CELEX ID: 32009R0714

--- ENGLISH ---

Document:
14.8.2009
EN
Official Journal of the European Union
L 211/15
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
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty establishing the European Community, and in particular Article 95 thereof,
Having regard to the proposal from the Commission,
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 procedure laid down in Article 251 of the Treaty 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
The internal market in electricity, which has been progressively implemented since 1999, aims to deliver real choice for all consumers in the Community, be they citizens or businesses, 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.
(2)
Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity 
(
4
)
 and 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 
(
5
)
 have made significant contributions towards the creation of such an internal market in electricity.
(3)
However, at present, there are obstacles to the sale of electricity on equal terms, without discrimination or disadvantage in the Community. In particular, non-discriminatory network access and an equally effective level of regulatory supervision do not yet exist in each Member State, and isolated markets persist.
(4)
The Communication of the Commission of 10 January 2007 entitled ‘An Energy Policy for Europe’ highlighted the importance of completing the internal market in electricity and creating a level playing field for all electricity undertakings in the Community. The Communications of the Commission of 10 January 2007 entitled ‘Prospects for the internal gas and electricity market’ and ‘Inquiry pursuant to Article 17 of Regulation (EC) No 1/2003 into the European gas and electricity sectors (Final Report)’ demonstrated that the present rules and measures neither provide the necessary framework nor provide for the creation of interconnection capacities to achieve the objective of a well-functioning, efficient and open internal market.
(5)
In addition to thoroughly implementing the existing regulatory framework, the regulatory framework for the internal market in electricity set out in Regulation (EC) No 1228/2003 should be adapted in line with those communications.
(6)
In particular, 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 Community, including the creation of interconnection capacities, with due regard to the environment. Those network codes should be in line with framework guidelines, which are non-binding in nature (framework guidelines) and which are developed by the Agency for the Cooperation of Energy Regulators established by Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators 
(
6
)
 (the Agency). The Agency should have a role in reviewing, based on matters of fact, draft network codes, including their compliance with the framework guidelines, and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. The Agency 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.
(7)
In order to ensure optimal management of the electricity transmission network and to allow trading and supplying electricity across borders in the Community, a European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ENTSO for Electricity), should be established. The tasks of the ENTSO for Electricity should be carried out in compliance with Community 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, transparency and the representative nature of the ENTSO for Electricity. 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 Community 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 in electricity.
(8)
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 the Union for the Coordination of Transmission of Electricity, national regulators or the Agency, should play an important role.
(9)
In order to ensure greater transparency regarding the entire electricity transmission network in the Community, the ENTSO for Electricity should draw up, publish and regularly update a non-binding Community-wide ten-year network development plan (Community-wide 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.
(10)
This Regulation should lay down basic principles with regard to tarification and capacity allocation, whilst providing for the adoption of Guidelines detailing further relevant principles and methodologies, in order to allow rapid adaptation to changed circumstances.
(11)
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.
(12)
Payments and receipts resulting from compensation between transmission system operators should be taken into account when setting national network tariffs.
(13)
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.
(14)
A proper system of long-term locational signals is necessary, based on the principle that the level of the network access charges should reflect the balance between generation and consumption of the region concerned, on the basis of a differentiation of the network access charges on producers and/or consumers.
(15)
It would not be appropriate to apply distance-related tariffs or, provided appropriate locational signals are in place, a specific tariff to be paid only by exporters or importers in addition to the general charge for access to the national network.
(16)
The precondition for effective competition in the internal market in electricity is non-discriminatory and transparent charges for network use including interconnecting lines in the transmission system. The available capacity of those lines should be set at the maximum levels consistent with the safety standards of secure network operation.
(17)
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.
(18)
Market monitoring undertaken over recent years by the national regulatory authorities and by the Commission has shown that current transparency requirements and rules on access to infrastructure are not sufficient to secure a genuine, well-functioning, open and efficient internal market in electricity.
(19)
Equal access to information on the physical status and efficiency of the system is necessary to enable all market participants to assess the overall demand and supply situation and identify the reasons for movements in the wholesale price. This includes more precise information on electricity generation, supply and demand including forecasts, network and interconnection capacity, flows and maintenance, balancing and reserve capacity.
(20)
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 supply undertakings. In the electricity market, many relevant decisions are made by the generators, which should keep information in relation thereto available to and easily accessible by the competent authorities for a fixed period of time. The competent authorities should, furthermore, regularly monitor the compliance of the transmission system operators with the rules. Small generators with no real ability to distort the market should be exempt from that obligation.
(21)
There should be rules on the use of revenues flowing from congestion-management procedures, unless the specific nature of the interconnector concerned justifies an exemption from those rules.
(22)
The management of congestion problems should provide correct economic signals to transmission system operators and market participants and should be based on market mechanisms.
(23)
Investments in major new infrastructure should be promoted strongly while ensuring the proper functioning of the internal market in 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, the Agency 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 continue to apply until the scheduled expiry date as decided in the granted exemption decision.
(24)
To ensure the smooth functioning of the internal market in 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 Member States’ regulatory authorities in that process, where appropriate through their European association. 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 in electricity.
(25)
National regulatory authorities should ensure compliance with the rules contained in this Regulation and the Guidelines adopted pursuant thereto.
(26)
The Member States and the competent national 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 national authorities are informed.
(27)
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 must be effective, proportionate and dissuasive.
(28)
The measures necessary for the implementation of this Regulation should be adopted in accordance with Council Decision 1999/468/EC of 28 June 1999 laying down the procedures for the exercise of implementing powers conferred on the Commission 
(
7
)
.
(29)
In particular, the Commission should be empowered to establish or adopt the Guidelines necessary for providing the minimum degree of harmonisation required to achieve the aims of this Regulation. Since those measures are of general scope and are designed to amend non-essential elements of this Regulation, by supplementing it with new non-essential elements, they must be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny provided for in Article 5a of Decision 1999/468/EC.
(30)
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 and can therefore be better achieved at Community level, the Community may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity, as set out in Article 5 of the Treaty. 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.
(31)
Given the scope of the amendments that are being made herein to Regulation (EC) No 1228/2003, it is desirable, for reasons of clarity and rationalisation, that the provisions in question should be recast by bringing them all together in a single text in a new Regulation,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
Article 1
Subject-matter and scope
This Regulation aims at:
(a)
setting fair rules for cross-border exchanges in electricity, thus enhancing competition within the internal market in electricity, taking into account the particular characteristics of national and regional markets. This will involve the establishment of a compensation mechanism for cross-border flows of electricity and the setting of harmonised principles on cross-border transmission charges and the allocation of available capacities of interconnections between national transmission systems;
(b)
facilitating the emergence of a well-functioning and transparent wholesale market with a high level of security of supply in electricity. It provides for mechanisms to harmonise the rules for cross-border exchanges in electricity.
Article 2
Definitions
1.   For the purpose of this Regulation, the definitions contained in Article 2 of Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity 
(
8
)
 apply, with the exception of the definition of ‘interconnector’ which shall be replaced by the following:
—
‘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.   The following definitions shall apply:
(a)
‘regulatory authorities’ means the regulatory authorities referred to in Article 35(1) of Directive 2009/72/EC;
(b)
‘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 and/or consumers outside that Member State on its transmission network;
(c)
‘congestion’ means a situation in which an interconnection linking national transmission networks cannot accommodate all physical flows resulting from international trade requested by market participants, because of a lack of capacity of the interconnectors and/or the national transmission systems concerned;
(d)
‘declared export’ means the dispatch of electricity in one Member State on the basis of an underlying contractual arrangement to the effect that the simultaneous corresponding take-up (declared import) of electricity will take place in another Member State or a third country;
(e)
‘declared transit’ means a circumstance where a declared export of electricity occurs and where the nominated path for the transaction involves a country in which neither the dispatch nor the simultaneous corresponding take-up of the electricity will take place;
(f)
‘declared import’ means the take-up of electricity in a Member State or a third country simultaneously with the dispatch of electricity (declared export) in another Member State;
(g)
‘new interconnector’ means an interconnector not completed by 4 August 2003.
For the purpose of the inter-transmission system operator compensation mechanism referred to in Article 13 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 the first subparagraph of this paragraph and giving rise to compensation payments under Article 13. 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 3
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 10(6) of Directive 2009/72/EC as soon as it is received. Within two months of the day of receipt of such notification, the Commission shall deliver its opinion to the relevant national regulatory authority as to its compatibility with Article 10(2) or Article 11, and Article 9 of Directive 2009/72/EC.
When preparing the opinion referred to in the first subparagraph, the Commission may request the Agency to provide its opinion on the national 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 deemed not to raise objections to the regulatory authority’s decision.
2.   Within two months of receiving an opinion of the Commission, the national 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 and/or the Commission may request from a transmission system operator and/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 preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
5.   The Commission may adopt Guidelines setting out the details of the procedure to be followed for the application of paragraphs 1 and 2 of this Article. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
6.   Where the Commission has received notification of the certification of a transmission system operator under Article 9(10) of Directive 2009/72/EC, the Commission shall take a decision relating to certification. The regulatory authority shall comply with the Commission decision.
Article 4
European network of transmission system operators for electricity
All transmission system operators shall cooperate at Community level through the ENTSO for Electricity, in order to promote the completion and functioning of the internal market in electricity and cross-border trade and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical evolution of the European electricity transmission network.
Article 5
Establishment of the ENTSO for Electricity
1.   By 3 March 2011, the transmission system operators for electricity shall submit to the Commission and to the Agency the draft statutes, a list of members and draft rules of procedure, including the rules of procedures on the consultation of other stakeholders, of the ENTSO for Electricity to be established.
2.   Within two months of the day of the receipt, the Agency, after formally consulting the organisations representing all stakeholders, in particular the system users, including customers, shall provide an opinion to the Commission on the draft statutes, list of members and draft rules of procedure.
3.   The Commission shall deliver an opinion on the draft statutes, list of members and draft rules of procedures taking into account the opinion of the Agency provided for in paragraph 2 and within three months of the day of the receipt of the opinion of the Agency.
4.   Within three months of the day of receipt of the Commission's opinion, the transmission system operators shall establish the ENTSO for Electricity and adopt and publish its statutes and rules of procedure.
Article 6
Establishment of network codes
1.   The Commission shall, after consulting the Agency, the ENTSO for Electricity and the other relevant stakeholders, establish an annual priority list identifying the areas set out in Article 8(6) to be included in the development of network codes.
2.   The Commission shall request the Agency to submit to it within a reasonable period of time not exceeding six months a non-binding framework guideline (framework guideline) setting out clear and objective principles, in accordance with Article 8(7), for the development of network codes relating to the areas identified in the priority list. Each framework guideline shall contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market. Upon a reasoned request from the Agency, the Commission may extend that period.
3.   The Agency shall formally consult the ENTSO for Electricity 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.
4.   If the Commission considers that the framework guideline does not contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, it may request the Agency to review the framework guideline within a reasonable period of time and re-submit it to the Commission.
5.   If the Agency fails to submit or re-submit a framework guideline within the period set by the Commission under paragraphs 2 or 4, the Commission shall elaborate the framework guideline in question.
6.   The Commission shall request the ENTSO for Electricity to submit a network code which is in line with the relevant framework guideline, to the Agency within a reasonable period of time not exceeding 12 months.
7.   Within a period of three months of the day of the receipt of a network code, during which the Agency may formally consult the relevant stakeholders, the Agency shall provide a reasoned opinion to the ENTSO for Electricity on the network code.
8.   The ENTSO for Electricity may amend the network code in the light of the opinion of the Agency and re-submit it to the Agency.
9.   When the Agency is satisfied that the network code is in line with the relevant framework guideline, the Agency shall submit the network code to the Commission and may recommend that it be adopted within a reasonable time period. The Commission shall provide reasons in the event that it does not adopt that network code.
10.   Where the ENTSO for Electricity has failed to develop a network code within the period of time set by the Commission under paragraph 6, the Commission may request the Agency to prepare a draft network code on the basis of the relevant framework guideline. The Agency may launch a further consultation in the course of preparing a draft network code under this paragraph. The Agency shall submit a draft network code prepared under this paragraph to the Commission and may recommend that it be adopted.
11.   The Commission may adopt, on its own initiative, where the ENTSO for Electricity has failed to develop a network code, or the Agency has failed to develop a draft network code as referred to in paragraph 10 of this Article, or upon recommendation of the Agency under paragraph 9 of this Article, one or more network codes in the areas listed in Article 8(6).
Where the Commission proposes to adopt a network code on its own initiative, the Commission shall consult the Agency, the ENTSO for Electricity and all relevant stakeholders in regard to the draft network code during a period of no less than two months. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
12.   This Article shall be without prejudice to the Commission's right to adopt and amend the Guidelines as laid down in Article 18.
Article 7
Amendments of network codes
1.   Draft amendments to any network code adopted under Article 6 may be proposed to the Agency by persons who are likely to have an interest in that network code, including the ENTSO for Electricity, transmission system operators, system users and consumers. The Agency may also propose amendments on its own initiative.
2.   The Agency shall consult all stakeholders in accordance with Article 10 of Regulation (EC) No 713/2009. Following that process, the Agency may make reasoned proposals for amendments to the Commission, explaining how such proposals are consistent with the objectives of the network codes set out in Article 6(2).
3.   The Commission may adopt, taking account of the Agency's proposals, amendments to any network code adopted under Article 6. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
4.   Consideration of proposed amendments under the procedure set out in Article 23(2) shall be limited to consideration of the aspects related to the proposed amendment. Those proposed amendments are without prejudice to other amendments which the Commission may propose.
Article 8
Tasks of the ENTSO for Electricity
1.   The ENTSO for Electricity shall elaborate network codes in the areas referred to in paragraph 6 of this Article upon a request addressed to it by the Commission in accordance with Article 6(6).
2.   The ENTSO for Electricity may elaborate network codes in the areas set out in paragraph 6 with a view to achieving the objectives set out in Article 4 where those network codes do not relate to areas covered by a request addressed to it by the Commission. Those network codes shall be submitted to the Agency for an opinion. That opinion shall be duly taken into account by the ENTSO for Electricity.
3.   The ENTSO for Electricity shall adopt:
(a)
common network operation tools to ensure coordination of network operation in normal and emergency conditions, including a common incidents classification scale, and research plans;
(b)
a non-binding Community-wide ten-year network development plan, (Community-wide network development plan), including a European generation adequacy outlook, every two years;
(c)
recommendations relating to the coordination of technical cooperation between Community and third-country transmission system operators;
(d)
an annual work programme;
(e)
an annual report;
(f)
annual summer and winter generation adequacy outlooks.
4.   The European generation adequacy outlook referred to in point (b) of paragraph 3 shall cover the overall adequacy of the electricity system to supply current and projected demands for electricity for the next five-year period as well as for the period between five and 15 years from the date of that outlook. The European generation adequacy outlook shall build on national generation adequacy outlooks prepared by each individual transmission system operator.
5.   The annual work programme referred to in point (d) of paragraph 3 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.
6.   The network codes referred to in paragraphs 1 and 2 shall cover the following areas, taking into account, if appropriate, regional specificities:
(a)
network security and reliability rules including rules for technical transmission reserve capacity for operational network security;
(b)
network connection rules;
(c)
third-party access rules;
(d)
data exchange and settlement rules;
(e)
interoperability rules;
(f)
operational procedures in an emergency;
(g)
capacity-allocation and congestion-management rules;
(h)
rules for trading related to technical and operational provision of network access services and system balancing;
(i)
transparency rules;
(j)
balancing rules including network-related reserve power rules;
(k)
rules regarding harmonised transmission tariff structures including locational signals and inter-transmission system operator compensation rules; and
(l)
energy efficiency regarding electricity networks.
7.   The network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues and shall be without prejudice to the Member States’ right to establish national network codes which do not affect cross-border trade.
8.   The ENTSO for Electricity shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the Guidelines adopted by the Commission in accordance with Article 6(11), and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration. The ENTSO for Electricity shall report its findings to the Agency and shall include the results of the analysis in the annual report referred to in point (e) of paragraph 3 of this Article.
9.   The ENTSO for Electricity shall make available all information required by the Agency to fulfil its tasks under Article 9(1).
10.   The ENTSO for Electricity shall adopt and publish a Community-wide network development plan every two years. The Community-wide network development plan shall include the modelling of the integrated network, scenario development, a European generation adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system.
The Community-wide network development plan shall, in particular:
(a)
build on national investment plans, taking into account regional investment plans as referred to in Article 12(1), and, if appropriate, Community aspects of network planning including the guidelines for trans-European energy networks in accordance with Decision No 1364/2006/EC of the European Parliament and of the Council 
(
9
)
;
(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 Article 8 and Articles 13 and 22 of Directive 2009/72/EC; and
(c)
identify investment gaps, notably with respect to cross-border capacities.
In regard to point (c) of the second 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 Community-wide network development plan.
11.   The Agency shall provide an opinion on the national ten-year network development plans to assess their consistency with the Community-wide network development plan. If the Agency identifies inconsistencies between a national ten-year network development plan and the Community-wide network development plan, it shall recommend amending the national ten-year network development plan or the Community-wide network development plan as appropriate. If such national ten-year network development plan is elaborated in accordance with Article 22 of Directive 2009/72/EC, the Agency shall recommend that the competent national regulatory authority amend the national ten-year network development plan in accordance with Article 22(7) of that Directive and inform the Commission thereof.
12.   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 18.
Article 9
Monitoring by the Agency
1.   The Agency shall monitor the execution of the tasks referred to in Article 8(1), (2) and (3) of the ENTSO for Electricity and report to the Commission.
The Agency shall monitor the implementation by the ENTSO for Electricity of network codes elaborated under Article 8(2) and network codes which have been developed in accordance with Article 6(1) to (10) but which have not been adopted by the Commission under Article 6(11). Where the ENTSO for Electricity has failed to implement such network codes, the Agency shall request the ENTSO for Electricity to provide a duly reasoned explanation as to why it has failed to do so. The Agency shall inform the Commission of that explanation and provide its opinion thereon.
The Agency shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the Guidelines adopted by the Commission as laid down in Article 6(11), 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 Community-wide network development plan, the draft annual work programme, including the information regarding the consultation process, and the other documents referred to in Article 8(3) to the Agency for its opinion.
Within two months from the day of receipt, the Agency shall provide a duly reasoned opinion as well as recommendations to the ENTSO for Electricity and to the Commission where it considers that the draft annual work programme or the draft Community-wide network development plan submitted by the ENTSO for Electricity do 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.
Article 10
Consultations
1.   While preparing the network codes, the draft Community-wide network development plan and the annual work programme referred to in Article 8(1), (2) and (3), the ENTSO for Electricity shall conduct an extensive consultation process, at an early stage and in an open and transparent manner, involving all relevant market participants, and, in particular, the organisations representing all stakeholders, in accordance with the rules of procedure referred to in Article 5(1). That consultation shall also involve national 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 annual work programme and the network codes referred to in Article 8(1), (2) and (3), 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 11
Costs
The costs related to the activities of the ENTSO for Electricity referred to in Articles 4 to 12 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 proportionate.
Article 12
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 8(1), (2) and (3). In particular, they shall publish a regional investment plan every two years, and may take investment decisions based on that regional investment plan.
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 of this Article, the geographical area covered by each regional cooperation structure may be defined by the Commission, taking into account existing regional cooperation structures. Each Member State shall be allowed to promote cooperation in more than one geographical area. The measure referred to in the first sentence, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
For that purpose, the Commission shall consult the Agency and the ENTSO for Electricity.
Article 13
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 of time in the past. 
Ex-post
 adjustments of compensation paid shall be made where necessary, to reflect costs actually incurred.
The first period of time for which compensation payments shall be made shall be determined in the Guidelines referred to in Article 18.
4.   The Commission shall decide on the amounts of compensation payments payable. That measure, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
5.   The magnitude of cross-border flows hosted and the magnitude of cross-border flows designated as originating and/or ending in national transmission systems shall be determined on the basis of the physical flows of electricity actually measured during a given period of time.
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.
Article 14
Charges for access to networks
1.   Charges applied by network operators for access to networks shall be transparent, take into account the need for network security 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 be distance-related.
2.   Where appropriate, the level of the tariffs applied to producers and/or consumers shall provide locational signals at Community level, and take into account the amount of network losses and congestion caused, and investment costs for infrastructure.
3.   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 of time, estimated on the basis of past periods.
4.   Setting the charges for network access under this Article shall be without prejudice to charges on declared exports and declared imports resulting from congestion management referred to in Article 16.
5.   There shall be no specific network charge on individual transactions for declared transits of electricity.
Article 15
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 the approval of 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, and on balancing power and reserve capacity. For availability and actual use of small generation and load units, 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, shall keep at the disposal of the national 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.
Article 16
General principles of 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 preferentially be solved with non-transaction based methods, i.e. methods that do not involve a selection between the contracts of individual market participants.
2.   Transaction curtailment procedures shall only be used in emergency situations where the transmission system operator must act in an expeditious manner and re-dispatching or countertrading is not possible. Any such procedure shall be applied in a non-discriminatory manner.
Except in cases of force majeure, market participants who have been allocated capacity shall be compensated for any curtailment.
3.   The maximum capacity of the interconnections and/or the transmission networks affecting cross-border flows shall be made available to market participants, complying with safety standards of secure network operation.
4.   Market participants shall inform the transmission system operators concerned a reasonable time in advance of the relevant operational period whether they intend to use allocated capacity. Any allocated capacity that will not be used shall be reattributed to the market, in an open, transparent and non-discriminatory manner.
5.   Transmission system operators shall, as far as technically possible, net the capacity requirements of any power flows in opposite direction 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 never be denied.
6.   Any revenues resulting from the allocation of interconnection shall be used for the following purposes:
(a)
guaranteeing the actual availability of the allocated capacity; and/or
(b)
maintaining or increasing interconnection capacities through network investments, in particular in new interconnectors.
If the revenues cannot be efficiently used for the purposes set out in points (a) and/or (b) of the first subparagraph, they may be used, subject to approval by the regulatory authorities of the Member States concerned, up to a maximum amount to be decided by those regulatory authorities, as income to be taken into account by the regulatory authorities when approving the methodology for calculating network tariffs and/or fixing network tariffs.
The rest of revenues shall be placed on a separate internal account line until such time as it can be spent on the purposes set out in points (a) and/or (b) of the first subparagraph. The regulatory authority shall inform the Agency of the approval referred to in the second subparagraph.
Article 17
New interconnectors
1.   New direct current interconnectors may, upon request, be exempted, for a limited period of time, from the provisions of Article 16(6) of this Regulation and Articles 9, 32 and Article 37(6) and (10) of Directive 2009/72/EC under the following conditions:
(a)
the investment must enhance 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 must be 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 will 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 of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity 
(
10
)
, 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)
the exemption must not be to the detriment of competition or the effective functioning of the internal market in 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 on the exemption under 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 from the date on which the request for exemption was received by the last of the regulatory authorities concerned, the Agency may submit an advisory opinion to those regulatory authorities which could provide a basis for their decision.
In deciding to grant an exemption, consideration shall be given, on a case-by-case basis, to the need to impose conditions regarding the duration of the exemption and non-discriminatory access to the interconnector. When deciding those conditions, account shall, in particular, be taken 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 upon the rules and mechanisms for management and allocation of capacity. 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, they shall inform the Agency of that decision.
The exemption decision, including any conditions referred to in the second subparagraph of this paragraph, shall be duly reasoned and published.
5.   The decision referred to in paragraph 4 shall be taken by the Agency:
(a)
where all the regulatory authorities concerned have not been able to reach an agreement within six months from the date the exemption was requested before the last of those regulatory authorities; or
(b)
upon a joint request from the regulatory authorities concerned.
Before taking such a decision, the Agency shall consult the regulatory authorities concerned and the applicants.
6.   Notwithstanding paragraphs 4 and 5, Member States may provide for the regulatory authority or the Agency, as the case may be, to submit, for 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 Agency and to the Commission on receipt. The decision shall be notified, without delay, by the regulatory authorities concerned or by the Agency (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 in 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 a period of two months from the day following receipt of 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 two-month period may be extended by an additional period of two months where further information is sought by the Commission. That additional period shall begin on the day following receipt of the complete information. The initial two-month period may also be extended by consent of both the Commission and the notifying bodies.
When the requested information is not provided within the period set out in the 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 and shall inform the Commission accordingly.
The Commission shall preserve 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 yet 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 that any delay is due to major obstacles beyond the control of the person to whom the exemption has been granted.
9.   The Commission may adopt Guidelines for the application of the conditions laid down in paragraph 1 of this Article and set out the procedure to be followed for the application of paragraphs 4, 7 and 8 of this Article. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
Article 18
Guidelines
1.   Where appropriate, Guidelines relating to the inter-transmission system operator compensation mechanism shall specify, in accordance with the principles set out in Articles 13 and 14:
(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 13(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 13(3);
(c)
details of methodologies for determining the cross-border flows hosted for which compensation is to be paid under Article 13, in terms of both quantity and type of flows, and the designation of the magnitudes of such flows as originating and/or ending in transmission systems of individual Member States, in accordance with Article 13(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 13(6);
(e)
details of the treatment in the context of the inter-transmission system operator compensation mechanism of electricity flows originating or ending in countries outside the European Economic Area; and
(f)
the participation of national systems which are interconnected through direct current lines, in accordance with Article 13.
2.   Guidelines may also determine appropriate rules leading to a progressive harmonisation of the underlying principles for the setting of charges applied to producers and consumers (load) under national tariff systems, including the reflection of the inter-transmission system operator compensation mechanism in national network charges and the provision of appropriate and efficient locational signals, in accordance with the principles set out in Article 14.
The Guidelines shall make provision for appropriate and efficient harmonised locational signals at Community level.
Any such harmonisation shall not prevent Member States from applying mechanisms to ensure that network access charges borne by consumers (load) are comparable throughout their territory.
3.   Where appropriate, Guidelines providing the minimum degree of harmonisation required to achieve the aim of this Regulation shall also specify:
(a)
details relating to provision of information, in accordance with the principles set out in Article 15;
(b)
details of rules for the trading of electricity;
(c)
details of investment incentive rules for interconnector capacity including locational signals;
(d)
details of the areas listed in Article 8(6).
For that purpose, the Commission shall consult the Agency and the ENTSO for Electricity.
4.   Guidelines on the management and allocation of available transmission capacity of interconnections between national systems are laid down in Annex I.
5.   The Commission may adopt Guidelines on the issues listed in paragraphs 1, 2 and 3 of this Article. It may amend the Guidelines referred to in paragraph 4 of this Article, in accordance with the principles set out in Articles 15 and 16, in particular so as to include detailed Guidelines on all capacity-allocation methodologies applied in practice and to ensure that congestion-management mechanisms evolve in a manner compatible with the objectives of the internal market. Where appropriate, in the course of such amendments common rules on minimum safety and operational standards for the use and operation of the network, as referred to in Article 15(2) shall be established. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
When adopting or amending Guidelines, the Commission shall:
(a)
ensure that the Guidelines provide the minimum degree of harmonisation required to achieve the aims of this Regulation and do not go beyond what is necessary for that purpose; and
(b)
indicate what actions it has taken with respect to the conformity of rules in third countries, which form part of the Community electricity system, with the Guidelines in question.
When adopting Guidelines under this Article for the first time, the Commission shall ensure that they cover in a single draft measure at least the issues referred to in points (a) and (d) of paragraph 1 and in paragraph 2.
Article 19
Regulatory authorities
The regulatory authorities, when carrying out their responsibilities, shall ensure compliance with this Regulation and the Guidelines adopted pursuant to Article 18. Where appropriate to fulfil the aims of this Regulation the regulatory authorities shall cooperate with each other, with the Commission and the Agency in compliance with Chapter IX of Directive 2009/72/EC.
Article 20
Provision of information and confidentiality
1.   Member States and the regulatory authorities shall, on request, provide to the Commission all information necessary for the purposes of Article 13(4) and Article 18.
In particular, for the purposes of Article 13(4) and (6), regulatory authorities shall, on a regular basis, provide information on the actual costs incurred by national transmission system operators, as well as data and all relevant information relating to the physical flows in transmission system operators’ networks and the cost of the networks.
The Commission shall fix a reasonable time limit within which the information is to be provided, taking into account the complexity of the information required and the urgency with which the information is needed.
2.   If the Member State or the regulatory authority concerned does not provide the information referred to in paragraph 1 within the given time-limit pursuant to paragraph 1 of this Article, the Commission may request all information necessary for the purpose of Article 13(4) and Article 18 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 22(2) for supplying incorrect, incomplete or misleading information. The Commission shall fix a reasonable time-limit taking into account the complexity of the information required and the urgency with which the information is needed.
4.   The owners of the undertakings or their representatives and, in the case of legal persons, the persons authorised to represent them by law or by their instrument of incorporation, shall supply the information requested. Where lawyers duly authorised so to act supply the information on behalf of their clients, 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 fixed 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 fix an appropriate time-limit within which it is to be supplied. It shall indicate the penalties provided for in Article 22(2). It shall also indicate the right to have the decision reviewed by the Court of Justice of the European Communities.
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 Article 13(4) and Article 18.
The Commission shall not disclose information acquired pursuant to this Regulation of the kind covered by the obligation of professional secrecy.
Article 21
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 herein or in the Guidelines referred to in Article 18.
Article 22
Penalties
1.   Without prejudice to paragraph 2, the Member States shall lay down rules on penalties applicable to infringements of the provisions of this Regulation and shall take all measures necessary to ensure that those provisions are implemented. The penalties provided for must be effective, proportionate and dissuasive. The Member States shall notify the Commission by 1 July 2004 of those rules corresponding to the provisions laid down in Regulation (EC) No 1228/2003 and shall notify the Commission without delay of any subsequent amendment affecting them. They shall notify the Commission of those rules not corresponding to the provisions laid down in Regulation (EC) No 1228/2003 by 3 March 2011 and shall notify the Commission 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, they supply incorrect, incomplete or misleading information in response to a request made pursuant to Article 20(3) or fail to supply information within the time-limit fixed by a decision adopted pursuant to the first subparagraph of Article 20(5).
In setting the amount of a fine, the Commission shall have regard to the gravity of the failure to comply with the requirements of the first subparagraph.
3.   Penalties provided for pursuant to paragraph 1 and decisions taken pursuant to paragraph 2 shall not be of a criminal law nature.
Article 23
Committee procedure
1.   The Commission shall be assisted by the committee set up by Article 46 of Directive 2009/72/EC.
2.   Where reference is made to this paragraph, Article 5a(1) to (4), and Article 7 of Decision 1999/468/EC shall apply, having regard to the provisions of Article 8 thereof.
Article 24
Commission report
The Commission shall monitor the implementation of this Regulation. In its report under Article 47(6) of Directive 2009/72/EC, the Commission shall also report on the experience gained in the application of this Regulation. In particular the report shall examine to what extent this Regulation has been successful in ensuring non-discriminatory and cost-reflective network access conditions for cross border exchanges of electricity in order to contribute to customer choice in a well- functioning internal market in electricity and to long-term security of supply, as well as to what extent effective locational signals are in place. If necessary, the report shall be accompanied by appropriate proposals and/or recommendations.
Article 25
Repeal
Regulation (EC) No 1228/2003 shall be repealed from 3 March 2011. References made to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table in Annex II.
Article 26
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
It shall apply from 3 March 2011.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 13 July 2009.
For the European Parliament
The President
H.-G. PÖTTERING
For the Council
The President
E. ERLANDSSON
(
1
)
  
            
OJ C 211, 19.8.2008, p. 23
.
(
2
)
  
            
OJ C 172, 5.7.2008, p. 55
.
(
3
)
  Opinion of the European Parliament of 18 June 2008 (not yet published in the Official Journal), Council Common Position of 9 January 2009 (
OJ C 75 E, 31.3.2009, p. 16
) and Position of the European Parliament of 22 April 2009 (not yet published in the Official Journal). Council Decision of 25 June 2009.
(
4
)
  
            
OJ L 176, 15.7.2003, p. 37
.
(
5
)
  
            
OJ L 176, 15.7.2003, p. 1
.
(
6
)
  See page 1 of this Official Journal.
(
7
)
  
            
OJ L 184, 17.7.1999, p. 23
.
(
8
)
  See page 55 of this Official Journal.
(
9
)
  
            
OJ L 262, 22.9.2006, p. 1
.
(
10
)
  
            
OJ L 27, 30.1.1997, p. 20
.
ANNEX I
GUIDELINES ON THE MANAGEMENT AND ALLOCATION OF AVAILABLE TRANSFER CAPACITY OF INTERCONNECTIONS BETWEEN NATIONAL SYSTEMS
1.   General Provisions
1.1.   Transmission system operators (TSOs) shall endeavour to accept all commercial transactions, including those involving cross-border-trade.
1.2.   When there is no congestion, there shall be no restriction of access to the interconnection. Where this is usually the case, there need be no permanent general allocation procedure for access to a cross-border transmission service.
1.3.   Where scheduled commercial transactions are not compatible with secure network operation, the TSOs shall alleviate congestion in compliance with the requirements of network operational security while endeavouring to ensure that any associated costs remain at an economically efficient level. Curative re-dispatching or countertrading shall be envisaged in case lower cost measures cannot be applied.
1.4.   If structural congestion appears, appropriate congestion-management methods and arrangements defined and agreed upon in advance shall be implemented immediately by the TSOs. The congestion-management methods shall ensure that the physical power flows associated with all allocated transmission capacity comply with network security standards.
1.5.   The methods adopted for congestion management shall give efficient economic signals to market participants and TSOs, promote competition and be suitable for regional and Community-wide application.
1.6.   No transaction-based distinction shall be applied in congestion management. A particular request for transmission service shall be denied only when the following cumulative conditions are fulfilled:
(a)
the incremental physical power flows resulting from the acceptance of that request imply that secure operation of the power system may no longer be guaranteed, and
(b)
the monetary value of the request in the congestion-management procedure is lower than all other requests intended to be accepted for the same service and conditions.
1.7.   When defining appropriate network areas in and between which congestion management is to apply, TSOs shall be guided by the principles of cost-effectiveness and minimisation of negative impacts on the internal market in electricity. Specifically, TSOs shall not limit interconnection capacity in order to solve congestion inside their own control area, save for the abovementioned reasons and reasons of operational security 
(
1
)
. If such a situation occurs, this shall be described and transparently presented by the TSOs to all the system users. Such a situation shall be tolerated only until a long-term solution is found. The methodology and projects for achieving the long-term solution shall be described and transparently presented by the TSOs to all the system users.
1.8.   When balancing the network inside the control area through operational measures in the network and through re-dispatching, the TSO shall take into account the effect of those measures on neighbouring control areas.
1.9.   By 1 January 2008, mechanisms for the intra-day congestion management of interconnector capacity shall be established in a coordinated way and under secure operational conditions, in order to maximise opportunities for trade and to provide for cross-border balancing.
1.10.   The national regulatory authorities shall regularly evaluate the congestion-management methods, paying particular attention to compliance with the principles and rules established in this Regulation and those Guidelines and with the terms and conditions set by the regulatory authorities themselves under those principles and rules. Such evaluation shall include consultation of all market participants and dedicated studies.
2.   Congestion-management methods
2.1.   Congestion-management methods shall be market-based in order to facilitate efficient cross-border trade. For that purpose, capacity shall be allocated only by means of explicit (capacity) or implicit (capacity and energy) auctions. Both methods may coexist on the same interconnection. For intra-day trade continuous trading may be used.
2.2.   Depending on competition conditions, the congestion-management mechanisms may need to allow for both long and short-term transmission capacity allocation.
2.3.   Each capacity-allocation procedure shall allocate a prescribed fraction of the available interconnection capacity plus any remaining capacity not previously allocated and any capacity released by capacity holders from previous allocations.
2.4.   TSOs shall optimise the degree to which capacity is firm, taking into account the obligations and rights of the TSOs involved and the obligations and rights of market participants, in order to facilitate effective and efficient competition. A reasonable fraction of capacity may be offered to the market at a reduced degree of firmness, but the exact conditions for transport over cross-border lines shall, at all times, be made known to market participants.
2.5.   The access rights for long and medium-term allocations shall be firm transmission capacity rights. They shall be subject to the use-it-or-lose-it or use-it-or-sell-it principles at the time of nomination.
2.6.   TSOs shall define an appropriate structure for the allocation of capacity between different timeframes. This may include an option for reserving a minimum percentage of interconnection capacity for daily or intra-daily allocation. Such an allocation structure shall be subject to review by the respective regulatory authorities. In drawing up their proposals, the TSOs shall take into account:
(a)
the characteristics of the markets;
(b)
the operational conditions, such as the implications of netting firmly declared schedules;
(c)
the level of harmonisation of the percentages and timeframes adopted for the different capacity-allocation mechanisms in place.
2.7.   Capacity allocation shall not discriminate between market participants that wish to use their rights to make use of bilateral supply contracts or to bid into power exchanges. The highest value bids, whether implicit or explicit in a given timeframe, shall be successful.
2.8.   In regions where forward financial electricity markets are well developed and have shown their efficiency, all interconnection capacity may be allocated through implicit auctioning.
2.9.   Other than in the case of new interconnectors which benefit from an exemption under Article 7 of Regulation (EC) No 1228/2003 or Article 17 of this Regulation, establishing reserve prices in capacity-allocation methods shall not be allowed.
2.10.   In principle, all potential market participants shall be permitted to participate in the allocation process without restriction. To avoid creating or aggravating problems related to the potential use of dominant position of any market player, the relevant regulatory and/or competition authorities, where appropriate, may impose restrictions in general or on an individual company on account of market dominance.
2.11.   Market participants shall firmly nominate their use of the capacity to the TSOs by a defined deadline for each timeframe. That deadline shall be such that TSOs are able to reassign unused capacity for reallocation in the next relevant timeframe — including intra-day sessions.
2.12.   Capacity shall be freely tradable on a secondary basis, provided that the TSO is informed sufficiently in advance. Where a TSO refuses any secondary trade (transaction), this must be clearly and transparently communicated and explained to all the market participants by that TSO and notified to the regulatory authority.
2.13.   The financial consequences of failure to honour obligations associated with the allocation of capacity shall be attributed to those 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 on a secondary basis or give the capacity back in due time, they shall lose the rights to such capacity and pay a cost-reflective charge. Any cost-reflective charges for the non-use of capacity shall be justified and proportionate. Likewise, if a TSO does not fulfil its obligation, it shall be liable to compensate the market participant for the loss of capacity rights. No consequential losses shall 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 national regulatory authority or authorities.
3.   Coordination
3.1.   Capacity allocation at an interconnection shall be coordinated and implemented using common allocation procedures by the TSOs involved. In cases where commercial exchanges between two countries (TSOs) are expected to affect physical flow conditions in any third-country (TSO) significantly, congestion-management methods shall be coordinated between all the TSOs so affected through a common congestion-management procedure. National regulatory authorities and TSOs shall ensure that no congestion-management procedure with significant effects on physical electric power flows in other networks is devised unilaterally.
3.2.   A common coordinated congestion-management method and procedure for the allocation of capacity to the market at least annually, monthly and day-ahead shall be applied by 1 January 2007 between countries in the following regions:
(a)
Northern Europe (i.e. Denmark, Sweden, Finland, Germany and Poland),
(b)
North-West Europe (i.e. Benelux, Germany and France),
(c)
Italy (i.e. Italy, France, Germany, Austria, Slovenia and Greece),
(d)
Central Eastern Europe (i.e. Germany, Poland, Czech Republic, Slovakia, Hungary, Austria and Slovenia),
(e)
South-West Europe (i.e. Spain, Portugal and France),
(f)
UK, Ireland and France,
(g)
Baltic states (i.e. Estonia, Latvia and Lithuania).
At an interconnection involving countries belonging to more than one region, the congestion-management method applied may differ in order to ensure the compatibility with the methods applied in the other regions to which those countries belong. In that case, the relevant TSOs shall propose the method which shall be subject to review by the relevant regulatory authorities.
3.3.   The regions referred to in point 2.8. may allocate all interconnection capacity through day-ahead allocation.
3.4.   Compatible congestion-management procedures shall be defined in all those seven regions with a view to forming a truly integrated internal market in electricity. Market participants shall not be confronted with incompatible regional systems.
3.5.   With a view to promoting fair and efficient competition and cross-border trade, coordination between TSOs within the regions set out in point 3.2. shall include all the steps from capacity calculation and optimisation of allocation to secure operation of the network, with clear assignments of responsibility. Such coordination shall include, in particular:
(a)
the use of a common transmission model dealing efficiently with interdependent physical loop-flows and having regard to discrepancies between physical and commercial flows,
(b)
allocation and nomination of capacity to deal efficiently with interdependent physical loop-flows,
(c)
identical obligations on capacity holders to provide information on their intended use of the capacity, i.e. nomination of capacity (for explicit auctions),
(d)
identical timeframes and closing times,
(e)
identical structure for the allocation of capacity among different timeframes (for example, 1 day, 3 hours, 1 week, etc.) and in terms of blocks of capacity sold (amount of power in MW, MWh, etc.),
(f)
consistent contractual framework with market participants,
(g)
verification of flows to comply with the network security requirements for operational planning and for real-time operation,
(h)
accounting and settlement of congestion-management actions.
3.6.   Coordination shall also include the exchange of information between TSOs. The nature, time and frequency of information exchange shall be compatible with the activities set out in point 3.5 and the functioning of the electricity markets. That information exchange shall, in particular, enable the TSOs to make the best possible forecast of the global network situation in order to assess the flows in their network and the available interconnection capacities. Any TSO collecting information on behalf of other TSOs shall give back to the participating TSO the results of the collection of data.
4.   Timetable for market operations
4.1.   The allocation of the available transmission capacity shall take place sufficiently in advance. Prior to each allocation, the involved TSOs shall, jointly, publish the capacity to be allocated, taking into account where appropriate the capacity released from any firm transmission rights and, where relevant, associated netted nominations, along with any time periods during which the capacity will be reduced or not available (for the purpose of maintenance, for example).
4.2.   Having full regard to network security, the nomination of transmission rights shall take place sufficiently in advance, before the day-ahead sessions of all the relevant organised markets and before the publication of the capacity to be allocated under the day-ahead or intra-day allocation mechanism. Nominations of transmission rights in the opposite direction shall be netted in order to make efficient use of the interconnection.
4.3.   Successive intra-day allocations of available transmission capacity for day D shall take place on days D-1 and D, after the issuing of the indicated or actual day-ahead production schedules.
4.4.   When preparing day-ahead network operation, the TSOs shall exchange information with neighbouring TSOs, including their forecast network topology, the availability and forecasted production of generation units, and load flows in order to optimise the use of the overall network through operational measures in compliance with the rules for secure network operation.
5.   Transparency
5.1.   TSOs shall publish all relevant data related to network availability, network access and network use, including a report on where and why congestion exists, the methods applied for managing the congestion and the plans for its future management.
5.2.   TSOs shall publish a general description of the congestion-management method applied under different circumstances for maximising the capacity available to the market, and a general scheme for the calculation of the interconnection capacity for the different timeframes, based upon the electrical and physical realities of the network. Such a scheme shall be subject to review by the regulatory authorities of the Member States concerned.
5.3.   The congestion management and capacity-allocation procedures in use, together with the times and procedures for applying for capacity, a description of the products offered and the obligations and rights of both the TSOs and the party obtaining the capacity, including the liabilities that accrue upon failure to honour obligations, shall be described in detail and made available in a transparent manner to all potential network users by TSOs.
5.4.   The operational and planning security standards shall form an integral part of the information that TSOs publish in an open and public document. That document shall also be subject to review of the national regulatory authorities.
5.5.   TSOs shall publish all relevant data concerning cross-border trade on the basis of the best possible forecast. In order to fulfil that obligation the market participants concerned shall provide the TSOs with the relevant data. The manner in which such information is published shall be subject to review by the regulatory authorities. TSOs shall publish at least:
(a)
annually: information on the long-term evolution of the transmission infrastructure and its impact on cross-border transmission capacity;
(b)
monthly: month- and year-ahead forecasts of the transmission capacity available to the market, taking into account all relevant information available to the TSO at the time of the forecast calculation (for example, impact of summer and winter seasons on the capacity of lines, maintenance of the network, availability of production units, etc.);
(c)
weekly: week-ahead forecasts of the transmission capacity available to the market, taking into account all relevant information available to the TSOs at the time of calculation of the forecast, such as the weather forecast, planned network maintenance work, availability of production units, etc.;
(d)
daily: day-ahead and intra-day transmission capacity available to the market for each market time unit, taking into account all netted day-ahead nominations, day-ahead production schedules, demand forecasts and planned network maintenance work;
(e)
total capacity already allocated, by market time unit, and all relevant conditions under which that capacity may be used (for example, auction clearing price, obligations on how to use the capacity, etc.), so as to identify any remaining capacity;
(f)
allocated capacity as soon as possible after each allocation, as well as an indication of prices paid;
(g)
total capacity used, by market time unit, immediately after nomination;
(h)
as closely as possible to real time: aggregated realised commercial and physical flows, by market time unit, including a description of the effects of any corrective actions taken by the TSOs (such as curtailment) for solving network or system problems;
(i)
ex-ante information on planned outages and ex-post information for the previous day on planned and unplanned outages of generation units larger than 100 MW.
5.6.   All relevant information shall be available for the market in due time for the negotiation of all transactions (such as the time of negotiation of annual supply contracts for industrial customers or the time when bids have to be sent into organised markets).
5.7.   The TSO shall publish the relevant information on forecast demand and on generation according to the timeframes referred to in points 5.5 and 5.6. The TSO shall also publish the relevant information necessary for the cross-border balancing market.
5.8.   When forecasts are published, the ex post realised values for the forecast information shall also be published in the time period following that to which the forecast applies or at the latest on the following day (D + 1).
5.9.   All information published by the TSOs shall be made freely available in an easily accessible form. All data shall also be accessible through adequate and standardised means of information exchange, to be defined in close cooperation with market participants. The data shall include information on past time periods with a minimum of two years, so that new market entrants may also have access to such data.
5.10.   TSOs shall exchange regularly a set of sufficiently accurate network and load flow data in order to enable load flow calculations for each TSO in their relevant area. The same set of data shall be made available to the regulatory authorities and to the Commission upon request. The regulatory authorities and the Commission shall ensure the confidential treatment of that set of data, by themselves and by any consultant carrying out analytical work for them on the basis of those data.
6.   Use of congestion income
6.1.   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 7 of Regulation (EC) No 1228/2003 or Article 17 of this Regulation. 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.
6.2.   National regulatory authorities shall be transparent regarding the use of revenues resulting from the allocation of interconnection capacity.
6.3.   The congestion income shall be shared among the TSOs involved in accordance with criteria agreed between the TSOs involved and reviewed by the respective regulatory authorities.
6.4.   TSOs shall clearly establish beforehand the use they will make of any congestion income they may obtain and report on the actual use of that income. Regulatory authorities shall verify that such use complies with this Regulation and those Guidelines and that the total amount of congestion income resulting from the allocation of interconnection capacity is devoted to one or more of the three purposes set out in Article 16(6) of this Regulation.
6.5.   On an annual basis, and by 31 July each year, the regulatory authorities shall publish a report setting out the amount of revenue collected for the 12-month period up to 30 June of the same year and the use made of the revenues in question, together with verification that that use complies with this Regulation and those Guidelines and that the total amount of congestion income is devoted to one or more of the three prescribed purposes.
6.6.   The use of congestion income for investment to maintain or increase interconnection capacity shall preferably be assigned to specific predefined projects which contribute to relieving the existing associated congestion and which may also be implemented within a reasonable time, particularly as regards the authorisation process.
(
1
)
  Operational security means ‘keeping the transmission system within agreed security limits’.
ANNEX II
CORRELATION TABLE
Regulation (EC) No 1228/2003
This Regulation
Article 1
Article 1
Article 2
Article 2
—
Article 3
—
Article 4
—
Article 5
—
Article 6
—
Article 7
—
Article 8
—
Article 9
—
Article 10
—
Article 11
—
Article 12
Article 3
Article 13
Article 4
Article 14
Article 5
Article 15
Article 6
Article 16
Article 7
Article 17
Article 8
Article 18
Article 9
Article 19
Article 10
Article 20
Article 11
Article 21
Article 12
Article 22
Article 13
Article 23
Article 14
Article 24
—
Article 25
Article 15
Article 26
Annex
Annex I

Summary:
Cross-border exchanges in electricity
SUMMARY OF:
Regulation (EC) No 714/2009 — conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
It aims to lay down rules for cross-border exchanges in electricity with a view to improving competition and harmonisation in the EU’s single market for electricity.
KEY POINTS
Certification of transmission system operators (TSOs)
National regulatory authorities send the 
European Commission
 notification of decisions concerning the certification of a transmission system operators (TSO)
*
. The Commission has 2 months to deliver its opinion to the national regulatory authority. The authority then adopts the final decision concerning the certification of the TSO.
European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSOE)
The ENTSOE is responsible for managing the electricity transmission system and for allowing the trading and supply of electricity across borders in the EU.
Tasks of the ENTSOE
The ENTSOE is responsible for drawing up and/or adopting:
network codes
*
, upon request from the Commission, and based on 
guidelines
 prepared by the 
Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER)
 or the Commission;
common 
network operation
 tools;
a 10-year 
network development plan
;
recommendations relating to the 
coordination of technical cooperation
 between EU TSOs;
an 
annual work programme
;
an 
annual report
;
annual summer and winter 
generation supply outlooks
.
ACER reviews all network codes developed by ENTSOE. If it is satisfied that it meets the guidelines, ACER submits it to the Commission recommending its adoption.
Regional cooperation of transmission system operators
TSOs must establish regional cooperation within the ENTSOE and publish a regional investment plan every 2 years, on which investments may be based.
Inter-transmission system operator compensation mechanism and charges for access to the networks
TSOs receive 
compensation
 
for costs incurred
 as a result of hosting cross-border flows of electricity on their networks. The compensation is paid by the operators of national transmission systems from which cross-border flows originate. The costs are established on the basis of forecasted costs. Charges for access to networks are also applied by network operators.
General principles of congestion management
Network congestion
*
 problems are to be addressed with non-discriminatory solutions based on mechanisms which give economic signals to the market participants and TSOs. Once capacity is allocated, it can only be ‘curtailed’ by a TSOs in emergency situations once all other reasonable alternatives have been exhausted to deal with the issue. In the event of curtailment of allocated capacity, compensation must be paid to market participants except in cases of 
force majeure
.
Rules for new interconnectors
New interconnectors
*
 may request a temporary 
exemption
 from the general rules governing the use of congestion revenues, the unbundling
*
 of distribution systems and TSOs and third-party access. Exemption would be on the condition that:
the investment increases competition in electricity supply;
the investment would not take place without the exemption;
the interconnection must be owned by a natural or legal person separate from the relevant TSOs;
charges are levied on users of the interconnection;
the exemption must not adversely affect competition or the effective functioning of the internal market, or the efficient functioning of the regulated system to which the interconnector is linked.
There is a general obligation to make available to market participants the maximum possible capacity of interconnectors for cross-border flows, while respecting safety standards related to the secure operation of the network.
National regulatory authorities send the Commission draft decisions concerning the 
exemption of a new interconnector
 from all or part of the following rules:
ownership unbundling,
tariff regulation,
third-party access,
use of congestion revenues.
The Commission has 2 months to request the national regulatory authority to amend or withdraw the exemption. The authority then adopts the final decision concerning the exemption.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
It has applied since 3 March 2011. It repeals Regulation (EC) No 
1228/2003
 with effect from 2 March 2011.
KEY TERMS
Transmission system operator (TSO):
 companies responsible for the networks used to transmit electricity.
Network codes:
These include rules and procedures relating, for example, to:
                
network security and reliability;
data exchanges;
capacity allocation and congestion management;
trading related to network access services and system balancing;
transparency;
harmonised transmission tariff structures;
energy efficiency regarding electricity networks.
Network codes are adopted by 
comitology
. They take the form of binding Commission 
regulations
.
Congestion:
 bottlenecks, which can arise where an interconnection linking national transmission networks cannot accommodate all physical flows resulting from international trade requested by market participants. This can be due to a lack of capacity of the interconnectors and/or the national transmission systems concerned. Pricing mechanisms are used to relieve congestion.
Interconnector:
 a transmission line, which spans the border between 2 EU countries and connects their national transmission systems.
Unbundling:
 unbundling is the separation of ownership of the energy transmission and distribution networks. This ensures that they are independent in terms of organisation and decision-making.
MAIN DOCUMENT
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, pp. 15-35)
Successive amendments to Regulation (EC) No 714/2009 have been incorporated in the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
RELATED DOCUMENTS
Commission Regulation (EU) No 
838/2010
 of 23 September 2010 on laying down guidelines relating to the inter-transmission system operator compensation mechanism and a common regulatory approach to transmission charging (OJ L 250, 24.9.2010, pp. 5-11)
last update 08.05.2018

--- DANISH ---

Document:
14.8.2009
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 211/15
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
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om oprettelse af Det Europæiske Fællesskab, særlig artikel 95,
under henvisning til forslag fra Kommissionen,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
,
efter proceduren i traktatens artikel 251 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Formålet med det indre marked for elektricitet, som siden 1999 gradvis har taget form, er at stille reelle valgmuligheder til rådighed for alle forbrugere i Fællesskabet, privatpersoner som erhvervsdrivende, 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.
(2)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for elektricitet 
(
4
)
 og Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 1228/2003 af 26. juni 2003 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling 
(
5
)
 har bidraget væsentligt til skabelsen af et sådant indre marked for elektricitet.
(3)
På nuværende tidspunkt er der dog hindringer for salget af elektricitet på lige vilkår og uden diskrimination eller ugunstige betingelser i Fællesskabet. Navnlig kan endnu ikke alle medlemsstaterne sikre ikke-diskriminerende netadgang og myndighedstilsyn på samme effektive niveau, ligesom der stadig findes isolerede markeder.
(4)
Kommissionens meddelelse af 10. januar 2007»En energipolitik for Europa« fremhævede, hvor vigtigt det er at fuldføre det indre marked for elektricitet og skabe lige vilkår for alle elektricitetsvirksomheder i Fællesskabet. Kommissionens meddelelser af 10. januar 2007»Udsigterne for det indre gas- og elmarked« og »Undersøgelse i henhold til artikel 17 i forordning (EF) nr. 1/2003 af den europæiske gas- og elsektor (endelig rapport)« viste, at de nuværende regler og foranstaltninger hverken skaber de fornødne rammer eller sikrer etablering af sammenkoblingskapacitet, således at målet om et velfungerende, effektivt og åbent indre marked kan opfyldes.
(5)
Udover en effektiv gennemførelse af de nuværende retlige rammer, bør de retlige rammer for det indre marked for elektricitet, der findes i forordning (EF) nr. 1228/2003, tilpasses i tråd med disse meddelelser.
(6)
Navnlig kræves der øget samarbejde og samordning mellem transmissionssystemoperatørerne, så der etableres netregler for tilvejebringelse og forvaltning af effektiv og gennemsigtig adgang til transmissionsnet på tværs af grænserne, og sikres en samordnet og tilstrækkelig fremsynet planlægning og holdbar teknisk udvikling af transmissionssystemet i Fællesskabet, herunder etablering af sammenkoblingskapacitet, under behørig hensyntagen til miljøet. Netreglerne bør være i tråd med de overordnede retningslinjer, som efter deres beskaffenhed er ikke-bindende (»overordnede retningslinjer«), og som er opstillet af Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder, der er oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 af 13. juli 2009 om oprettelse af et agentur for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder 
(
6
)
 (»agenturet«). Agenturet bør deltage i det gennemsyn, der på grundlag af faktiske omstændigheder foretages af udkastet til netregler, herunder disses overholdelse af de overordnede retningslinjer, og det bør have mulighed for at indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. Agenturet 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.
(7)
Der bør oprettes et europæisk net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (»ENTSO for elektricitet«) til sikring af, at elektricitetstransmissionsnettet forvaltes optimalt, og der åbnes mulighed for elektricitetshandel og elektricitetsforsyning på tværs af grænserne i Fællesskabet. ENTSO for elektricitets opgaver bør løses i overensstemmelse med Fællesskabets 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, gennemsigtigt og er repræsentativt. 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 ikke-bindende tiårige europæiske 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.
(8)
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 Union for the Coordination of Transmission of Electricity, nationale reguleringsmyndigheder eller agenturet, bør spille en vigtig rolle.
(9)
For at sikre en større gennemsigtighed omkring elektricitetstransmissionsnettet i Fællesskabet bør ENTSO for elektricitet udarbejde, offentliggøre og regelmæssigt ajourføre en ikke-bindende tiårig europæisk netudviklingsplan (»europæisk netudviklingsplan«). Gennemførlige elektricitetstransmissionsnet og nødvendige regionale samkøringslinjer, der er relevante fra et kommercielt eller forsyningssikkerhedsmæssigt synspunkt, bør medtages i denne netudviklingsplan.
(10)
I denne forordning fastsættes grundprincipperne for tarifering og kapacitetsfordeling, 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.
(11)
På et åbent, konkurrencepræget marked bør transmissionssystemoperatørerne have kompensation for omkostningerne ved at huse grænseoverskridende elektricitetsstrømme i deres net af de transmissionssystemoperatører, hvorfra de grænseoverskridende strømme kommer, og de systemer, hvor de pågældende strømme ender.
(12)
Når de nationale nettariffer fastsættes, skal der tages hensyn til de udbetalinger og indtægter, der skyldes kompensationer mellem transmissionssystemoperatørerne.
(13)
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.
(14)
Et passende system med langsigtede lokaliseringsfremmende signaler vil være nødvendigt og bør baseres på det princip, at niveauet for netadgangsafgifter i princippet skal afspejle balancen mellem produktion og forbrug i det pågældende område på grundlag af en differentiering af netadgangsafgifterne for producenterne og/eller forbrugerne.
(15)
Det vil ikke være hensigtsmæssigt at benytte afstandsbestemte tariffer eller, forudsat der er indført relevante lokaliseringsfremmende signaler, en særlig tarif, der kun skal betales af eksportørerne eller importørerne, ud over den generelle afgift for adgang til det nationale netværk.
(16)
Hvis konkurrencen på det indre marked for elektricitet skal fungere effektivt, er det nødvendigt, at tarifferne for markedsadgang inklusive samkøringslinjerne i transmissionssystemet anvendes på gennemsigtig måde og uden forskelsbehandling. Den disponible kapacitet på disse linjer bør være den størst mulige, som er forenelig med standarderne for sikker netdrift.
(17)
Det er vigtigt at undgå, at afvigende standarder for sikkerhed, funktion og planlægning anvendt af transmissionssystemoperatører i medlemsstaterne fører til konkurrenceforvridning. Desuden bør ledig overførselskapacitet og sikkerheds-, planlægnings- og driftsstandarder, som berører den, kunne overskues af markedsdeltagerne.
(18)
Det fremgår af den markedsovervågning, som de nationale regulerende myndigheder og Kommissionen har foretaget i de senere år, at de nuværende gennemsigtighedskrav og regler om infrastrukturadgang ikke er tilstrækkelige til at sikre et egentligt velfungerende, åbent og effektivt indre marked for elektricitet.
(19)
Lige adgang til information om systemets aktuelle fysiske kapacitet og effektivitet er en forudsætning for, at alle markedsdeltagerne kan vurdere den generelle efterspørgsels- og udbudssituation og afdække årsagerne til bevægelser i engrosprisen. Heri indgår mere nøjagtig information om elektricitetsproduktion, -udbud og -efterspørgsel, herunder prognoser, netkapacitet og kapacitet på samkøringslinjerne, strømme og vedligeholdelse samt balance- og reservekapacitet.
(20)
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 rummer oplysninger om forsyningsvirksomhedernes forretningsbeslutninger. På elektricitetsmarkedet træffes mange relevante afgørelser af producenterne, som bør holde oplysninger i forbindelse hermed til rådighed og lettilgængelige for de kompetente myndigheder i et nærmere bestemt tidsrum. De kompetente myndigheder bør endvidere regelmæssigt overvåge transmissionssystemoperatørernes overholdelse af reglerne. Små producenter, der ikke har nogen reel mulighed for at forvride markedet, bør undtages fra denne pligt.
(21)
Der bør være regler for anvendelsen af indtægter, der skyldes procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, medmindre samkøringslinjens særlige art berettiger en undtagelse fra disse regler.
(22)
Håndteringen af kapacitetsproblemer bør give transmissionssystemoperatørerne og markedsdeltagerne de rigtige økonomiske signaler og bør være baseret på markedsmekanismerne.
(23)
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 jævnstrømsforbindelser kan få for konkurrencen og forsyningssikkerheden, bør der ske en afprøvning af markedsinteressen i projektplanlægningsfasen og vedtages regler om håndtering af kapacitetsbegrænsninger. Hvis jævnstrømsforbindelserne findes på mere end én medlemsstats territorium, bør agenturet 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 forsynings- og produktionsinteresser midlertidigt kunne undtages fra at anvende adskillelsesreglerne fuldt ud, når det drejer sig om sådanne projekter. Undtagelser, der er indrømmet i henhold til forordning (EF) nr. 1228/2003, videreføres indtil den planlagte udløbsdato i beslutningen om undtagelse.
(24)
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 medlemsstaternes regulerende myndigheder inddrages i denne proces i givet fald via deres europæiske sammenslutning. 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.
(25)
De nationale regulerende myndigheder bør sørge for, at denne forordnings bestemmelser og de retningslinjer, som vedtages i medfør af den, overholdes.
(26)
Medlemsstaterne og de kompetente nationale myndigheder bør forpligtes til at fremsende relevante oplysninger til Kommissionen. Kommissionen bør behandle disse oplysninger fortroligt. Kommissionen bør desuden, hvis det er nødvendigt, kunne indhente de relevante oplysninger direkte hos de pågældende virksomheder, så længe de kompetente nationale myndigheder orienteres.
(27)
Medlemsstaterne bør fastsætte, hvilke sanktioner der skal anvendes ved overtrædelse af denne forordning, og sikre, at de iværksættes. Sanktionerne skal være effektive, stå i rimeligt forhold til overtrædelsernes grovhed og have afskrækkende virkning.
(28)
De nødvendige foranstaltninger til gennemførelse af denne forordning bør vedtages i overensstemmelse med Rådets afgørelse 1999/468/EF af 28. juni 1999 om fastsættelse af de nærmere vilkår for udøvelsen af de gennemførelsesbeføjelser, der tillægges Kommissionen 
(
7
)
.
(29)
Kommissionen bør navnlig tillægges beføjelser til at fastsætte eller vedtage de retningslinjer, der er nødvendige for at tilvejebringe det mindstemål af harmonisering, som er nødvendigt for at nå målene med denne forordning. Da der er tale om generelle foranstaltninger, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den med nye ikke-væsentlige bestemmelser, skal foranstaltningerne vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 5a i afgørelse 1999/468/EF.
(30)
Målet for denne forordning, nemlig at indføre harmoniserede regler for grænseoverskridende elektricitetsudveksling, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, og kan derfor bedre nås på fællesskabsplan; Fællesskabet kan derfor træffe foranstaltninger i overensstemmelse med subsidiaritetsprincippet, jf. traktatens artikel 5. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. samme artikel, går denne forordning ikke ud over, hvad der er nødvendigt for at nå dette mål.
(31)
I betragtning af omfanget af de ændringer, der foretages i forordning (EF) nr. 1228/2003, bør de pågældende bestemmelser af hensyn til klarheden og overskueligheden omarbejdes ved at samle dem i en ny forordning —
UDSTEDT FØLGENDE FORORDNING:
Artikel 1
Genstand og anvendelsesområde
Denne forordning har til formål at:
a)
fastsætte fair regler for den 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. Dette indebærer indførelsen af en kompensationsordning for grænseoverskridende strømme af elektricitet og opstilling af harmoniserede principper for transmissionsafgifter på tværs af grænserne og for fordeling af ledig kapacitet på samkøringslinjerne mellem de nationale transmissionssystemer
b)
fremme udviklingen af et funktionsdygtigt og gennemsigtigt engrosmarked med et højt forsyningssikkerhedsniveau for elektricitet. Den indeholder mekanismer til harmonisering af disse regler for grænseoverskridende elektricitetsudveksling.
Artikel 2
Definitioner
1.   Definitionerne i artikel 2 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet 
(
8
)
 gælder også for denne forordning med undtagelse af definitionen af »samkøringslinje«, der erstattes med følgende:
—
»samkøringslinje«: transmissionslinje, som krydser eller spænder over en grænse mellem medlemsstater, og som forbinder medlemsstaternes nationale transmissionssystemer.
2.   I denne forordning forstås ved:
a)
»regulerende myndigheder«: de regulerende myndigheder, der er omhandlet i artikel 35, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF
b)
»grænseoverskridende strøm«: en fysisk strøm af elektricitet i en medlemsstats transmissionsnet forårsaget af indvirkning fra aktivitet hos producenter og/eller forbrugere uden for den pågældende medlemsstat på dennes transmissionsnet
c)
»kapacitetsbegrænsninger«: en situation, hvor en samkøringslinje, der forbinder nationale transmissionsnet, på grund af kapacitetsmangel i samkøringslinjerne og/eller de pågældende nationale transmissionssystemer ikke har kapacitet til at overføre alle de fysiske strømme, som den internationale handel, der ønskes af markedsdeltagere, fører med sig
d)
»anmeldt eksport«: afsendelse af elektricitet fra én medlemsstat med en underliggende aftale om, at der samtidig finder en tilsvarende anvendelse (»anmeldt import«) af elektricitet sted i en anden medlemsstat eller et tredjeland
e)
»anmeldt transit«: tilfælde, hvor der forekommer »anmeldt eksport« af elektricitet, og hvor den vej, der er udpeget til transaktionen, involverer et land, hvor der hverken vil finde afsendelse eller samtidig tilsvarende anvendelse af elektriciteten sted
f)
»anmeldt import«: anvendelse af elektricitet i en medlemsstat eller et tredjeland samtidig med afsendelse af elektricitet (»anmeldt eksport«) i en anden medlemsstat
g)
»ny samkøringslinje«: samkøringslinje, som ikke er etableret senest den 4. august 2003.
Udelukkende med henblik på den i artikel 13 omhandlede kompensationsordning mellem transmissionssystemoperatørerne, betragtes, såfremt to eller flere medlemsstaters transmissionsnet helt eller delvis indgår i én enkel kontrolblok, kontrolblokken som helhed udelukkende som en del af transmissionsnettet i en af de pågældende medlemsstater for at undgå, at strømme inden for kontrolblokke betragtes som grænseoverskridende strømme, jf. første afsnit, litra b), i dette stykke, og giver anledning til udbetaling af kompensation efter artikel 13. De pågældende regulerende myndigheder i de pågældende medlemsstater kan træffe afgørelse om, i hvilken af de pågældende medlemsstater kontrolblokken som helhed skal betragtes som en del af transmissionsnettet.
Artikel 3
Certificering af transmissionssystemoperatører
1.   Har Kommissionen modtaget en underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør i henhold til artikel 10, stk. 6, i direktiv 2009/72/EF, behandler den underretningen straks ved modtagelsen. Senest to måneder efter den dag, hvor en sådan underretning modtages, afgiver Kommissionen udtalelse til den relevante nationale regulerende myndighed om underretningens overensstemmelse med artikel 10, stk. 2, eller artikel 11, og artikel 9 i direktiv 2009/72/EF.
I forbindelse med udarbejdelsen af den i første afsnit nævnte udtalelse kan Kommissionen anmode agenturet om en udtalelse om den nationale regulerende myndigheds afgørelse. I så fald forlænges den i første afsnit nævnte periode på to måneder med to måneder.
Hvis der ikke inden for den i første og andet afsnit nævnte periode foreligger en udtalelse fra Kommissionen, anses Kommissionen for ikke at rejse indvendinger mod den regulerende myndigheds afgørelse.
2.   Senest to måneder efter at have modtaget en udtalelse fra Kommissionen vedtager den nationale 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/eller Kommissionen kan fra transmissionssystemoperatører og/eller virksomheder, der varetager produktions- eller forsyningsopgaver, 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 behandler forretningsmæssigt følsomme oplysninger fortroligt.
5.   Kommissionen kan vedtage retningslinjer med nærmere procedureregler for anvendelsen af stk. 1 og 2. Disse foranstaltninger, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
6.   Hvis Kommissionen har modtaget en underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør i henhold til artikel 9, stk. 10, i direktiv 2009/72/EF, træffer den en afgørelse vedrørende certificering. Den regulerende myndighed efterkommer Kommissionens afgørelse.
Artikel 4
Det europæiske net af elektricitetstransmissionssystemoperatører
Alle transmissionssystemoperatører samarbejder på fællesskabsplan gennem ENTSO for elektricitet for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for elektricitet og grænseoverskridende handel og sikre optimal forvaltning, samordnet drift og holdbar teknisk udvikling af det europæiske elektricitetstransmissionsnet.
Artikel 5
Oprettelse af ENTSO for elektricitet
1.   Elektricitetstransmissionssystemoperatørerne forelægger senest den 3. marts 2011 Kommissionen og agenturet et udkast til vedtægter for det kommende ENTSO for elektricitet, en liste over dets medlemmer og et udkast til dets forretningsorden, herunder proceduren for høring af andre interessenter.
2.   Senest to måneder efter dagen for modtagelsen forelægger agenturet efter formelt at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle interessenter, navnlig systembrugere og herunder kunder, Kommissionen en udtalelse om vedtægtsudkastet, medlemslisten og forretningsordensudkastet.
3.   Kommissionen afgiver udtalelse om vedtægtsudkastet, medlemslisten og forretningsordensudkastet under hensyntagen til agenturets udtalelse i henhold til stk. 2 og senest tre måneder efter dagen for modtagelsen af agenturets udtalelse.
4.   Senest tre måneder efter dagen for modtagelsen af Kommissionens udtalelse opretter transmissionssystemoperatørerne ENTSO for elektricitet og vedtager og offentliggør dets vedtægter og forretningsorden.
Artikel 6
Etablering af netregler
1.   Kommissionen fastlægger efter høring af agenturet ENTSO for elektricitet og de øvrige relevante interessenter en årlig prioritetsliste over de områder, der er anført i artikel 8, stk. 6, og som skal medtages i udviklingen af netregler.
2.   Kommissionen anmoder agenturet om inden for et rimeligt tidsrum på højst seks måneder at forelægge den ikke-bindende overordnede retningslinjer (»overordnede retningslinjer«) med klare og objektive principper i overensstemmelse med artikel 8, stk. 7, for udviklingen af netregler vedrørende de områder, der er identificeret på prioritetslisten. Alle overordnede retningslinjer skal bidrage til ikke-diskrimination, reel konkurrence og et effektivt fungerende marked. Kommissionen kan på begrundet anmodning fra agenturet forlænge dette tidsrum.
3.   Agenturet hører formelt ENTSO for elektricitet og andre relevante interessenter om de overordnede retningslinjer i en periode på mindst to måneder på en åben og gennemsigtig måde.
4.   Hvis Kommissionen finder, at de overordnede retningslinjer ikke bidrager til ikke-diskrimination, reel konkurrence og et effektivt fungerende marked, kan den anmode agenturet om at revidere de overordnede retningslinjer inden for et rimeligt tidsrum og genforelægge dem for Kommissionen.
5.   Hvis agenturet ikke forelægger eller genforelægger de overordnede retningslinjer inden for det tidsrum, som Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 2 eller 4, udarbejder Kommissionen de pågældende overordnede retningslinjer.
6.   Kommissionen anmoder ENTSO for elektricitet om at forelægge netregler, der er i tråd med de relevante overordnede retningslinjer, for agenturet inden for et rimeligt tidsrum på højst 12 måneder.
7.   Inden for en periode på tre måneder efter dagen for modtagelsen af netreglerne, hvor agenturet kan gennemføre en formel høring af de relevante interessenter, forelægger agenturet ENTSO for elektricitet en begrundet udtalelse om netreglerne.
8.   ENTSO for elektricitet kan ændre netreglerne i lyset af agenturets udtalelse og genforelægge dem for agenturet.
9.   Når agenturet er overbevist om, at netreglerne er i tråd med de relevante overordnede retningslinjer, forelægger agenturet netreglerne for Kommissionen og kan henstille, at de vedtages inden for et rimeligt tidsrum. Hvis Kommissionen ikke vedtager reglerne, angiver den årsagerne hertil.
10.   Hvis ENTSO for elektricitet ikke har udviklet netregler inden for det tidsrum, Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 6, kan Kommissionen anmode agenturet om at udarbejde et udkast til netregler på grundlag af de relevante overordnede retningslinjer. Agenturet kan indlede en yderligere høring i forbindelse med udarbejdelsen af et udkast til netregler i medfør af nærværende stykke. Agenturet forelægger et udkast til netregler, der er udarbejdet i henhold til dette stykke, for Kommissionen og kan henstille, at det vedtages.
11.   Kommissionen kan, hvis ENTSO for elektricitet eller agenturet ikke har udviklet netregler eller ikke har udarbejdet et udkast til netregler som omhandlet i stk. 10 i denne artikel, på eget initiativ eller efter henstilling fra agenturet i henhold til stk. 9 i denne artikel vedtage et eller flere sæt netregler på de områder, der er nævnt i artikel 8, stk. 6.
Når Kommissionen foreslår at vedtage netregler på eget initiativ, hører den agenturet, ENTSO for elektricitet og alle relevante interessenter om udkastet til netregler i et tidsrum på mindst to måneder. Disse foranstaltninger, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
12.   Denne artikel berører ikke Kommissionens ret til at vedtage og ændre retningslinjerne som fastlagt i artikel 18.
Artikel 7
Ændring af netregler
1.   Udkast til ændringer af alle netregler, der er vedtaget i henhold til artikel 6, kan forelægges for agenturet af personer, som vil kunne have en interesse i disse netregler, herunder ENTSO for elektricitet, transmissionssystemoperatører, systembrugere og forbrugere. Agenturet kan også foreslå ændringer på eget initiativ.
2.   Agenturet hører alle interessenter i overensstemmelse med artikel 10 i forordning (EF) nr. 713/2009. På baggrund af denne proces kan agenturet fremlægge begrundede forslag til ændringer for Kommissionen ledsaget af en redegørelse for sådanne forslags sammenhæng med målene for netreglerne i artikel 6, stk. 2.
3.   Kommissionen kan under hensyn til agenturets forslag vedtage ændringer af alle netregler, der er vedtaget i henhold til artikel 6. Disse foranstaltninger, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
4.   Behandlingen af forslag til ændringer som led i proceduren i artikel 23, stk. 2, er begrænset til de aspekter, der vedrører den foreslåede ændring. Disse foreslåede ændringer foregriber ikke andre ændringer, som Kommissionen måtte foreslå.
Artikel 8
Opgaver for ENTSO for elektricitet
1.   ENTSO for elektricitet udarbejder netregler på de i denne artikels stk. 6 nævnte områder på anmodning af Kommissionen i overensstemmelse med artikel 6, stk. 6.
2.   ENTSO for elektricitet kan udarbejde netregler på de i stk. 6 nævnte områder med henblik på at nå de i artikel 4 fastsatte mål; disse netregler vedrører ikke områder, der er omfattet af en anmodning fra Kommissionen. Disse netregler forelægges for agenturet med henblik på en udtalelse. ENTSO for elektricitet tager behørigt hensyn til denne udtalelse.
3.   ENTSO for elektricitet vedtager:
a)
fælles redskaber til driften af nettet for at sikre koordinering af nettets drift under normale forhold og i beredskabssituationer, herunder en fælles klassificeringsskala for forstyrrelser, og forskningsplaner
b)
en ikke-bindende tiårig europæisk netudviklingsplan (»europæisk netudviklingsplan«) hvert andet år, herunder en europæisk prognose for produktionens tilstrækkelighed
c)
henstillinger om koordineringen af teknisk samarbejde mellem transmissionssystemoperatører i Fællesskabet og i tredjelande
d)
et årligt arbejdsprogram
e)
en årsrapport
f)
årlige sommer- og vinterprognoser for produktionens tilstrækkelighed.
4.   Den europæiske prognose for produktionens tilstrækkelighed, jf. stk. 3, litra b), skal dække elektricitetssystemets samlede evne til at efterkomme den nuværende og forventede efterspørgsel efter elektricitet i den næste femårsperiode samt i perioden mellem fem og 15 år fra datoen for denne prognose. Den europæiske prognose for produktionens tilstrækkelighed skal bygge på de nationale prognoser for produktionens tilstrækkelighed, der er udarbejdet af hver enkelt transmissionssystemoperatør.
5.   Det årlige arbejdsprogram, jf. stk. 3, litra d), indeholder en liste over og beskrivelse af de netregler, der skal udarbejdes, og en plan for samordning af netdriften og af den forsknings- og udviklingsindsats, der skal gennemføres i det pågældende år, samt en vejledende tidsplan.
6.   Netreglerne, jf. stk. 1 og 2, dækker følgende områder, idet der om nødvendigt tages hensyn til særlige regionale forhold:
a)
regler om netsikkerhed og pålidelighed, herunder regler for den tekniske transmissionsreservekapacitet af hensyn til den operative netsikkerhed
b)
regler om nettilslutning
c)
regler for tredjepartsadgang
d)
regler om dataudveksling og afregning
e)
regler om interoperabilitet
f)
driftsprocedurer i beredskabssituationer
g)
regler om kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger
h)
regler om handel i forbindelse med teknisk og operativ levering af netadgangstjenester og systembalancering
i)
regler om gennemsigtighed
j)
regler om balancering, herunder netrelaterede regler om reservestrøm
k)
regler om harmoniserede transmissionstarifstrukturer, herunder regler om lokalitetsbestemte prissignaler og indbyrdes kompensation mellem transmissionssystemoperatører, og
l)
energieffektivitet i forbindelse med elektricitetsnet.
7.   Netreglerne udvikles for grænseoverskridende netspørgsmål og spørgsmål om markedsintegration og berører ikke medlemsstaternes ret til at udarbejde nationale netregler for spørgsmål, der ikke berører grænseoverskridende handel.
8.   ENTSO for elektricitet overvåger og analyserer gennemførelsen af de netregler og retningslinjer, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 6, stk. 11, og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette markedsintegrationen. ENTSO for elektricitet aflægger rapport til agenturet om resultaterne og redegør for resultaterne af analysen i årsberetningen, jf. stk. 3, litra e), i denne artikel.
9.   ENTSO for elektricitet stiller alle de oplysninger til rådighed, som agenturet har brug for til varetagelsen af sine opgaver i henhold til artikel 9, stk. 1.
10.   ENTSO for elektricitet vedtager og offentliggør en europæisk netudviklingsplan hvert andet år. Den europæiske netudviklingsplan omfatter modellering af det integrerede net, udvikling af scenarier, en europæisk prognose om produktionens tilstrækkelighed og en vurdering af systemets elasticitet.
Den europæiske netudviklingsplan skal navnlig:
a)
bygge på nationale investeringsplaner, der tager hensyn til regionale investeringsplaner, jf. artikel 12, stk. 1, og, hvor det er relevant, fællesskabsaspekter ved planlægningen af nettet, herunder retningslinjerne for de transeuropæiske net på energiområdet i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets beslutning nr. 1364/2006/EF 
(
9
)
b)
med hensyn til grænseoverskridende samkøringslinjer også bygge på de rimelige behov, som forskellige systembrugere kan have, og integrere langfristede forpligtelser fra investorer som omhandlet i artikel 8 og artikel 13 og 22 i direktiv 2009/72/EF
c)
redegøre for investeringsmangler, navnlig hvad den grænseoverskridende kapacitet angår.
Med henblik på andet afsnit, litra c), kan en gennemgang af de hindringer for øget grænseoverskridende kapacitet, som foranlediges af forskelle i godkendelsesprocedurer eller -praksis, vedlægges som bilag til den europæiske netudviklingsplan.
11.   Agenturet afgiver udtalelse om de nationale tiårige netudviklingsplaner med henblik på at vurdere deres overensstemmelse med den europæiske netudviklingsplan. Finder agenturet uoverensstemmelser mellem en national tiårig netudviklingsplan og den europæiske netudviklingsplan, kommer det om nødvendigt med henstillinger vedrørende ændring af den nationale tiårige netudviklingsplan eller den europæiske netudviklingsplan. Såfremt en sådan national tiårig netudviklingsplan er udarbejdet i overensstemmelse med artikel 22 i direktiv 2009/72/EF, henstiller agenturet til den kompetente nationale regulerende myndighed, at denne ændrer den nationale tiårige netudviklingsplan i overensstemmelse med artikel 22, stk. 7, i nævnte direktiv og underretter Kommissionen herom.
12.   ENTSO for elektricitet forelægger på Kommissionens anmodning denne sine synspunkter om vedtagelsen af retningslinjerne som fastlagt i artikel 18.
Artikel 9
Agenturets overvågningsopgaver
1.   Agenturet overvåger, hvordan ENTSO for elektricitet varetager sine opgaver, jf. artikel 8, stk. 1, 2 og 3, og aflægger rapport til Kommissionen.
Agenturet overvåger ENTSO for elektricitets gennemførelse af netregler, der er udarbejdet i henhold til artikel 8, stk. 2, og netregler, som er udarbejdet i overensstemmelse med artikel 6, stk. 1-10, men som ikke er vedtaget af Kommissionen i henhold til artikel 6, stk. 11. Hvis ENTSO for elektricitet ikke har gennemført sådanne netregler, anmoder agenturet ENTSO for elektricitet om at forelægge en behørigt begrundet redegørelse for, hvorfor det ikke er sket. Agenturet underretter Kommissionen om denne redegørelse og forelægger sin udtalelse hertil.
Agenturet overvåger og analyserer gennemførelsen af netreglerne og de retningslinjer, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 6, stk. 11, og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette markedsintegrationen samt ikke-diskrimination, reel konkurrence og et effektivt fungerende marked, og aflægger rapport til Kommissionen.
2.   ENTSO for elektricitet forelægger agenturet udkastet til europæisk netudviklingsplan og udkastet til det årlige arbejdsprogram, herunder oplysninger om høringsprocessen, samt de andre dokumenter, der er nævnt i artikel 8, stk. 3, med henblik på en udtalelse.
Agenturet forelægger inden for to måneder fra dagen for modtagelsen ENTSO for elektricitet og Kommissionen en behørigt begrundet udtalelse samt henstillinger, hvis det skønner, at udkastet til det årlige arbejdsprogram eller udkastet til europæisk netudviklingsplan, som ENTSO for elektricitet har forelagt, ikke bidrager til ikke-diskrimination, reel konkurrence, et effektivt fungerende marked eller tilstrækkelige grænseoverskridende samkøringslinjer, der er åbne for tredjepartsadgang.
Artikel 10
Høringer
1.   Ved udarbejdelsen af netreglerne, udkastet til europæisk netudviklingsplan og det årlige arbejdsprogram, jf. artikel 8, stk. 1, 2 og 3, foretager ENTSO for elektricitet omfattende høringer af alle de relevante markedsdeltagere, navnlig de organisationer, der repræsenterer alle interessenter, på et tidligt stadium og på en åben og gennemsigtig måde, i overensstemmelse med forretningsordenen, jf. artikel 5, stk. 1. Høringen inddrager også de nationale regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder, alle forsynings- og produktionsvirksomheder, systembrugere, herunder kunder, og distributionssystemoperatører, herunder også relevante (branche)sammenslutninger, tekniske organer og interessentforeninger. Den tager sigte på at fastlægge synspunkter hos og forslag fra alle relevante parter i beslutningsprocessen.
2.   Alle dokumenter og mødereferater, der vedrører høringerne i stk. 1, offentliggøres.
3.   Inden ENTSO for elektricitet vedtager det årlige arbejdsprogram og de netregler, der er nævnt i artikel 8, stk. 1, 2 og 3, 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, skal det begrundes.
Artikel 11
Omkostninger
Omkostningerne ved aktiviteterne i ENTSO for elektricitet, jf. artikel 4-12, påhviler transmissionssystemoperatørerne og medtages i tarifberegningen. De regulerende myndigheder godkender kun disse omkostninger, hvis de er rimelige og forholdsmæssige.
Artikel 12
Regionalt samarbejde mellem transmissionssystemoperatørerne
1.   Transmissionssystemoperatørerne etablerer et regionalt samarbejde inden for rammerne af ENTSO for elektricitet for at bidrage til gennemførelsen af aktiviteterne i artikel 8, stk. 1, 2 og 3. Navnlig offentliggør de en regional investeringsplan hvert andet år og kan træffe investeringsbeslutninger på grundlag af denne regionale investeringsplan.
2.   Transmissionssystemoperatørerne fremmer driftsordninger, der er med til 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 har lov til at fremme samarbejde i mere end et geografisk område. Den i første punktum omhandlede foranstaltning, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
Kommissionen hører agenturet og ENTSO for elektricitet om dette spørgsmål.
Artikel 13
Kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne
1.   Transmissionssystemoperatørerne skal have 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 betalte kompensationsbeløb foretages, hvis det er nødvendigt for at afspejle de faktiske omkostninger.
Det første tidsrum, der skal betales kompensation for, fastsættes efter retningslinjerne i artikel 18.
4.   Kommissionen fastsætter størrelsen af de kompensationsbeløb, der skal betales. Denne foranstaltning, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
5.   Omfanget af husede grænseoverskridende strømme og omfanget af grænseoverskridende strømme, der angives som kommende fra og/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.
Artikel 14
Afgifter for netadgang
1.   Afgifter, der opkræves af netoperatørerne for adgang til net, skal være gennemsigtige, tage hensyn til behovet for netsikkerhed og afspejle de faktiske omkostninger, for så vidt disse svarer til en effektiv og strukturelt sammenlignelig netoperatørs omkostninger og anvendes uden forskelsbehandling. De må ikke være afstandsbestemte.
2.   Producent- og/eller forbrugertariffernes størrelse skal, når det er passende, udsende lokaliseringsfremmende signaler på fællesskabsplan og især tage hensyn til omfanget af nettab og kapacitetsbegrænsninger og investeringsomkostninger for infrastrukturen.
3.   Ved fastsættelse af afgifterne for netadgang skal følgende tages i betragtning:
a)
udbetalinger og indtægter, der skyldes ordningen for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne
b)
såvel de faktisk foretagne og modtagne betalinger som de betalinger, der på baggrund af den allerede forløbne tid menes at kunne forventes i fremtiden.
4.   Fastsættelse af afgifterne for netadgang i henhold til denne artikel berører ikke afgifter på anmeldt eksport og anmeldt import i forbindelse med håndtering af kapacitetsbegrænsninger som omhandlet i artikel 16.
5.   Der lægges ikke nogen særlig netafgift på individuelle anmeldte transittransaktioner.
Artikel 15
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 ledige overførselskapacitet for hver enkelt dag, herunder ledig overførselskapacitet, der allerede er reserveret. Disse overslag offentliggøres på bestemte tidspunkter forud for transportdatoen og skal under alle omstændigheder indeholde ugentlige og månedlige forudberegninger såvel som en kvantitativ beskrivelse af den ledige kapacitets forventede pålidelighed.
4.   Transmissionssystemoperatørerne offentliggør relevante data om den samlede forventede og den faktiske efterspørgsel, om disponibiliteten og den faktiske anvendelse af produktionsanlæg og systembelastende anlæg, om disponibiliteten og anvendelsen af nettene og samkøringslinjerne og om balancestrøm og reservekapacitet. Med hensyn til disponibiliteten og den faktiske anvendelse af små produktionsanlæg og systembelastende enheder 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, 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 nationale regulerende myndighed, den nationale konkurrencemyndighed og Kommissionen. De data pr. anlæg og pr. time, der skal opbevares, omfatter bl.a. data om ledig produktionskapacitet og afsatte reserver, herunder fordelingen af de pågældende afsatte reserver pr. anlæg, på tidspunktet for tilbudsgivningen og produktionen.
Artikel 16
Almindelige principper for 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 fortrinsvis løses ved hjælp af ikke-transaktionsbaserede metoder, dvs. metoder, der ikke indebærer et valg mellem de enkelte markedsdeltageres kontrakter.
2.   Transaktionsindskrænkende procedurer må kun benyttes i nødstilfælde, 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 indskrænkning heraf.
3.   Den størst mulige kapacitet på samkøringslinjerne og/eller de transmissionsnet, der er af betydning for grænseoverskridende strømme, skal stilles til rådighed for markedsdeltagerne under hensyntagen til standarderne for sikker netdrift.
4.   Markedsdeltagerne meddeler i god tid forud for den relevante driftsperiode de pågældende transmissionssystemoperatører, om de har til hensigt at anvende den tildelte kapacitet. Tildelt kapacitet, der ikke udnyttes, skal tilbageføres til markedet på en åben, gennemsigtig måde uden forskelsbehandling.
5.   Transmissionssystemoperatørerne skal, så vidt det er teknisk muligt, dirigere modsatrettede elektricitetsstrømmes kapacitetsbehov gennem den samkøringslinje, hvor der er kapacitetsproblemer, for at udnytte denne linjes kapacitet mest muligt. Transaktioner, der afhjælper kapacitetsbegrænsningerne, må aldrig afvises; der tages dog fuldt hensyn til netsikkerheden.
6.   Indtægter fra tildeling af samkøringslinjer benyttes til følgende formål:
a)
sikring af, at den tildelte kapacitet står til rådighed og/eller
b)
bevarelse eller forøgelse af samkøringslinjernes kapacitet gennem netinvesteringer, især i nye samkøringslinjer.
Hvis indtægterne ikke kan benyttes effektivt til formålene i første afsnit, litra a) og/eller b), må de, med forbehold af de pågældende medlemsstaters regulerende myndigheders godkendelse, benyttes med et maksimumsbeløb, der fastsættes af disse regulerende myndigheder som en indtægt, der skal tages i betragtning af de regulerende myndigheder, når de skal godkende metoden for beregning af nettariffer og/eller for fastsættelsen af nettariffer.
Resten af indtægterne indsættes på en separat intern konto, indtil de kan benyttes til formålene i første afsnit, litra a) og/eller b). Den regulerende myndighed underretter agenturet om den godkendelse, der er omtalt i andet afsnit.
Artikel 17
Nye samkøringslinjer
1.   Nye jævnstrømsforbindelser kan på anmodning midlertidigt indrømmes en undtagelse fra bestemmelserne i artikel 16, stk. 6, i denne forordning og artikel 9, 32 og artikel 37, stk. 6 og 10, i direktiv 2009/72/EF på følgende betingelser:
a)
investeringen øger konkurrencen i elektricitetsforsyningen
b)
risikoen ved investeringen er så stor, at investeringen ikke ville finde sted, medmindre en undtagelse blev indrømmet
c)
samkøringslinjen skal være 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 vil blive opbygget
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 af 19. december 1996 om fælles regler for det indre marked for elektricitet 
(
10
)
 er ingen del af kapital- eller driftsomkostningerne ved samkøringslinjen blevet dækket ind af de afgifter, der er modtaget for brug af de transmissions- eller distributionssystemer, som samkøringslinjen forbinder
f)
undtagelsen må ikke skade konkurrencen eller det indre marked for elektricitets effektive funktion eller den effektive funktion af det regulerede system, som samkøringslinjen er forbundet med.
2.   Stk. 1 kan i undtagelsestilfælde også finde 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.   Beslutningen om, hvorvidt den undtagelse, der er omhandlet i stk. 1, 2, og 3, skal indrømmes, træffes fra sag til sag af de regulerende myndigheder i de pågældende medlemsstater. En undtagelse kan omfatte den nye eller den markant forøgede eksisterende samkøringslinjes kapacitet helt eller delvis.
Agenturet kan inden for to måneder fra den dato, hvor anmodningen om undtagelse blev modtaget af den sidste af de berørte regulerende myndigheder, forelægge en rådgivende udtalelse for disse regulerende myndigheder, som kan udgør grundlaget for deres beslutning.
Når der træffes beslutning om at indrømme en undtagelse, skal der fra sag til sag tages stilling til, om det er nødvendigt at fastsætte betingelser for undtagelsens varighed og for ikke-diskriminerende adgang til samkøringslinjen. Når der træffes beslutning om disse betingelser, skal der navnlig tages hensyn til den ekstrakapacitet, der skal opbygges, eller ændringen af den eksisterende kapacitet, projektets tidsramme og nationale forhold.
Før der indrømmes en undtagelse, skal de regulerende myndigheder i de pågældende medlemsstater træffe beslutning om reglerne og mekanismerne for kapacitetsforvaltning og -fordeling. Reglerne om håndtering af kapacitetsbegrænsning skal bl.a. 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), skal der tages hensyn til resultaterne af kapacitetsfordelingsproceduren.
Når alle de pågældende regulerende myndigheder til enighed om en beslutning om undtagelse inden for seks måneder, skal de orientere agenturet om denne beslutning.
Beslutningen om undtagelsen, herunder også eventuelle betingelser som nævnt i andet afsnit i dette stykke, begrundes behørigt og offentliggøres.
5.   Den i stk. 4 omhandlede beslutning træffes af agenturet:
a)
når alle de pågældende regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed inden for seks måneder efter, at der blev anmodet om en undtagelse over for den sidste af disse regulerende myndigheder, eller
b)
efter fælles anmodning fra de pågældende regulerende myndigheder.
Agenturet skal, inden det træffer afgørelse, rådføre sig med de berørte regulerende myndigheder og med ansøgerne.
6.   Uanset stk. 4 og 5 kan medlemsstaterne fastsætte, at den regulerende myndighed eller agenturet, 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 beslutningen.
7.   En kopi af alle anmodninger om undtagelse tilsendes straks efter modtagelsen af de regulerende myndigheder til agenturet og Kommissionen til orientering. De pågældende regulerende myndigheder eller agenturet (de »meddelende organer«) giver straks Kommissionen meddelelse om beslutningen sammen med alle andre relevante oplysninger vedrørende beslutningen. Disse oplysninger kan forelægges Kommissionen i sammenfattet form, således at den kan træffe en velbegrundet afgørelse. Oplysningerne skal navnlig omfatte:
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 det indre marked for elektricitets effektive funktion 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 samrådet med de berørte regulerende myndigheder.
8.   Inden for en periode på to måneder, som løber fra dagen efter modtagelsen af en meddelelse i henhold til stk. 7, kan Kommissionen træffe afgørelse om, at de meddelende organer skal ændre eller annullere deres beslutning om at indrømme en undtagelse. Denne periode på to måneder kan forlænges med yderligere to måneder, hvis Kommissionen vil indhente supplerende oplysninger. Denne efterfølgende periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger. Den oprindelige periode på to måneder kan også forlænges med samtykke fra både Kommissionen og de meddelende organer.
Afgives de ønskede oplysninger ikke inden for den i anmodningen anførte frist, anses meddelelsen for at være trukket tilbage, medmindre fristen, inden dens udløb, er blevet forlænget med samtykke fra både Kommissionen og de meddelende organer, eller medmindre 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 beslutningen om indrømmelse af en undtagelse og underretter Kommissionen herom.
Kommissionen behandler forretningsmæssigt følsomme oplysninger fortroligt.
Kommissionens godkendelse af en beslutning om undtagelse udløber to år efter vedtagelsen, hvis etableringen af samkøringslinjen endnu ikke er påbegyndt inden denne dato, og fem år efter vedtagelsen, hvis samkøringslinjen endnu ikke er taget i brug inden denne dato, medmindre Kommissionen beslutter, at forsinkelsen skyldes væsentlige forstyrrelser, som ligger uden for den persons kontrol, som har opnået undtagelsen.
9.   Kommissionen kan vedtage retningslinjer for anvendelsen af betingelserne i stk. 1 og fastlægge proceduren for anvendelse af stk. 4, 7 og 8. Disse foranstaltninger, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
Artikel 18
Retningslinjer
1.   I retningslinjer vedrørende ordningen for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne fastsættes der, i overensstemmelse med principperne i artikel 13 og 14, hvor det er relevant:
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, jf. artikel 13, stk. 2
b)
nærmere bestemmelser om den betalingsprocedure, der skal følges, herunder fastsættelse af det første tidsrum, der skal betales kompensation for, jf. artikel 13, 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 13, såvel med hensyn til mængde som type af strømme og angivelse af omfanget af sådanne strømme, der kommer fra og/eller ender i de enkelte medlemsstaters transmissionssystemer, jf. artikel 13, stk. 5
d)
nærmere bestemmelser om den metode, hvorefter omkostningerne og indtægterne ved at huse grænseoverskridende strømme skal bestemmes, jf. artikel 13, stk. 6
e)
nærmere bestemmelser om behandling i forbindelse med den indbyrdes kompensationsordning mellem transmissionssystemoperatørerne af elektricitetsstrømme, der kommer fra eller ender i lande uden for Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde (EØS), og
f)
principperne for deltagelse af nationale systemer, der er sammenkoblet ved hjælp af jævnstrømsforbindelser, jf. artikel 13.
2.   Retningslinjerne kan også fastlægge passende regler, der fører til en gradvis harmonisering af de tilgrundliggende principper for fastsættelsen af afgifterne for producenter og forbrugere (belastning) efter de nationale tarifordninger, herunder hensyntagen til den indbyrdes kompensationsordning mellem transmissionssystemoperatørerne i de nationale netafgifter og udsendelse af passende og effektive lokaliseringsfremmende signaler, i overensstemmelse med principperne i artikel 14.
Retningslinjerne skal indeholde bestemmelser om passende og effektive harmoniserede lokaliseringsfremmende signaler på fællesskabsplan.
En eventuel harmonisering i den forbindelse er ikke til hinder for, at medlemsstaterne kan anvende mekanismer for at sikre, at de afgifter for netadgang, der afkræves af forbrugerne (belastning), er sammenlignelige i hele deres område.
3.   I retningslinjer, der medfører det minimum af harmonisering, som er nødvendigt for at nå denne forordnings mål, fastsættes endvidere, hvor det er relevant:
a)
nærmere bestemmelser vedrørende formidling af oplysninger, i overensstemmelse med principperne i artikel 15
b)
nærmere regler for handel med elektricitet
c)
nærmere bestemmelser vedrørende regler om investeringsincitamenter for samkøringskapacitet, herunder lokaliseringsfremmende signaler
d)
nærmere bestemmelser om de områder, der er nævnt i artikel 8, stk. 6.
Med henblik herpå hører Kommissionen agenturet og ENTSO for elektricitet.
4.   Retningslinjerne for administration og fordeling af ledig transmissionskapacitet på samkøringslinjerne mellem nationale systemer er anført i bilag I.
5.   Kommissionen kan vedtage retningslinjer for de punkter, der er anført i stk. 1, 2 og 3 i denne artikel. Den kan ændre de retningslinjer, der er nævnt i stk. 4 i denne artikel, i overensstemmelse med principperne i artikel 15 og 16, navnlig for at indføje detaljerede retningslinjer for alle de metoder til kapacitetsfordeling, der anvendes i praksis, og for at sikre, at mekanismerne til håndtering af kapacitetsbegrænsninger udvikler sig på en måde, som er forenelig med det indre markeds mål. Hvor det er relevant, fastlægges fælles regler for den minimale sikkerhed og for de standarder for nettenes brug og drift, der er omhandlet i artikel 15, stk. 2, i forbindelse med sådanne ændringer. Disse foranstaltninger, der har til formål at ændre ikke-væsentlige bestemmelser i denne forordning ved at supplere den, vedtages efter forskriftsproceduren med kontrol i artikel 23, stk. 2.
Når Kommissionen vedtager eller ændrer retningslinjer, skal den:
a)
sikre sig, at de skaber det minimum af harmonisering, der kræves for at nå denne forordnings mål, og at de ikke rækker videre, end hvad der er nødvendigt med henblik herpå, og
b)
angive, hvilke foranstaltninger den har truffet med hensyn til at sikre overensstemmelse mellem reglerne i tredjelande, der er en del af Fællesskabets elektricitetssystem, og de pågældende retningslinjer.
Når Kommissionen første gang vedtager retningslinjer efter denne artikel, sikrer den sig, at de i et enkelt udkast til foranstaltninger mindst dækker de forhold, hvortil der henvises i stk. 1, litra a) og d), samt i stk. 2.
Artikel 19
Regulerende myndigheder
Når de regulerende myndigheder udfører deres opgaver, skal de sikre overensstemmelse med denne forordning og de retningslinjer, der vedtages i medfør af artikel 18. Når det er relevant, skal de regulerende myndigheder for at opfylde denne forordnings mål samarbejde med hinanden og med Kommissionen og agenturet i overensstemmelse med kapitel IX i direktiv 2009/72/EF.
Artikel 20
Oplysninger og fortrolighed
1.   Medlemsstaterne og de regulerende myndigheder giver efter anmodning Kommissionen alle oplysninger, der kræves i medfør af artikel 13, stk. 4, og artikel 18.
Specielt med henblik på artikel 13, stk. 4 og 6, skal de regulerende myndigheder regelmæssigt give oplysninger om nationale transmissionssystemoperatørers faktisk afholdte omkostninger samt data og alle relevante oplysninger om de fysiske strømme i transmissionssystemoperatørernes net og netomkostningerne.
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 fremsender de i stk. 1 nævnte oplysninger inden for den fastsatte tidsfrist i overensstemmelse med stk. 1, kan Kommissionen med henblik på artikel 13, stk. 4, og artikel 18 indhente alle de nødvendige oplysninger direkte hos de pågældende virksomheder.
Når Kommissionen henvender sig til en virksomhed for at få oplysninger, sender den samtidig en kopi af henvendelsen til de regulerende myndigheder i den medlemsstat, hvor virksomheden er hjemmehørende.
3.   I sin anmodning om oplysninger efter stk. 1 angiver Kommissionen retsgrundlaget for anmodningen og dennes formål og fastsætter en frist for oplysningernes fremsendelse samt henviser til de sanktioner, der ifølge artikel 22, stk. 2, kan pålægges for meddelelse af urigtige, ufuldstændige eller vildledende oplysninger. Kommissionen fastsætter en rimelig tidsfrist, der tager hensyn til, hvor komplekse de ønskede oplysninger er, og hvor hurtigt der er behov for dem.
4.   Virksomhedernes indehavere eller deres repræsentanter og, hvis der er tale om juridiske personer, de personer, der ifølge lov eller vedtægter har bemyndigelse til at repræsentere dem, skal udlevere de ønskede oplysninger. Bemyndigede advokater kan udlevere oplysningerne på deres klienters vegne, men klienterne bærer det fulde ansvar, hvis oplysningerne er urigtige, ufuldstændige eller vildledende.
5.   Hvis en virksomhed ikke fremsender disse oplysninger inden for den frist, Kommissionen har fastsat, eller giver ufuldstændige oplysninger, kan Kommissionen kræve oplysningerne udleveret ved en beslutning. Denne beslutning skal angive, hvilke oplysninger der ønskes, og sætte en passende frist for deres udlevering. Den skal henvise til sanktionerne i artikel 22, stk. 2. Den skal desuden omtale retten til at lade beslutningen prøve ved De Europæiske Fællesskabers Domstol.
Kommissionen sender samtidig en kopi af beslutningen til den regulerende myndighed i den medlemsstat, hvor den pågældende person har bopæl, eller den pågældende virksomhed har hjemsted.
6.   De i stk. 1 og 2 omhandlede oplysninger må kun benyttes med henblik på denne forordnings artikel 13, stk. 4, og artikel 18.
Kommissionen må ikke videregive oplysninger, omfattet af tavshedspligt, som kommer i dens besiddelse i medfør af denne forordning.
Artikel 21
Medlemsstaternes ret til at træffe mere detaljerede foranstaltninger
Denne forordning griber ikke ind i medlemsstaternes ret til at opretholde eller indføre foranstaltninger, der indeholder mere detaljerede bestemmelser end denne forordning eller de retningslinjer, der er omhandlet i artikel 18.
Artikel 22
Sanktioner
1.   Med forbehold af stk. 2 fastsætter medlemsstaterne de sanktioner, der skal anvendes i tilfælde af overtrædelse af nærværende forordning, og træffer de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de iværksættes. Sanktionerne skal være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning. Medlemsstaterne giver Kommissionen meddelelse om de bestemmelser om sanktioner, der svarer til bestemmelserne i forordning (EF) nr. 1228/2003, senest den 1. juli 2004 og giver straks meddelelse om alle efterfølgende ændringer, der vedrører dem. De giver Kommissionen meddelelse om de bestemmelser, der ikke svarer til bestemmelserne i forordning (EF) nr. 1228/2003, senest den 3. marts 2011 og giver straks meddelelse om alle efterfølgende ændringer, der vedrører dem.
2.   Kommissionen kan ved beslutning pålægge virksomheder bøder på op til 1 % af det foregående forretningsårs samlede omsætning, hvis de med forsæt eller ved forsømmelighed giver urigtige, ufuldstændige eller vildledende oplysninger som svar på en henvendelse i henhold til artikel 20, stk. 3, eller undlader at give oplysningerne inden for den frist, der er fastsat ved en beslutning i henhold til artikel 20, stk. 5, første afsnit.
Ved bødens fastsættelse tager Kommissionen hensyn til, hvor alvorlig den overtrædelse er, der består i manglende overholdelse af bestemmelsen i første afsnit.
3.   Sanktioner som omhandlet i stk. 1 og beslutninger, der træffes i henhold til stk. 2, er ikke af strafferetlig karakter.
Artikel 23
Udvalg
1.   Kommissionen bistås af det udvalg, der er nedsat ved artikel 46 i direktiv 2009/72/EF.
2.   Når der henvises til dette stykke, anvendes artikel 5a, stk. 1-4, og artikel 7 i afgørelse 1999/468/EF, jf. dennes artikel 8.
Artikel 24
Kommissionens rapport
Kommissionen overvåger denne forordnings gennemførelse. I sin rapport i henhold til artikel 47, stk. 6, i direktiv 2009/72/EF redegør Kommissionen også for de erfaringer, der er indhøstet ved anvendelsen af denne forordning. Rapporten skal navnlig gøre rede for, i hvilket omfang denne forordnings anvendelse har vist sig vellykket med hensyn til at sikre grænseoverskridende elektricitetsudveksling på ikke-diskriminerende og omkostningsbaserede netadgangsbetingelser med det formål at bidrage til kundernes valgmuligheder i et velfungerende indre marked for elektricitet og at skabe forsyningssikkerhed på lang sigt, samt i hvilket omfang der er indført effektive lokaliseringsfremmende signaler. Om nødvendigt ledsages rapporten af passende forslag og/eller anbefalinger.
Artikel 25
Ophævelse
Forordning (EF) nr. 1228/2003 ophæves med virkning fra den 3. marts 2011. Henvisninger til den ophævede forordning betragtes som henvisninger til nærværende forordning og læses efter sammenligningstabellen i bilag II.
Artikel 26
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Den anvendes fra den 3. marts 2011.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 13. juli 2009.
På Europa-Parlamentets vegne
H.-G. PÖTTERING
Formand
På Rådets vegne
E. ERLANDSSON
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 211 af 19.8.2008, s. 23
.
(
2
)
  
            
EUT C 172 af 5.7.2008, s. 55
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets udtalelse af 18.6.2008 (endnu ikke offentliggjort i EUT), Rådets fælles holdning af 9.1.2009 (
EUT C 75 E af 31.3.2009, s. 16
) og Europa-Parlamentets holdning af 22.4.2009 (endnu ikke offentliggjort i EUT). Rådets afgørelse af 25.6.2009.
(
4
)
  
            
EUT L 176 af 15.7.2003, s. 37
.
(
5
)
  
            
EUT L 176 af 15.7.2003, s. 1
.
(
6
)
  Se side 1 i denne EUT.
(
7
)
  
            
EFT L 184 af 17.7.1999, s. 23
.
(
8
)
  Se side 55 i denne EUT.
(
9
)
  
            
EUT L 262 af 22.9.2006, s. 1
.
(
10
)
  
            
EFT L 27 af 30.1.1997, s. 20
.
BILAG I
RETNINGSLINJER FOR ADMINISTRATION OG FORDELING AF LEDIG OVERFØRSELSKAPACITET PÅ SAMKØRINGSLINJERNE MELLEM NATIONALE SYSTEMER
1.   Almindelige bestemmelser
1.1.   Transmissionssystemoperatører (TSO'er) skal bestræbe sig på at acceptere alle kommercielle transaktioner, herunder sådanne, som indebærer grænseoverskridende handel.
1.2.   Hvis der ikke er nogen kapacitetsbegrænsninger, må der ikke fastsættes begrænsninger af adgangen til samkøringslinjen. Hvis dette normalt er tilfældet, er det ikke nødvendigt med en permanent almindelig fordelingsprocedure for adgangen til en grænseoverskridende transmissionstjeneste.
1.3.   Hvis de planlagte kommercielle transaktioner ikke er forenelige med en sikker netdrift, skal TSO'erne afhjælpe kapacitetsbegrænsningerne i overensstemmelse med de krav, som hensynet til nettets driftsmæssige sikkerhed stiller, og samtidig bestræbe sig på at sikre, at alle dermed forbundne omkostninger bevares på et økonomisk effektivt niveau. Der skal foretages afhjælpende belastningsomfordeling eller modkøb, hvis der ikke kan træffes mindre udgiftskrævende foranstaltninger.
1.4.   Hvis der optræder strukturelle kapacitetsbegrænsninger, skal TSO'erne straks iværksætte egnede metoder og ordninger til håndtering af kapacitetsbegrænsninger, som i forvejen er fastlagt og aftalt. Metoderne til håndtering af kapacitetsbegrænsninger skal sikre, at de fysiske elektricitetsstrømme i forbindelse med enhver fordelt transmissionskapacitet er forenelige med standarderne for netsikkerhed.
1.5.   De metoder, der fastlægges til håndtering af kapacitetsbegrænsninger, skal give markedsdeltagerne og TSO'erne effektive økonomiske signaler, fremme konkurrencen og være egnede til regional anvendelse og anvendelse på EU-plan.
1.6.   Der må ikke foretages nogen transaktionsbaserede sondringer i forbindelse med håndtering af kapacitetsbegrænsninger. En bestemt anmodning om transmissionstjeneste må kun afvises, hvis alle nedenstående betingelser er opfyldt:
a)
de ekstra fysiske elektricitetsstrømme som følge af accepten af denne anmodning indebærer, at den sikre drift af elsystemet ikke længere kan garanteres, og
b)
den værdi udtrykt i penge, som knytter sig til denne anmodning som led i proceduren for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, er lavere end alle andre anmodninger, der planmæssigt skal accepteres for samme tjeneste og på de samme betingelser.
1.7.   Ved fastlæggelsen af egnede netområder, i og mellem hvilke der skal håndteres kapacitetsbegrænsninger, skal TSO'ernes indsats baseres på principperne om lønsomhed og minimering af de negative virkninger på det indre marked for elektricitet. Navnlig må TSO'erne ikke begrænse kapaciteten på samkøringslinjerne for at afhjælpe kapacitetsbegrænsningerne inden for deres eget systemområde, medmindre det sker af hensyn til ovennævnte forhold og den driftsmæssige sikkerhed 
(
1
)
. Hvis en sådan situation opstår, skal TSO'erne gøre rede for dette og på en gennemsigtig måde forelægge det alle systembrugerne. En sådan situation kan kun godtages, indtil der er fundet en langsigtet løsning. TSO'erne skal beskrive og på en gennemsigtig måde forelægge alle systembrugerne metoden og planerne for virkeliggørelsen af den langsigtede løsning.
1.8.   Ved afbalanceringen af nettet inden for systemområdet ved hjælp af driftsmæssige foranstaltninger på nettet og belastningsomfordeling skal TSO'en tage hensyn til disse foranstaltningers virkninger i de tilgrænsende systemområder.
1.9.   Senest den 1. januar 2008 skal der på en koordineret måde og under driftsmæssigt sikre betingelser være indført ordninger for håndtering af begrænsninger af kapaciteten på samkøringslinjerne flere gange om dagen (intradag-håndtering) for at gøre mulighederne for handel så store som muligt og sikre grænseoverskridende udligning.
1.10.   De nationale regulerende myndigheder skal med jævne mellemrum evaluere metoderne til håndtering af kapacitetsbegrænsninger og skal i den forbindelse lægge særlig vægt på overholdelsen af de principper og regler, der er fastsat i denne forordning og disse retningslinjer, og de bestemmelser og betingelser, som de regulerende myndigheder selv har fastsat i henhold til disse principper og regler. Denne evaluering skal bl.a. bygge på en høring af alle markedsdeltagere og særlige undersøgelser.
2.   Metoder til håndtering af kapacitetsbegrænsninger
2.1.   Metoderne til håndtering af kapacitetsbegrænsninger skal være markedsbaserede for at lette en effektiv grænseoverskridende handel. Med dette for øje fordeles kapaciteten kun ved hjælp af eksplicitte (kapacitet) eller implicitte (kapacitet og energi) auktioner. De to metoder kan eksistere side om side på samme samkøringslinje. Ved foranstaltninger flere gange om dagen kan der benyttes kontinuerlig handel.
2.2.   Afhængigt af konkurrencevilkårene kan det være nødvendigt, at mekanismerne for håndtering af kapacitetsbegrænsninger åbner mulighed for at fordele transmissionskapacitet både på kort og lang sigt.
2.3.   Ved hver kapacitetsfordelingsprocedure skal der fordeles en bestemt del af den ledige kapacitet på samkøringslinjerne plus enhver resterende kapacitet, der ikke tidligere er fordelt, og enhver kapacitet, som kapacitetsindehaverne har frigivet fra tidligere fordelinger.
2.4.   TSO'erne skal optimere det omfang, hvori kapaciteten er stabil, under hensyn til de involverede TSO'ers og markedsdeltagernes forpligtelser og rettigheder med henblik på at lette en effektiv konkurrence. En rimelig del af kapaciteten kan udbydes på markedet ved en lavere stabilitetsgrad, men markedsdeltagerne skal til enhver tid gøres bekendt med de nøjagtige betingelser for transport ad de grænseoverskridende linjer.
2.5.   Adgangsrettighederne for fordelinger på lang og mellemlang sigt skal være stabile transmissionskapacitetsrettigheder. De skal på nomineringstidspunktet være omfattet af princippet »forbrug eller tab« eller »forbrug eller salg«.
2.6.   TSO'erne fastlægger en egnet struktur til fordeling af kapacitet mellem forskellige tidsrammer. Denne kan omfatte en mulighed for at reservere en minimal del af kapaciteten på samkøringslinjerne til fordeling en eller flere gange om dagen. En sådan fordelingsstruktur skal kunne revideres af de respektive regulerende myndigheder. TSO'erne tager ved udarbejdelsen af deres forslag hensyn til følgende:
a)
markedernes karakteristika
b)
de driftsmæssige betingelser såsom virkningerne af at dirigere fast anmeldte planer
c)
harmoniseringsomfanget for de procentsatser og tidsrammer, der er fastsat for de forskellige foreliggende mekanismer for kapacitetsfordeling.
2.7.   Der må ikke ved fordelingen af kapacitet diskrimineres mellem markedsdeltagere, som ønsker at benytte sig af deres ret til at gøre brug af bilaterale leveringskontrakter eller afgive bud på elektricitetsbørser. De højeste bud honoreres, uanset om de er implicitte eller eksplicitte inden for en given tidsramme.
2.8.   I regioner, hvor de finansielle terminselektricitetsmarkeder er veludviklede og har demonstreret deres effektivitet, kan al kapacitet på samkøringslinjerne fordeles via implicitte auktioner.
2.9.   Medmindre der er tale om nye samkøringslinjer, som er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 7 i forordning (EF) nr. 1228/2003 eller nærværende forordnings artikel 17, er det ikke tilladt at fastsætte limiterede priser som led i kapacitetsfordelingsmetoder.
2.10.   Principielt skal alle potentielle markedsdeltagere kunne deltage i fordelingsprocessen uden nogen begrænsninger. For at undgå at skabe eller forstærke problemer med en markedsdeltagers potentielle udnyttelse af en dominerende stilling kan den relevante regulerende myndighed og/eller konkurrencemyndighed i påkommende tilfælde fastsætte restriktioner generelt eller for et individuelt selskab som følge af dominerende markedsstilling.
2.11.   For hver tidsramme nominerer markedsdeltagerne endeligt inden for en fastlagt frist deres brug af kapacitet over for TSO'erne. Fristen fastsættes på en sådan måde, at det gøres muligt for TSO'erne at anvende den ikke anvendte kapacitet til omfordeling i den næste relevante tidsramme — herunder foranstaltninger flere gange om dagen.
2.12.   Kapaciteten skal frit kunne omsættes på et sekundært grundlag, forudsat at TSO'en underrettes tilstrækkelig god tid i forvejen. Afviser en TSO en sekundær handel (transaktion), skal dette meddeles på en tydelig og gennemsigtig måde, og den pågældende TSO skal gøre rede derfor over for alle markedsdeltagere, og også den regulerende myndighed skal have oplysning derom.
2.13.   De finansielle konsekvenser af, at forpligtelser i forbindelse med fordeling af kapacitet ikke opfyldes, pålægges dem, der er ansvarlige for den pågældende undladelse. Hvis markedsdeltagerne ikke udnytter den kapacitet, som de har forpligtet sig til at anvende, eller i forbindelse med eksplicit bortauktioneret kapacitet undlader at handle på et sekundært grundlag eller tilbageføre kapaciteten i tide, fortaber de retten til en sådan kapacitet og betaler en takst, der afspejler omkostningerne. Enhver takst, der afspejler omkostningerne, i forbindelse med manglende anvendelse af kapacitet skal være velbegrundet og stå i et rimeligt forhold til de faktiske udgifter. Tilsvarende skal en TSO, dersom den ikke opfylder sin forpligtelse, yde markedsdeltageren erstatning for tabet af kapacitetsrettigheder. Der tages i den sammenhæng ikke hensyn til dermed forbundne tab. De centrale koncepter for og metoder til fastlæggelse af ansvar i forbindelse med, at forpligtelser ikke opfyldes, fastsættes i forvejen med hensyn til de finansielle konsekvenser og skal kunne revideres af den eller de relevante regulerende myndigheder.
3.   Koordinering
3.1.   Fordeling af kapacitet i forbindelse med en samkøring skal koordineres og gennemføres af de involverede TSO'er ved anvendelse af fælles fordelingsprocedurer. Hvis de kommercielle udvekslinger mellem to lande (TSO'er) forventes at øve betydelig indflydelse på betingelserne for de fysiske strømme i et givet tredjeland (en given TSO), skal metoderne til håndtering af kapacitetsbegrænsninger koordineres mellem alle de TSO'er, der påvirkes deraf, via en fælles procedure for håndtering af kapacitetsbegrænsninger. De nationale regulerende myndigheder og TSO'er skal påse, at der ikke ensidigt fastsættes nogen procedure for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, som øver betydelig indflydelse på de fysiske elektricitetsstrømme i andre net.
3.2.   Senest den 1. januar 2007 skal der anvendes en fælles koordineret metode til håndtering af kapacitetsbegrænsninger og en fælles koordineret procedure for fordeling af kapacitet på markedet mindst årligt, månedligt og for den kommende dag for landene i følgende regioner:
a)
Nordeuropa (dvs. Danmark, Sverige, Finland, Tyskland og Polen)
b)
Nordvesteuropa (dvs. Benelux, Tyskland og Frankrig)
c)
Italien (dvs. Italien, Frankrig, Tyskland, Østrig, Slovenien og Grækenland)
d)
det centrale Østeuropa (dvs. Tyskland, Polen, Tjekkiet, Slovakiet, Ungarn, Østrig og Slovenien)
e)
Sydvesteuropa (dvs. Spanien, Portugal og Frankrig)
f)
Det Forenede Kongerige, Irland og Frankrig
g)
De baltiske stater (dvs. Estland, Letland og Litauen).
Ved en samkøring, som involverer lande, der tilhører mere end én region, kan der anvendes en anden metode til håndtering af kapacitetsbegrænsninger med henblik på at sikre forenelighed med de metoder, der anvendes i de andre regioner, som disse lande tilhører. I så fald foreslår de relevante TSO'er metoden, der skal kunne revideres af de relevante regulerende myndigheder.
3.3.   De regioner, der er nævnt i punkt 2.8, kan fordele al kapacitet på samkøringslinjerne via fordeling for den kommende dag.
3.4.   Der skal fastsættes kompatible procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger i alle disse syv regioner med henblik på at skabe et virkeligt integreret indre marked for elektricitet. Markedets parter må ikke stå over for inkompatible regionale systemer.
3.5.   For at fremme en fair og effektiv konkurrence og grænseoverskridende handel skal koordinationen mellem TSO'erne i de i punkt 3.2 fastsatte regioner omfatte alle trin lige fra kapacitetsberegning og optimering af fordelingen til sikker drift af nettet med en utvetydig ansvarsfordeling. Denne koordination skal navnlig omfatte:
a)
brug af en fælles transmissionsmodel, som effektivt behandler indbyrdes afhængige fysiske »loop-flows« (sløjfestrømme) under hensyn til uoverensstemmelser mellem fysiske og kommercielle strømme
b)
fordeling og nominering af kapacitet med henblik på effektiv behandling af indbyrdes afhængige fysiske »loop-flows« (sløjfestrømme)
c)
identiske forpligtelser for kapacitetsindehaverne til at afgive oplysninger om deres påtænkte anvendelse af kapaciteten, dvs. nominering af kapacitet (til eksplicitte auktioner)
d)
identiske tidsrammer og sluttider
e)
identisk struktur for fordeling af kapacitet mellem forskellige tidsrammer (f.eks. 1 dag, 3 timer, 1 uge osv.) og med hensyn til solgte kapacitetsblokke (strøm i MW, MWh osv.)
f)
konsistent kontraktmæssig ramme for forbindelserne med markedsdeltagerne
g)
efterprøvning af, at strømmene er forenelige med sikkerhedskravene til nettet med henblik på driftsmæssig planlægning og tidstro drift
h)
bogføring og afregning af foranstaltninger til håndtering af kapacitetsbegrænsninger.
3.6.   Koordinationen skal også omfatte udvekslingen af oplysninger mellem TSO'erne. Informationsudvekslingens egenart, tidspunkterne derfor og hyppigheden deraf skal være forenelige med aktiviteterne i punkt 3.5 og elektricitetsmarkedernes funktionsmåde. Denne informationsudveksling skal navnlig gøre det muligt for TSO'erne at opstille de bedst mulige prognoser for den overordnede situation på nettet med henblik på at vurdere strømmene på deres net og den ledige kapacitet på samkøringslinjerne. En TSO, som indsamler oplysninger på vegne af andre TSO'er, skal tilbagesende resultaterne af indsamlingen af data til den deltagende TSO.
4.   Tidsplan for markedsforanstaltninger
4.1.   Den ledige transmissionskapacitet fordeles tilstrækkelig god tid i forvejen. Før hver fordeling offentliggør de involverede TSO'er i fællesskab den kapacitet, der skal fordeles, i påkommende tilfælde under hensyn til den kapacitet, der er frigjort fra alle stabile transmissionsrettigheder, og, hvor det er relevant, dermed forbundne dirigerede nomineringer, samt alle tidsrum, i hvilke kapaciteten vil være reduceret eller ikke være ledig (eksempelvis på grund af vedligeholdelse).
4.2.   Under fuldt hensyn til netsikkerheden nomineres transmissionsrettighederne tilstrækkelig god tid i forvejen før den kommende dags foranstaltninger på alle de relevante organiserede markeder og før offentliggørelsen af den kapacitet, der skal fordeles under fordelingsordningen for den kommende dag eller den intradaglige fordelingsordning. Nomineringer af transmissionsrettigheder i den modsatte retning dirigeres med sigte på at gøre effektiv brug af samkøringen.
4.3.   De successive intradaglige fordelinger af ledig transmissionskapacitet for dag D foretages på dag D1 og D, efter at de anførte eller faktiske produktionsplaner for den kommende dag er udarbejdet.
4.4.   Ved forberedelsen af den kommende dags nettransaktioner skal TSO'erne udveksle oplysninger med de tilgrænsende TSO'er, bl.a. om deres prognosticerede nettopologi, de disponible produktionsenheder og disses prognosticerede produktion samt laststrømmene, med henblik på at optimere brugen af det samlede net via driftsmæssige foranstaltninger i overensstemmelse med reglerne for sikker netdrift.
5.   Gennemsigtighed
5.1.   TSO'erne skal offentliggøre alle relevante data om nettilgængelighed, netadgang og brug af nettet, herunder en rapport om, hvor og hvorfor der foreligger kapacitetsbegrænsninger, de anvendte metoder til håndtering af kapacitetsbegrænsningen og planerne for den fremtidige håndtering heraf.
5.2.   TSO'erne skal offentliggøre en generel beskrivelse af den metode til håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der anvendes under forskellige omstændigheder for at maksimere den ledige kapacitet på markedet, og en generel ordning til beregning af kapaciteten på samkøringslinjerne for de forskellige tidsrammer baseret på de faktiske elektriske og fysiske forhold på nettet. Denne ordning skal kunne revideres af de berørte medlemsstaters regulerende myndigheder.
5.3.   De anvendte procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger og fordeling af kapacitet, tidspunkterne og procedurerne for anmodning om kapacitet, en beskrivelse af de tilbudte produkter og forpligtelserne og rettighederne for såvel TSO'erne som den part, der erhverver kapaciteten, herunder det ansvar, der påhviler disse, hvis de undlader at opfylde deres forpligtelser, beskrives i detaljer og gøres af TSO'erne på en gennemsigtig måde tilgængelige for alle potentielle netbrugere.
5.4.   De drifts- og planlægningsmæssige sikkerhedsstandarder skal udgøre en integrerende del af de oplysninger, som TSO'erne offentliggør i et åbent og offentligt dokument. Dette dokument skal også kunne revideres af de nationale regulerende myndigheder.
5.5.   TSO'erne skal offentliggøre alle relevante data om grænseoverskridende handel på grundlag af den bedst mulige prognose. For at opfylde denne forpligtelse skal de berørte markedsdeltagere forsyne TSO'erne med de relevante data. Den måde, hvorpå disse oplysninger skal offentliggøres, skal kunne revideres af de regulerende myndigheder. TSO'erne skal mindst offentliggøre:
a)
årligt: oplysninger om udviklingen i transmissionsinfrastrukturen på lang sigt og dens betydning for den grænseoverskridende transmissionskapacitet
b)
månedligt: prognoser for den ledige transmissionskapacitet på markedet for den kommende måned og det kommende år under hensyn til alle relevante oplysninger, der står til rådighed for TSO'en på det tidspunkt, hvor prognosen udregnes (f.eks. sommer- og vintersæsonernes betydning for linjernes kapacitet, vedligeholdelse på nettet, disponible produktionsenheder osv.)
c)
ugentligt: prognoser for den ledige transmissionskapacitet på markedet for den kommende uge under hensyn til alle relevante oplysninger, der står til rådighed for TSO'erne på det tidspunkt, hvor prognosen udregnes, såsom vejrudsigter, planlagte vedligeholdelsesarbejder på nettet, disponible produktionsenheder osv.
d)
dagligt: den ledige transmissionskapacitet på markedet for den kommende dag og intradagligt for hver tidsenhed for markedet under hensyn til alle dirigerede nomineringer, produktionsplaner for den kommende dag, efterspørgselsprognoser og planlagte vedligeholdelsesarbejder på nettet
e)
den samlede kapacitet, der allerede er fordelt, for hver tidsenhed for markedet og alle relevante betingelser, hvorpå denne kapacitet kan anvendes (dvs. den på auktionen opnåede pris, forpligtelser med hensyn til, hvorledes kapaciteten skal anvendes, osv.), således at en eventuel resterende kapacitet kan fastlægges
f)
den fordelte kapacitet hurtigst muligt efter hver fordeling og oplysninger om de betalte priser
g)
den samlede anvendte kapacitet for hver tidsenhed for markedet straks efter nomineringen
h)
så tidstro som muligt: de samlede gennemførte kommercielle og fysiske strømme for hver tidsenhed for markedet, herunder en beskrivelse af virkningerne af alle korrigerende foranstaltninger fra TSO'ernes side (såsom indskrænkninger) for at løse net- eller systemproblemer
i)
ex ante-oplysninger om planlagte afbrydelser og ex post-oplysninger om planlagte og ikke-planlagte afbrydelser af produktionsenheder på mere end 100 MW dagen før.
5.6.   Alle relevante oplysninger skal være tilgængelige for markedet i tide til forhandlingerne om alle transaktioner (såsom tidspunktet for forhandlingerne om årlige leveringskontrakter med erhvervskunder eller det tidspunkt, hvor buddene skal sendes til de organiserede markeder).
5.7.   TSO'en skal offentliggøre de relevante oplysninger om den forventede efterspørgsel og om produktionen i henhold til de tidsrammer, der er omhandlet i punkt 5.5 og 5.6. TSO'en skal også offentliggøre de relevante oplysninger, der er nødvendige for det grænseoverskridende balancemarked.
5.8.   Når der offentliggøres prognoser, skal de faktiske ex post-værdier i forbindelse med oplysningerne i prognosen også offentliggøres i løbet af den periode, der følger efter den af prognosen omfattede periode, eller senest den følgende dag (D + 1).
5.9.   Alle oplysninger, der offentliggøres af TSO'erne, stilles vederlagsfrit til rådighed i en let tilgængelig form. Alle data skal desuden stilles til rådighed via egnede og standardiserede midler til informationsudveksling, som skal fastlægges i tæt samarbejde med markedets parter. Dataene skal omfatte oplysninger om tidligere perioder med et minimum på to år, således at nytilkomne på markedet også kan have adgang til sådanne data.
5.10.   TSO'erne skal med jævne mellemrum udveksle et sæt tilstrækkeligt nøjagtige data om net og laststrømme, således at hver TSO får mulighed for at beregne laststrømmene i sit relevante område. Samme sæt data skal på begæring stilles til rådighed for de regulerende myndigheder og Kommissionen. De regulerende myndigheder og Kommissionen påser, at de selv og enhver konsulent, der udfører et analytisk arbejde for dem på grundlag af disse data, behandler dataene fortroligt.
6.   Brug af indtægter fra kapacitetsbegrænsninger
6.1.   Procedurerne for håndtering af kapacitetsbegrænsninger forbundet med en på forhånd fastsat tidsramme kan kun frembringe indtægter, hvis der foreligger kapacitetsbegrænsninger, som opstår for den pågældende tidsramme, medmindre der er tale om nye samkøringslinjer, der er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 7 i forordning (EF) nr. 1228/2003 eller nærværende forordnings artikel 17. Proceduren for fordelingen af disse indtægter skal kunne revideres af de regulerende myndigheder og må hverken fordreje fordelingsprocessen til gavn for en part, der anmoder om kapacitet eller energi, eller anspore til, at man undlader at gøre kapacitetsbegrænsningerne mindre.
6.2.   De nationale regulerende myndigheder skal åbent gøre rede for anvendelsen af indtægterne fra fordelingen af kapacitet på samkøringslinjerne.
6.3.   Indtægterne fra kapacitetsbegrænsninger skal deles af de involverede TSO'er på grundlag af kriterier, som de involverede TSO'er er nået til enighed om, og som er revideret af de respektive regulerende myndigheder.
6.4.   TSO'erne skal på forhånd tydeligt gøre rede for den brug, de agter at gøre af alle indtægter fra kapacitetsbegrænsninger, som de måtte oppebære, og for den faktiske brug af disse indtægter. De regulerende myndigheder skal efterprøve, at denne brug er i overensstemmelse med denne forordning og disse retningslinjer, og at de samlede indtægter fra kapacitetsbegrænsninger, der oppebæres i forbindelse med fordeling af kapacitet på samkøringslinjerne, anvendes til et eller flere af de tre formål, der er fastlagt i artikel 16, stk. 6, i denne forordning.
6.5.   På et årligt grundlag og senest den 31. juli hvert år offentliggør de regulerende myndigheder en rapport, som indeholder oplysninger om de indtægter, der er oppebåret i 12-månedersperioden indtil den 30. juni samme år, og om den brug, der er gjort af de pågældende indtægter, samt en efterprøvning af, at denne brug er i overensstemmelse med denne forordning og disse retningslinjer, og at de samlede indtægter fra kapacitetsbegrænsningerne er anvendt til et eller flere af de tre fastsatte formål.
6.6.   Brugen af indtægterne fra kapacitetsbegrænsningerne til investeringer med henblik på at bevare eller forøge kapaciteten på samkøringslinjerne bør forbeholdes særlige på forhånd fastlagte projekter, som bidrager til at afhjælpe de foreliggende relevante kapacitetsbegrænsninger, og som også kan gennemføres inden for et rimeligt tidsrum, navnlig hvad angår godkendelsesprocessen.
(
1
)
  Ved driftsmæssig sikkerhed forstås »opretholdelse af overførselssystemet inden for aftalte sikkerhedsgrænser«.
BILAG II
SAMMENLIGNINGSTABEL
Forordning (EF) nr. 1228/2003
Nærværende forordning
Artikel 1
Artikel 1
Artikel 2
Artikel 2
—
Artikel 3
—
Artikel 4
—
Artikel 5
—
Artikel 6
—
Artikel 7
—
Artikel 8
—
Artikel 9
—
Artikel 10
—
Artikel 11
—
Artikel 12
Artikel 3
Artikel 13
Artikel 4
Artikel 14
Artikel 5
Artikel 15
Artikel 6
Artikel 16
Artikel 7
Artikel 17
Artikel 8
Artikel 18
Artikel 9
Artikel 19
Artikel 10
Artikel 20
Artikel 11
Artikel 21
Artikel 12
Artikel 22
Artikel 13
Artikel 23
Artikel 14
Artikel 24
—
Artikel 25
Artikel 15
Artikel 26
Bilag
Bilag I

Summary:
Grænseoverskridende elektricitetsudveksling
RESUMÉ AF:
Forordning (EF) nr. 714/2009 — betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Formålet er at fastlægge regler for grænseoverskridende elektricitetsudveksling med henblik på at forbedre konkurrencen og harmonisere EU’s indre marked for elektricitet.
HOVEDPUNKTER
Certificering af transmissionssystemoperatører (TSO’er)
Nationale regulerende myndigheder sender 
Europa-Kommissionen
 underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør (TSO)
*
. Kommissionen har to måneder til at afgive sin udtalelse til den nationale regulerende myndighed. Myndigheden vedtager herefter den endelige afgørelse om certificeringen af TSO’en.
Europæisk net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (ENTSOE)
ENTSOE har ansvaret for at forvalte elektricitetstransmissionssystemet og for at åbne mulighed for elektricitetshandel og elektricitetsforsyning på tværs af grænserne i EU.
ENTSOE’s opgaver
ENTSOE er ansvarlig for at udarbejde og/eller vedtage:
netregler
*
, efter anmodning fra Kommissionen, og baseret på 
retningslinjerne
, der er udarbejdet af 
Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER)
 eller Kommissionen 
 
fælles redskaber til 
driften af nettet
 
 
en tiårig 
netudviklingsplan
 
 
henstillinger om 
koordineringen af teknisk samarbejde
 mellem EU’s TSO’er 
 
et 
årligt arbejdsprogram
 
 
en 
årsrapport
 
 
årlige sommer- og vinterprognoser for
 produktionens forsyning
. 
 
ACER gennemser alle netregler, der udarbejdes af ENTSOE. Hvis det er overbevist om, at reglerne opfylder retningslinjerne, forelægger ACER dem for Kommissionen og henstiller til, at de vedtages.
Regionalt samarbejde mellem transmissionssystemoperatørerne
TSO’er etablerer et regionalt samarbejde inden for ENTSOE og offentliggør en regional investeringsplan hvert andet år, som kan danne grundlag for investeringer.
Kompensationsordning mellem transmissionssystemoperatørerne og afgifter for netadgang
TSO’er skal have 
kompensation
 
for omkostningerne
 ved at huse grænseoverskridende elektricitetsstrømme i deres net. Kompensationen betales af de nationale transmissionssystemoperatører, hvis systemer de grænseoverskridende strømme kommer fra. Omkostningerne fastsættes på baggrund af estimerede omkostninger. Afgifter for netadgang opkræves også af netoperatørerne.
Almindelige principper for håndtering af kapacitetsbegrænsninger
Problemer med kapacitetsbegrænsninger
*
 skal håndteres ved hjælp af ikkediskriminerende markedsbaserede løsninger, der giver de berørte markedsdeltagere og transmissionssystemoperatører effektive økonomiske signaler. Når kapaciteten er tildelt, kan den kun »indskrænkes« af en TSO i nødstilfælde, når alle andre rimelige alternativer til at løse problemet er udtømt. Hvis tildelt kapacitet indskrænkes, skal der udbetales kompensation til markedsdeltagerne, undtagen i tilfælde af 
force majeure
.
Regler for nye samkøringslinjer
Nye samkøringslinjer
*
 kan anmode om en midlertidig 
undtagelse
 fra de generelle regler, der regulerer brugen af indtægter fra begrænsninger, adskillelse
*
 af distributionssystemer og TSO’er samt tredjeparters adgang. En undtagelse vil være på betingelse af, at:
investeringen øger konkurrencen i elektricitetsforsyningen 
 
investeringen ikke ville finde sted uden undtagelsen 
 
samkøringslinjen er ejet af en fysisk eller juridisk person, der er adskilt fra de pågældende TSO’er 
 
der opkræves afgifter af brugerne af denne samkøringslinje 
 
undtagelsen ikke har negativ indvirkning på konkurrencen eller det indre markeds effektive funktion eller den effektive funktion af det regulerede system, som samkøringslinjen er forbundet med. 
 
Der er en generel forpligtelse til at stille samkøringslinjers størst mulige kapacitet til rådighed for grænseoverskridende strømme og til samtidig at overholde sikkerhedsnormerne vedrørende sikker drift af nettet.
De nationale regulerende myndigheder forelægger Kommissionen udkast til afgørelser vedrørende 
undtagelsen for en ny samkøringslinje
 fra alle eller en del af følgende regler:
adskillelse af ejerskab 
 
regulering af tariffer 
 
adgang for tredjeparter 
 
brug af indtægter fra begrænsninger. 
 
Kommissionen har to måneder til at anmode den nationale regulerende myndighed om at ændre eller trække undtagelsen tilbage. Myndigheden vedtager herefter den endelige afgørelse om undtagelsen.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Den trådte i kraft den 3. marts 2011. Den ophæver forordning (EF) nr. 
1228/2003
 med virkning fra den 2. marts 2011.
VIGTIGE BEGREBER
Transmissionssystemoperatør (TSO):
 virksomheder med ansvar for de netværk, der anvendes til overførsel af el.
Netregler:
Disse omfatter regler og procedurer, blandt andet vedrørende:
                
netsikkerhed og pålidelighed
dataudveksling
kapacitetstildeling og kapacitetsbegrænsninger
handel i forbindelse med netadgangstjenester og systembalancering
gennemsigtighed
harmoniserede transmissionstarifstrukturer
energieffektivitet i forbindelse med elektricitetsnet.
 
 
Netreglerne vedtages ved 
udvalgsprocedurer
. De er udformet som Kommissionens bindende 
forordninger
.
Begrænsning:
 flaskehalse, der kan opstå, hvor en samkøringslinje, der forbinder nationale transmissionsnet, ikke har kapacitet til at overføre alle de fysiske strømme, som den internationale handel, der ønskes af markedsdeltagere, fører med sig. Det kan skyldes kapacitetsmangel i samkøringslinjerne og/eller de pågældende nationale transmissionssystemer. Der benyttes prisfastsættelsesmekanismer til at afhjælpe begrænsningen.
Samkøringslinje:
 en transmissionslinje, som spænder over en grænse mellem to EU-lande, og som forbinder deres nationale transmissionssystemer.
Adskillelse:
 Adskillelse er separation af ejerskab af energitransmission og distributionsnet. Dette sikrer, at de er uafhængige med hensyn til tilrettelæggelse og beslutningstagning.
HOVEDDOKUMENT
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. 15-35).
Efterfølgende ændringer af forordning (EF) nr. 714/2009 er indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
TILHØRENDE DOKUMENTER
Kommissionens forordning (EU) nr. 
838/2010
 af 23. september 2010 om retningslinjer for ordningen for kompensation mellem transmissionssystemoperatører og en fælles fremgangsmåde for regulering af transmissionsafgifter (EUT L 250 af 24.9.2010, s. 5-11).
seneste ajourføring 08.05.2018