forordning ved at fastsætte retningslinjer for anvendelsen af betingelserne i stk. 1 i denne artikel og fastlægge proceduren for anvendelsen af stk. 4 og 7-10 i denne artikel.
Artikel 64
Fritagelser
1.   Medlemsstaterne kan anmode om fritagelser fra de relevante bestemmelser i artikel 3 og 6, artikel 7, stk. 1, artikel 8, stk. 1 og 4, artikel 9, 10 og 11, artikel 14-17, artikel 19-27, artikel 35-47 og artikel 51, forudsat at:
a)
medlemsstaten kan påvise, at der er betydelige problemer forbundet med driften af små isolerede systemer og små forbundne systemer
b)
regionerne i den yderste periferi som defineret i artikel 349 i TEUF ikke kan sammenkobles med EU-energimarkedet af åbenlyse fysiske årsager.
I den situation, der er omhandlet i første afsnit, litra a), skal fritagelsen være tidsbegrænset og omfattet af betingelser, der tager sigte på at øge konkurrencen og integration med det indre marked for elektricitet.
I den situation, der er omhandlet i først afsnit, litra b), skal fritagelsen ikke være tidsbegrænset.
Kommissionen underretter medlemsstaterne om disse anmodninger inden den vedtager afgørelsen, idet den beskytter fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger.
En fritagelse givet i henhold til denne artikel søger at sikre, at den ikke hindrer overgangen til vedvarende energi, øget fleksibilitet, energioplagring, elektromobilitet og fleksibelt elforbrug.
I sin afgørelse om at give en fritagelse angiver Kommissionen i hvilket omfang fritagelsen skal tage hensyn til anvendelsen af netreglerne og retningslinjerne.
2.   Artikel 3, 5 og 6, artikel 7, stk. 1, artikel 7, stk. 2, litra c) og g), artikel 8-17, artikel 18, stk. 5 og 6, artikel 19 og 20, artikel 21, stk. 1, 2 og 4-8, artikel 22, stk. 1, litra c), artikel 22, stk. 2, litra b) og c), artikel 22, stk. 2, sidste afsnit, artikel 23-27, artikel 34, stk. 1, 2 og 3, artikel 35-47, artikel 48, stk. 2, og artikel 49 og 51 finder ikke anvendelse på Cypern, før landets transmissionssystem er forbundet med andre medlemsstaters transmissionssystemer via samkøringslinjer.
Hvis Cyperns transmissionssystem ikke er forbundet med andre medlemsstaters transmissionssystemer ved hjælp af samkøringslinjer senest den 1. januar 2026, vurderer Cypern behovet for en fritagelse fra disse bestemmelser og kan indgive en anmodning om forlængelse af fritagelsen til Kommissionen. Kommissionen vurderer, om anvendelsen af bestemmelserne risikerer at forårsage betydelige problemer for driften af elektricitetssystemet i Cypern, eller om anvendelse heraf på Cypern forventes at skabe fordele for markedets funktion. På grundlag af denne vurdering afgiver Kommissionen en begrundet afgørelse om forlængelse af fritagelsen helt eller delvist. Afgørelsen offentliggøres i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
3.   Denne forordningen berører ikke anvendelsen af fritagelserne givet i henhold til artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944.
4.   Med hensyn til opfyldelsen af sammenkoblingsmålet for 2030 som fastsat i forordning (EU) 2018/1999 tages der behørigt hensyn til elektricitetsforbindelsen mellem Malta og Italien.
Artikel 65
Oplysninger og fortrolighed
1.   Medlemsstaterne og de regulerende myndigheder giver efter anmodning Kommissionen alle oplysninger, der kræves med henblik på at håndhæve denne forordning.
Kommissionen fastsætter en rimelig tidsfrist, inden for hvilken oplysningerne skal gives, under hensyn til, hvor komplekse de ønskede oplysninger er, og hvor hurtigt der er behov for dem.
2.   Hvis medlemsstaten eller den berørte regulerende myndighed ikke giver de i stk. 1 omhandlede oplysninger inden for den i stk. 1 omhandlede tidsfrist, kan Kommissionen med henblik på at håndhæve denne forordning anmode om alle de nødvendige oplysninger direkte fra de berørte virksomheder.
Når Kommissionen sender en anmodning om oplysninger til en virksomhed, sender den samtidig en kopi af anmodningen til de regulerende myndigheder i den medlemsstat, hvor virksomheden er hjemmehørende.
3.   I sin anmodning om oplysninger i henhold til stk. 1 angiver Kommissionen retsgrundlaget for anmodningen, tidsfristen for afgivelsen af oplysningerne, formålet med anmodningen og de sanktioner, der ifølge artikel 66, stk. 2, kan pålægges for meddelelse af urigtige, ufuldstændige eller vildledende oplysninger.
4.   Virksomhedernes indehavere eller deres repræsentanter og, hvis der er tale om juridiske personer, de fysiske personer, der ifølge ret eller deres vedtægter har bemyndigelse til at repræsentere dem, skal udlevere de begærede oplysninger. Hvor advokater er behørigt bemyndigede til at udlevere oplysningerne på deres klienters vegne, bærer klienterne det fulde ansvar, hvis oplysningerne er urigtige, ufuldstændige eller vildledende.
5.   Hvor en virksomhed ikke giver de begærede oplysninger inden for den tidsfrist, Kommissionen har fastsat, eller giver ufuldstændige oplysninger, kan Kommissionen kræve oplysningerne udleveret ved en afgørelse. Denne afgørelse skal angive, hvilke oplysninger der begæres, og fastsætte en passende frist for deres udlevering. Den skal henvise til sanktionerne i artikel 66, stk. 2. Den skal desuden omtale retten til at lade beslutningen prøve ved Den Europæiske Unions Domstol.
Kommissionen sender samtidig en kopi af beslutningen til den regulerende myndighed i den medlemsstat, hvor den pågældende person har bopæl, eller hvor den pågældende virksomhed har hjemsted.
6.   De i stk. 1 og 2 omhandlede oplysninger må kun benyttes med henblik på at håndhæve denne forordning.
Kommissionen må ikke videregive oplysninger modtaget i henhold til denne forordning, hvor disse oplysninger er omfattet af tavshedspligt.
Artikel 66
Sanktioner
1.   Uden at dette berører denne artikels stk. 2 fastsætter medlemsstaterne de regler om sanktioner, der skal anvendes i tilfælde af overtrædelse af denne forordning, de netregler, som vedtages i medfør af artikel 59, og de retningslinjer, som vedtages i medfør af artikel 61, og træffer alle nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de anvendes. Sanktionerne skal være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning. Medlemsstaterne giver straks Kommissionen meddelelse om disse regler og foranstaltninger og underretter den straks om senere ændringer, der berører dem.
2.   Kommissionen kan ved beslutning pålægge virksomheder bøder på op til 1 % af det foregående forretningsårs samlede omsætning, hvis disse virksomheder med forsæt eller ved forsømmelighed giver urigtige, ufuldstændige eller vildledende oplysninger som svar på en anmodning i henhold til artikel 65, stk. 3, eller undlader at give oplysningerne inden for den frist, der er fastsat ved en beslutning i henhold til artikel 65, stk. 5, første afsnit. Ved bødens fastsættelse tager Kommissionen hensyn til, hvor alvorlig den overtrædelse er, der består i manglende overholdelse af kravene omhandlet i stk. 1 i nærværende artikel.
3.   Sanktioner som omhandlet i stk. 1 og beslutninger, der træffes i henhold til stk. 2, er ikke af strafferetlig karakter.
Artikel 67
Udvalgsprocedure
1.   Kommissionen bistås af det udvalg, der er nedsat ved artikel 68 i direktiv (EU) 2019/944. Dette udvalg er et udvalg som omhandlet i forordning (EU) nr. 182/2011.
2.   Når der henvises til dette stykke, finder artikel 5 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
Artikel 68
Udøvelse af de delegerede beføjelser
1.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter tillægges Kommissionen på de i denne artikel fastlagte betingelser.
2.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 34, stk. 3, artikel 49, stk. 4, artikel 59, stk. 2, artikel 61, stk. 2, og artikel 63, stk. 11, tillægges Kommissionen indtil den 31. december 2028. Kommissionen udarbejder en rapport vedrørende delegationen af beføjelser senest ni måneder inden udløbet af denne periode og, hvis det er relevant, før udgangen af efterfølgende perioder. Delegationen af beføjelser forlænges stiltiende for perioder af otte år, medmindre Europa-Parlamentet eller Rådet modsætter sig en sådan forlængelse senest tre måneder inden udløbet af hver periode.
3.   Den i artikel 34, stk. 3, artikel 49, stk. 4, artikel 59, stk. 2, artikel 61, stk. 2 og artikel 63, stk. 11, omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-Parlamentet eller Rådet. En afgørelse om tilbagekaldelse bringer delegationen af de beføjelser, der er angivet i den pågældende afgørelse, til ophør. Den får virkning dagen efter offentliggørelsen af afgørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
 eller på et senere tidspunkt, der angives i afgørelsen. Den berører ikke gyldigheden af delegerede retsakter, der allerede er i kraft.
4.   Inden vedtagelsen af en delegeret retsakt hører Kommissionen eksperter, som er udpeget af hver enkelt medlemsstat, i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning.
5.   Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidigt Europa-Parlamentet og Rådet meddelelse herom.
6.   En delegeret retsakter vedtaget i henhold til artikel 34, stk. 3, artikel 49, stk. 4, artikel 59, stk. 2, artikel 61, stk. 2, og artikel 63, stk. 11, træder kun i kraft, hvis hverken Europa-Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden udløbet af denne frist begge har informeret Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse. Fristen forlænges med to måneder på Europa-Parlamentets eller Rådets initiativ.
Artikel 69
Kommissionens gennemgang og rapporter
1.   Senest den 1. juli 2025 gennemgår Kommissionen de eksisterende netregler og retningslinjer for at vurdere, hvilke af deres bestemmelser det vil være hensigtsmæssigt at indarbejde i lovgivningsmæssige EU-retsakter om det indre marked for elektricitet, og hvordan og beføjelserne vedrørende netregler og retningslinjer. fastlagt i artikel 59 og 61 vil kunne revideres.
Kommissionen forelægger en detaljeret rapport om dens vurdering for Europa-Parlamentet og Rådet senest samme dato.
Senest den 31. december 2026 fremsætter Kommissionen, hvor det er hensigtsmæssigt, lovgivningsmæssige forslag på grundlag af dens vurdering.
2.   Senest den 31. december 2030 gennemgår Kommissionen denne forordning og forelægger en rapport for Europa-Parlamentet og Rådet på grundlag af denne gennemgang, ledsaget af et lovgivningsmæssige forslag, hvor det er hensigtsmæssigt.
Artikel 70
Ophævelse
Forordning (EF) nr. 714/2009 ophæves. Henvisninger til den ophævede forordning gælder som henvisninger til nærværende forordning og læses efter sammenligningstabellen i bilag III.
Artikel 71
Ikrafttræden
1.   Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
2.   Den finder anvendelse fra den 1. januar 2020.
Uanset første afsnit finder Artikel 14, 15, artikel 22, stk. 4, artikel 23, stk. 3 og 6, artikel 35, 36 og 62 anvendelse fra datoen for denne forordnings ikrafttræden. Med henblik på at gennemføre artikel 14, stk. 7, og artikel 15, stk. 2, finder artikel 16 anvendelse fra nævnte dato.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 5. juni 2019.
På Europa-Parlamentets vegne
A. TAJANI
Formand
På Rådets vegne
G. CIAMBA
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 288 af 31.8.2017, s. 91
.
(
2
)
  
            
EUT C 342 af 12.10.2017, s. 79
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets holdning af 26.3.2019 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 22.5.2019.
(
4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 15
).
(
5
)
  Kommissionens forordning (EU) 2017/2195 af 23. november 2017 om fastsættelse af retningslinjer for balancering af elektricitet (
EUT L 312 af 28.11.2017, s. 6
).
(
6
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 af 5. juni 2019 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (se side 125 i denne EUT).
(
7
)
  Kommissionens forordning (EU) 2015/1222 af 24. juli 2015 om fastsættelse af retningslinjer for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger (
EUT L 197 af 25.7.2015, s. 24
).
(
8
)
  Kommissionens forordning (EU) 2016/1719 af 26. september 2016 om fastsættelse af retningslinjer for langsigtet kapacitetstildeling (
EUT L 259 af 27.9.2016, s. 42
).
(
9
)
  Kommissionens forordning (EU) 2016/631 af 14. april 2016 om fastsættelse af netregler om krav til nettilslutning for produktionsanlæg (
EUT L 112 af 27.4.2016, s. 1
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 af 5. juni 2019 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (se side 22 i denne EUT).
(
11
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/941 af 5. juni 2019 om risikoberedskab i elsektoren og om ophævelse af direktiv 2005/89/EF (se side 1 i denne EUT):
(
12
)
  Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 af 2. august 2017 om fastsættelse af retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer (
EUT L 220 af 25.8.2017, s. 1
).
(
13
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1228/2003 af 26. juni 2003 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling (
EUT L 176 af 15.7.2003, s. 1
).
(
14
)
  
            
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1
.
(
15
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 af 16. februar 2011 om de generelle regler og principper for, hvordan medlemsstaterne skal kontrollere Kommissionens udøvelse af gennemførelsesbeføjelser (
EUT L 55 af 28.2.2011, s. 13
).
(
16
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2012/27/EU af 25. oktober 2012 om energieffektivitet, om ændring af direktiv 2009/125/EF og 2010/30/EU samt om ophævelse af direktiv 2004/8/EF og 2006/32/EF (
EUT L 315 af 14.11.2012, s. 1
).
(
17
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1227/2011 af 25. oktober 2011 om integritet og gennemsigtighed på engrosenergimarkederne (
EUT L 326 af 8.12.2011, s. 1
).
(
18
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 af 11. december 2018 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 82
).
(
19
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 af 11. december 2018 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 1
).
(
20
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/28/EF af 23. april 2009 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder og om ændring og senere ophævelse af direktiv 2001/77/EF og 2003/30/EF (
EUT L 140 af 5.6.2009, s. 16
)
(
21
)
  Kommissionens afgørelse af 15. november 2012 om oprettelse af elektricitetskoordinationsgruppen (
EUT C 353 af 17.11.2012, s. 2
).
(
22
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009 (
EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39
).
(
23
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2017/1132 af 14. juni 2017 om visse aspekter af selskabsretten (
EUT L 169 af 30.6.2017, s. 46
).
(
24
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 96/92/EF af 19. december 1996 om fælles regler for det indre marked for elektricitet (
EFT L 27 af 30.1.1997, s. 20
).
BILAG I
REGIONALE KOORDINATIONSCENTRES OPGAVER
1.   Koordineret kapacitetsberegning
1.1
De regionale koordinationscentre foretager den koordinerede beregning af overførselskapaciteter.
1.2
Den koordinerede kapacitetsberegning foretages for day-ahead- og intraday-tidsrammerne.
1.3
Den koordinerede kapacitetsberegning foretages på grundlag af de metoder, som er udviklet i henhold til retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
1.4
Den koordinerede kapacitetsberegning foretages på grundlag af en fælles netmodel i overensstemmelse med punkt 3.
1.5
Den koordinerede kapacitetsberegning sikrer en effektiv håndtering af kapacitetsbegrænsninger i overensstemmelse med de principper for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der er fastsat i denne forordning.
2.   Koordineret sikkerhedsanalyse
2.1
De regionale koordinationscentre foretager en koordineret sikkerhedsanalyse med henblik på at sørge for en sikker drift af systemet.
2.2
Sikkerhedsanalysen foretages for alle tidsrammer for driftsplanlægning mellem year-ahead- og intraday-tidsrammerne ved hjælp af fælles netmodeller.
2.3
Den koordinerede sikkerhedsanalyse foretages på grundlag af de metoder, som er udviklet i henhold til retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
2.4
De regionale koordinationscentre skal dele resultaterne af den koordinerede sikkerhedsanalyse med som minimum transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet.
2.5
Når et regionalt koordinationscenter som følge af den koordinerede sikkerhedsanalyse opdager en mulig begrænsning, udformer det afhjælpende foranstaltninger, der maksimerer effektiviteten, herunder den økonomiske effektivitet.
3.   Indførelse af fælles netmodeller
3.1
De regionale koordinationscentre etablerer effektive processer for indførelse af en fælles netmodel for hver tidsramme for driftsplanlægning mellem year-ahead- og intraday-tidsrammerne.
3.2
Transmissionssystemoperatører udpeger et regionalt koordinationscenter til at opbygge de EU-dækkende fælles netmodeller.
3.3
De EU-dækkende fælles netmodeller udarbejdes i overensstemmelse med de metoder, som er udviklet i henhold til retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009.
3.4
De fælles netmodeller indeholder relevante data med henblik på effektiv driftsplanlægning og kapacitetsberegning inden for alle tidsrammer for driftsplanlægning mellem year-ahead- og intraday-tidsrammerne.
3.5
De fælles netmodeller stilles til rådighed for alle de regionale koordinationscentre, transmissionssystemoperatørerne, ENTSO for elektricitet og, på dets anmodning, for ACER.
4.   Støtte til transmissionssystemoperatørers forsvars- og genoprettelsesplaner for så vidt angår overensstemmelsesvurdering.
4.1
De regionale koordinationscentre støtter transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet i forbindelse med udførelse af overensstemmelsesvurderingen af transmissionssystemoperatørernes forsvars- og genoprettelsesplaner i henhold til procedurerne i netreglerne om nødsituationer og systemgenoprettelse på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009.
4.2
Alle transmissionssystemoperatørerne enes om en tærskel, som, hvis den overskrides, foranlediger, at konsekvenserne af en eller flere transmissionssystemoperatørers tiltag i nødsituationer, ved blackout eller i forbindelse med genoprettelse betragtes som væsentlige for andre synkront eller ikke-synkront sammenkoblede transmissionssystemoperatører.
4.3
De regionale koordinationscentre skal i forbindelse med den ydede støtte til transmissionssystemoperatørerne:
a)
kortlægge potentielle inkompatibiliteter
b)
foreslå afbødende foranstaltninger.
4.4
Transmissionssystemoperatørerne vurderer og tager hensyn til de foreslåede afhjælpende foranstaltninger.
5.   Støtte koordineringen og optimeringen af regional genoprettelse
5.1
Hver enkelt relevant regionalt koordinationscenter støtter de transmissionssystemoperatører, der er udpeget som frekvensansvarlige og gensynkroniseringsansvarlige i henhold til netreglerne om nødsituationer og systemgenoprettelse på grundlag af artikel 6, stk. 11, i forordning (EF) nr. 714/2009 for at forbedre produktiviteten og effektiviteten af systemgenoprettelse. Transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet definerer det regionale koordinationscenters rolle i forbindelse med støtte til koordinering og optimering af regional genoprettelse.
5.2
Transmissionssystemoperatørerne kan anmode de regionale koordinationscentre om bistand ved blackout eller i forbindelse med genoprettelse af deres system.
5.3
De regionale koordinationscentre skal være udstyret med systemer til tilsynsmæssig kontrol og dataindsamling tæt på realtid med en observerbarhed, som er defineret ved anvendelse af den i punkt 4.2 omhandlede tærskel.
6.   Analyse og rapportering efter aktiviteter og efter driftsforstyrrelser
6.1
De regionale koordinationscentre efterforsker og udarbejder en rapport om eventuelle hændelser over den i punkt 4.2 omhandlede tærskel. De regulerende myndigheder i systemdriftsområdet og ACER kan efter anmodning deltage i undersøgelsen. Rapporten skal indeholde henstillinger, der tager sigte på at forebygge lignende hændelser i fremtiden.
6.2
De regionale koordinationscentre offentliggør rapporten. ACER kan udstede henstillinger, der tager sigte på at forebygge lignende hændelser i fremtiden.
7.   Regional dimensionering af reservekapacitet
7.1
De regionale koordinationscentre beregner krav til systemdriftsområdets reservekapacitet. Fastlæggelsen af kravene til reservekapacitet skal:
a)
forfølge en almen målsætning om at opretholde driftssikkerheden på den mest omkostningseffektive måde
b)
foretages for day-ahead-tidsrammen, intraday-tidsrammen eller begge
c)
beregne den samlede mængde påkrævet reservekapacitet for systemdriftsområdet
d)
fastlægge minimumskrav til reservekapacitet for hver type reservekapacitet
e)
tage højde for muligheder for substitution mellem forskellige typer af reservekapacitet med det formål at minimere anskaffelsesomkostningerne
f)
opstille de nødvendige krav, om nogen, til den geografiske fordeling af påkrævet reservekapacitet.
8.   Fremme af anskaffelse af balanceringskapacitet på regionalt niveau
8.1
De regionale koordinationscentre bistår transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet ved fastlæggelsen af den mængde balanceringskapacitet, som der er behov for at anskaffe. Fastlæggelsen af mængden af balanceringskapacitet skal:
a)
foretages for day-ahead- tidsrammen, intraday-tidsrammen eller begge
b)
tage højde for muligheder for substitution mellem de forskellige typer af reservekapacitet med det formål at minimere anskaffelsesomkostningerne
c)
tage højde for de mængder af påkrævet reservekapacitet, som forventes at blive tilvejebragt gennem bud på balanceringsenergi, som ikke indgives på grundlag af en kontrakt om balanceringsenergi
8.2
De regionale koordinationscentre bistår systemdriftsområdets transmissionssystemoperatører ved anskaffelsen af den påkrævede mængde balanceringskapacitet, der er fastlagt i overensstemmelse med punkt 8.1. Anskaffelsen af balanceringskapacitet skal:
a)
foretages for day-ahead-, intraday-tidsrammen eller begge
b)
tage højde for muligheder for substitution mellem de forskellige typer af reservekapacitet med det formål at minimere anskaffelsesomkostningerne
9.   Regionale systemtilstrækkelighedsvurderinger for week-ahead til day-ahead og udarbejdelse af risikoreducerende foranstaltninger
9.1
De regionale koordinationscentre foretager regionale tilstrækkelighedsvurderinger for week-ahead til mindst day-ahead i overensstemmelse med procedurerne i forordning 2017/1485 og på grundlag af den metode, der er udviklet i henhold til artikel 8 i forordning (EU) 2019/941.
9.2
De regionale koordinationscentre baserer de kortsigtede regionale tilstrækkelighedsvurderinger på de oplysninger, som systemdriftsområdets transmissionssystemoperatører forelægger, med henblik på at afdække situationer, hvor der må forventes manglende tilstrækkelighed i nogen af systemområderne eller på regionalt plan. De regionale koordinationscentre skal tage hensyn til en eventuel budområdeoverskridende udveksling og driftsmæssige sikkerhedsgrænser i alle relevante driftsplanlægningstidsrammer.
9.3
Ved udførelsen af en regional systemtilstrækkelighedsvurdering koordinerer hvert regionalt koordinationscenter med andre regionale koordinationscentre for at:
a)
verificere de bagvedliggende antagelser og prognoser
b)
afsløre eventuelle situationer med manglende tilstrækkelighed mellem de forskellige regioner.
9.4
Hvert regionalt koordinationscenter leverer resultaterne af de regionale systemtilstrækkelighedsvurderinger sammen med de tiltag, som det foreslår for at mindske risici for manglende tilstrækkelighed, til transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet og til andre regionale koordinationscentre.
10.   Regional koordinering af afbrydelser
10.1
Det enkelte regionale koordinationscenter foretager regional koordinering af afbrydelser i overensstemmelse med procedurerne i retningslinjerne for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedtaget på grundlag af artikel 18, stk. 5, i forordning (EF) nr. 714/2009 for at overvåge status for tilgængelighed af de relevante anlæg og koordinere sine planer for tilgængelighed for at sikre transmissionssystemets driftssikkerhed og samtidig maksimere kapaciteten af samkøringslinjerne og de transmissionssystemer, der er af betydning for budområdeoverskridende strømme.
10.2
Hvert regionalt koordinationscenter opretholder en fælles liste over systemdriftsområdets relevante netelementer, produktionsanlæg og forbrugsanlæg og stille den til rådighed for ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
10.3
Hvert regionalt koordinationscenter udfører følgende aktiviteter i forbindelse med koordinering af afbrydelser i systemdriftsområdet:
a)
vurdere foreneligheden af planerne for afbrydelse ved anvendelse af alle transmissionssystemoperatørernes year-ahead planer for tilgængelighed
b)
forsyne alle transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet med en liste over konstaterede inkompatibiliteter ved planlægningen og de løsninger, det foreslår med henblik på at afhjælpe disse inkompatibiliteter.
11.   Optimering af kompensationsordninger mellem transmissionssystemoperatørerne
11.1
Transmissionssystemoperatørerne i systemdriftsområdet kan i fællesskab beslutte at modtage støtte fra det regionale koordinationscenter i forbindelse med forvaltningen af de finansielle strømme vedrørende afregninger mellem transmissionssystemoperatører, som involverer mere end to transmissionssystemoperatører, f.eks. omkostninger ved belastningsomfordeling, flaskehalsindtægter, utilsigtede afvigelser eller reserveanskaffelsesomkostninger.
12.   Uddannelse og certificering af personale, der arbejder for de regionale koordinationscentre
12.1
De regionale koordinationscentre udarbejder og gennemfører uddannelses- og certificeringsprogrammer med fokus på regional systemdrift for personale, der arbejder for regionale koordinationscentre.
12.2
Uddannelsesprogrammerne omfatter alle relevante komponenter i systemdrift, hvor det regionale koordinationscenter udfører opgaver, herunder regionale krisescenarier.
13.   Kortlægning af regionale elkrisescenarier
13.1
Uddelegerer ENTSO for elektricitet denne funktion, kortlægger de regionale koordinationscentre regionale elkrisescenarier i overensstemmelse med de kriterier, der er fastsat i artikel 6, stk. 1, i forordning (EU) 2019/941.
Regionale elkrisescenarier kortlægges efter metoden i artikel 5 i forordning (EU) 2019/941.
13.2
De regionale koordinationscentre støtter de kompetente myndigheder i hvert systemdriftsområde på disses anmodning i forbindelse med forberedelsen og udførelsen af den krisesimulering, der i overensstemmelse med artikel 12, stk. 3, i forordning (EU) 2019/941 skal gennemføres hvert andet år.
14.   Afklaring af behov for ny transmissionskapacitet, for opgradering af eksisterende transmissionskapacitet eller deres alternativer.
14.1
De regionale koordinationscentre bistår transmissionssystemoperatørerne i afklaringen af behov for ny transmissionskapacitet og for en opgradering af eksisterende transmissionskapacitet eller deres alternativer, som indsendes til de regionale grupper, der er oprettet i henhold til forordning (EU) nr. 347/2013, og opføres på den i artikel 51 i direktiv (EU) 2019/944 omhandlede tiårige netudviklingsplan.
15.   Beregning af den maksimale indgangskapacitet, som står til rådighed for udenlandsk kapacitets deltagelse i kapacitetsmekanismer
15.1
De regionale koordinationscentre støtter transmissionssystemoperatører i forbindelse med beregning af den maksimale indgangskapacitet, som står til rådighed for udenlandsk kapacitets deltagelse i kapacitetsmekanismer, idet der tages højde for den forventede tilgængelighed af samkøringslinjer og det sandsynlige sammenfald af systemstress mellem det system, hvori mekanismen anvendes, og det system, hvori den udenlandske kapacitet er beliggende.
15.2
Beregningen foretages efter metoden i artikel 26, stk. 11, litra a).
15.3
De regionale skoordinationscentre foretager en beregning for hver budområdegrænse, der er dækket af systemdriftsområdet.
16.   Udarbejdelse af sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger
16.1
Hvis ENTSO for elektricitet delegerer denne funktion i henhold til artikel 9 i forordning (EU) 2019/941, udarbejder de regionale koordinationscentre regionale sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger.
16.2
De sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger udarbejdes på grundlag af den metode, der er udviklet i henhold til artikel 8 i forordning (EU) 2019/941.
BILAG II
OPHÆVET FORORDNING MED OVERSIGT OVER ÆNDRINGER
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009 (
EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39
).
Artikel 8, stk. 3, litra a)
Artikel 8, stk. 10, litra a)
Artikel 11
Artikel 18, stk. 4a
Artikel 23, stk. 3
Kommissionens forordning (EU) nr. 543/2013 af 14. juni 2013 om indsendelse og offentliggørelse af data på elektricitetsmarkederne og om ændring af bilag I til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 (
EUT L 163 af 15.6.2013, s. 1
)
Bilag I, punkt 5.5-5.9
BILAG III
SAMMENLIGNINGSTABEL
Forordning (EF) nr. 714/2009
Nærværende forordning
—
Artikel 1, litra a)
—
Artikel 1, litra b)
Artikel 1, litra a)
Artikel 1, litra c)
Artikel 1, litra b)
Artikel 1, litra d)
Artikel 2, stk. 1
Artikel 2, nr. 1)
Artikel 2, stk. 2, litra a)
Artikel 2, nr. 2)
Artikel 2, stk. 2, litra b)
Artikel 2, nr. 3)
Artikel 2, stk. 2, litra c)
Artikel 2, nr. 4)
Artikel 2, nr. 2), litra d)
—
Artikel 2, stk. 2, litra e)
—
Artikel 2, stk. 2, litra f)
—
Artikel 2, stk. 2, litra g)
Artikel 2, nr. 5)
—
Artikel 2, nr. 6)-71)
—
Artikel 3
—
Artikel 4
—
Artikel 5
—
Artikel 6
—
Artikel 7
—
Artikel 8
—
Artikel 9
—
Artikel 10
—
Artikel 11
—
Artikel 12
—
Artikel 13
—
Artikel 14
—
Artikel 15
Artikel 16, stk. 1-3
Artikel 16, stk. 1-4
—
Artikel 16, stk. 5-8
Artikel 16, stk. 4-5
Artikel 16, stk. 9-11
—
Artikel 16, stk. 12-13
—
Artikel 17
Artikel 14, stk. 1
Artikel 18, stk. 1
—
Artikel 18, stk. 2
Artikel 14, stk. 2-5
Artikel 18, stk. 3-6
—
Artikel 18, stk. 7-11
—
Artikel 19, stk. 1
Artikel 16, stk. 6
Artikel 19, stk. 2 og 3
—
Artikel 19, stk. 4 og 5
—
Artikel 20
—
Artikel 21
—
Artikel 22
Artikel 8, stk. 4
Artikel 23, stk. 1
—
Artikel 23, stk. 2-7
—
Artikel 25
—
Artikel 26
—
Artikel 27
Artikel 4
Artikel 28, stk. 1
—
Artikel 28, stk. 2
Artikel 5
Artikel 29, stk. 1-4
—
Artikel 29, stk. 5
Artikel 8, stk. 2, første punktum
Artikel 30, stk. 1, litra a)
Artikel 8, stk. 3, litra b)
Artikel 30, stk. 1, litra b)
—
Artikel 30 stk. 1, litra c)
Artikel 8, stk. 3, litra c)
Artikel 30, stk. 1, litra d)
—
Artikel 30, stk. 1, litra e) og f)
Artikel 30, stk. 1, litra g) og h)
Artikel 8, stk. 3, litra a)
Artikel 30, stk. 1, litra i)
Artikel 8, stk. 3), litra d)
Artikel 30, stk. 1, litra j)
Artikel 30, stk. 1, litra k)
Artikel 8, stk. 3, litra e)
Artikel 30, stk. 1, litra l)
Artikel 30, stk. 1, litra m)-o)
—
Artikel 30, stk. 2 og 3
Artikel 8, stk. 5
Artikel 30, stk. 4
Artikel 8, stk. 9
Artikel 30, stk. 5
Artikel 10
Artikel 31
Artikel 9
Artikel 32
Artikel 11
Artikel 33
Artikel 12
Artikel 34
—
Artikel 35
—
Artikel 36
—
Artikel 37
—
Artikel 38
—
Artikel 39
—
Artikel 40
Artikel 41
—
Artikel 42
—
Artikel 43
—
Artikel 44
—
Artikel 45
—
Artikel 46
—
Artikel 47
Artikel 8, stk. 10
Artikel 48
Artikel 13
Artikel 49
Artikel 2, stk. 2, sidste afsnit
Artikel 49, stk. 7
Artikel 15
Artikel 50, stk. 1-6
Bilag I, punkt 5.10
Artikel 50, stk. 7
Artikel 3
Artikel 51
—
Artikel 52
—
Artikel 53
Artikel 54
—
Artikel 55
—
Artikel 56
—
Artikel 57
—
Artikel 58
Artikel 8, stk. 6
Artikel 59, stk. 1, litra a), b) og c)
—
Artikel 59, stk. 1, litra d) og e)
Artikel 59, stk. 2
Artikel 6, stk. 1
Artikel 59, stk. 3
Artikel 6, stk. 2
Artikel 59, stk. 4
Artikel 6, stk. 3
Artikel 59, stk. 5
—
Artikel 59, stk. 6
Artikel 6, stk. 4
Artikel 59, stk. 7
Artikel 6, stk. 5
Artikel 59, stk. 8
Artikel 6, stk. 6
Artikel 59, stk. 9
Artikel 8, stk. 1
Artikel 59, stk. 10
Artikel 6, stk. 7
—
Artikel 6, stk. 8
—
Artikel 6, stk. 9 og 10
Artikel 59, stk. 11 og 12
Artikel 6, stk. 11
Artikel 59, stk. 13 og 14
Artikel 6, stk. 12
Artikel 59, stk. 15
Artikel 8, stk. 2
Artikel 59, stk. 15
—
Artikel 60, stk. 1
Artikel 7, stk. 1
Artikel 60, stk. 2
Artikel 7, stk. 2
Artikel 60, stk. 3
Artikel 7, stk. 3
—
Artikel 7, stk. 4
—
—
Artikel 61, stk. 1
—
Artikel 61, stk. 2
Artikel 18, stk. 1
Artikel 61, stk. 3
Artikel 18, stk. 2
—
Artikel 18, stk. 3
Artikel 61, stk. 4
Artikel 18, stk. 4
—
Artikel 18, stk. 4a
Artikel 61, stk. 5
Artikel 18, stk. 5
Artikel 61, stk. 5 og 6
Artikel 19
—
Artikel 21
Artikel 62
Artikel 17
Artikel 63
—
Artikel 64
Artikel 20
Artikel 65
Artikel 22
Artikel 66
Artikel 23
Artikel 67
Artikel 24
—
—
Artikel 68
—
Artikel 69
Artikel 25
Artikel 70
Artikel 26
Artikel 71

Summary:
Det indre marked for elektricitet
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2019/943 om det indre marked for elektricitet
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Forordning (EU) 2019/943, som ændret ved forordning (EU) 
2024/1747
, fastlægger grundlaget for at nå energiunionens og klimaneutralitetens mål senest i 2050 i 
EU
 ved at:
fremme effektivitet, vedvarende energi og dekarbonisering
fastlægge principper for integrerede elektricitetsmarkeder, som giver alle ressourceudbydere og elkunder ikke-diskriminerende markedsadgang og gør det muligt at udvikle markedet for fremadrettede elektricitetsmarkeder, så leverandører og forbrugere kan hedde eller beskytte sig selv mod risikoen for fremtidig volatilitet i elpriserne
fremme konkurrence, forsyningssikkerhed og fleksible ikke-fossile løsninger
fastsætte rimelige regler for grænseoverskridende elektricitetsudveksling og prissætning
støtte gennemsigtige engrosmarkeder for pålidelig elforsyning
fremme langsigtede investeringer i vedvarende energi og net for at sikre prisoverkommelige priser
skabe en ramme for håndtering af elpriskriser.
HOVEDPUNKTER
Principper
Forordningen
 fastsætter en række principper for driften af elektricitetsmarkederne, herunder:
tilskynde til fri prisdannelse og undgår tiltag, der hindrer prisdannelse baseret på efterspørgsel og udbud
lette udviklingen af en mere fleksibel produktion, bæredygtig lavemissionsproduktion og en mere fleksibel efterspørgsel
give kunderne mulighed for at optræde som markedsdeltagere på energimarkedet og i energiomstillingen
åbner mulighed for dekarboniseringen af elektricitetssystemet, herunder ved at åbne mulighed for at integrere elektricitet fra vedvarende energikilder og skabe incitamenter til at øge energieffektiviteten
tilvejebringe incitamenter til fremme af investeringer i produktion, navnlig langsigtede investeringer i et dekarboniseret og bæredygtigt elektricitetssystem
lette den gradvise fjernelse af hindringer for elektricitetsstrømme på tværs af grænserne mellem budområder
1
 eller 
EU-medlemsstater
 og for grænseoverskridende transaktioner på elektricitetsmarkeder og tilhørende tjenestemarkeder
giver mulighed for, at demonstrationsprojekter videreudvikles til bæredygtige, sikre og lavemissionsenergikilder, -teknologier eller -systemer, som skal virkeliggøres og anvendes til gavn for samfundet.
Retfærdig omstilling
Europa-Kommissionen
 skal hjælpe EU-landene med at tage sig af 
de sociale og økonomiske konsekvenser
 af omstillingen til ren energi, herunder ved at støtte nationale strategier for at reducere ekstraktionen af kul og andre faste fossile brændstoffer.
Netadgang og håndtering af kapacitet
Medlemsstaterne skal træffe alle passende foranstaltninger for at håndtere kapacitetsbegrænsninger
2
.
Budområder bør derfor fastsættes på en måde, der sikrer markedslikviditet, effektiv håndtering af kapacitetsbegrænsninger samt overordnet markedseffektivitet.
Det Europæiske Netværk af Transmissionssystemoperatører for Elektricitet
 skal indberette hvert tredje år strukturelle kapacitetsbegrænsninger og andre større fysiske kapacitetsbegrænsninger mellem og inden for budområder, herunder beliggenheden og hyppigheden af sådanne kapacitetsbegrænsninger.
Hver medlemsstat med konstaterede strukturelle kapacitetsbegrænsninger træffer derefter i samarbejde med sine transmissionssystemoperatører
3
 beslutning om enten at udarbejde nationale eller multinationale handlingsplaner for at øge den grænseoverskridende kapacitet, der er til rådighed for handel, eller at revidere eller ændre dets fastsatte budområder.
Kapacitetsmekanisme
Forordningen fastsætter de betingelser, under hvilke medlemsstaterne kan oprette kapacitetsmekanismer
4
 og principperne for etablering af disse.
Disse mekanismer søger at sikre, at elektricitetsleveringen er tilstrækkelig under spidsbelastning ved at aflønne ressourcer for at stå til rådighed. De skal være udformet med henblik på at løse et identificeret problem med ressourcetilstrækkelighed og være åbne for deltagelse på tværs af grænserne.
Der indføres en europæisk produktionstilstrækkelighedsvurdering for at verificere, om det er berettiget at indføre kapacitetsmekanismer. Medlemsstater, der indfører kapacitetsmekanismer, skal også informere Kommissionen om gennemførelsesplanerne for at forbedre markedets funktion.
Kommissionen kan godkende kapacitetsmekanismer i højst 10 år.
Der indføres en emissionsgrænse på 550 g (CO
2
) af fossil oprindelse pr. kWh elektricitet. Nye kraftværker, der udleder mere end dette og påbegynder kommerciel produktion efter forordningens ikrafttrædelse, må ikke længere deltage i kapacitetsmekanismer.
Eksisterende kraftværker, der udleder mere end 550 g CO
2
 af fossil oprindelse pr. kWh og 350 kg CO
2
 af fossil oprindelse i gennemsnit pr. år pr. installeret kW må ikke indgå i kapacitetsmekanismer efter den 
1. juli 2025
.
Kapacitetskontrakter, der er indgået før den 
31. december 2019
, er ikke berørt af de nye regler.
Incitamenter til at opnå dekarbonisering
Ændringsforordning (EU) 2024/1747 indfører investeringsincitamenter for at opnå dekarbonisering og beskytte elforbrugere mod prisernes volatilitet.
Medlemsstaterne skal fremme gennemførelsen af 
aftaler om strømkøb – langsigtede aftaler
 om køb af elektricitet fra en elektricitetsproducent på grundlag af markedet. De har til formål at skabe stabilitet for både kunder og investorer ved at give mulighed for at forudse priser og hjælpe medlemsstaterne med at nå dekarboniseringsmålene i deres integrerede nationale energi- og klimaplaner.
For at støtte nye investeringer i nye energiskabende projekter, der er baseret på solenergi, vindenergi, geotermisk energi og vandkraft, vil medlemsstaterne også indføre 
to-vejs differencekontrakter
 eller tilsvarende ordninger med offentlige enheder. De skal sikre, at energiproducenter modtager en minimumsgodtgørelse i lavprisperioder, og de betaler overskud tilbage i højprisperioder, der skal anvendes til udvikling af distributionsnet eller til at reducere de priser, der betales af forbrugerne.
Ændringsforordningen fastlægger designprincipperne for 
ikke-fossile fleksibilitetsstøtteordninger
 og kræver, at medlemsstaterne definerer et vejledende nationalt mål for ikke-fossile fleksibilitet, herunder de respektive specifikke bidrag fra både efterspørgslen og energiopbevaringen til dette mål.
Regionale koordinationscentre
Disse centre støtter den regionale koordinering af transmissionssystemoperatører.
De erstatter de nuværende 
regionale sikkerhedskoordinatorer
, men har yderligere opgaver i relation til systemdrift, markedets drift og risikoberedskab.
Forordningen opretter også en enhed for 
EU's distributionssystemer
5
, der arbejder i EU' s fælles interesse.
Elpriskrise
Hvis detailpriserne på elektricitet stiger kraftigt, eller der er meget høje priser på engrosenergimarkederne, fastsætter direktiv (EU) 
2019/944
 om det 
indre marked for elektricitet
, at 
Rådet for Den Europæiske Union
 kan erklære en regional eller EU-dækkende elpriskrise på grundlag af af et forslag fra Kommissionen.
I tilfælde af en sådan krise kan medlemsstaterne anmode systemoperatører om at foreslå, at der indkøbes 
spidsprodukter
6
 med henblik på at reducere efterspørgslen efter elektricitet i forbindelse med spidsbelastning.
Ophævelse
Forordning (EF) nr. 2019/943 ophæves ved forordning (EF) nr. 
714/2009
 med virkning fra 
31.12.2019
.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Forordning (EU) 2019/943 træder i kraft den 
1. januar 2020
.
Ændringsforordning (EU) 2024/1747 træder i kraft den 
16. juli 2024
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Pakken om ren energi til alle europæere
 (Europa-Kommissionen)
Energiunionen
 (Rådet for Den Europæiske Union).
VIGTIGE BEGREBER
Budområder.
 Det største geografiske område, hvor markedsdeltagerne kan udveksle energi uden kapacitetsfordeling.
Trafikbelastning.
 En situation, hvor alle anmodninger fra markedsdeltagere om handel mellem netområder ikke kan tilgodeses, fordi de ville øve betydelig indflydelse på de fysiske strømme på netelementer, som ikke kan håndtere disse strømme.
Drift af transmissionssystemer.
 En person, der er ansvarlig for driften og udbygningen af elektricitetstransmissionssystemet i et område samt dets sammenkoblinger med andre systemer og for at sikre, at systemet på lang sigt kan tilfredsstille en rimelig efterspørgsel efter transmission af elektricitet.
Kapacitetsmekanisme.
 En midlertidig foranstaltning med det formål at sørge for den nødvendige ressourcetilstrækkelighed ved at aflønne ressourcer for at stå til rådighed, bortset fra foranstaltninger vedrørende systemydelser eller håndtering af kapacitetsbegrænsninger.
Distributionssystemoperatør.
 En person, der er ansvarlig for driften og udbygningen af elektricitetsdistributionssystemet i et område samt dets sammenkoblinger med andre systemer og for at sikre, at systemet på lang sigt kan tilfredsstille en rimelig efterspørgsel efter distribution af elektricitet.
Spidslastudjævningsprodukt.
 Et markedsbaseret produkt, der gør det muligt for markedsdeltagere at reducere elektricitetsforbruget i spidsbelastningsperioder på anmodning af systemoperatøren.
HOVEDDOKUMENT
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/943
 af 
5. juni 2019
 om det indre marked for elektricitet (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 54-124
).
Efterfølgende ændringer til forordning (EU) 2019/43 er blevet indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
TILHØRENDE DOKUMENTER
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/941
 af 
5. juni 2019
 om risikoberedskab i elsektoren og om ophævelse af direktiv 2005/89/EF (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 1-21
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/942
 af 
5. juni
 2019
 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (omarbejdning) (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 22-53
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2019/944
 af 
5. juni 2019
 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 125-199
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2018/844
 af 
30. maj 2018
 om ændring af direktiv 2010/31/EU om bygningers energimæssige ydeevne og direktiv 2012/27/EU om energieffektivitet (EUT L 156 af 
19.6.2018
, 
s. 75-91
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/1999
 af 
11. december
 2018
 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) 
nr. 663/2009
 og (EF) 
nr. 715/2009
, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
nr. 525/2013
 (EUT 
L 328
 af 
21.12.2018
, 
s. 1-77
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentet og Rådets direktiv (EU) 
2018/2001
 af 
11. december 2018
 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (EUT L 328 af 
21.12.2018
, 
s. 82-209
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 
2012/27/EU
 af 
25. oktober
 2012
 om energieffektivitet, om ændring af direktiv 2009/125/EF og 2010/30/EU samt om ophævelse af direktiv 2004/8/EF og 2006/32/EF (EUT 
L 315
 af 
14.11.2012
, 
s. 1-56
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 
2010/31/EU
 af 
19. maj 2010
 om bygningers energimæssige ydeevne (EUT L 153 af 
18.6.2010
, 
s. 13-35
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
seneste ajourføring 
22.01.2025