CELEX ID: 32019R0943

--- ENGLISH ---

Document:
$en_document

Summary:
$en_summary

--- DANISH ---

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

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