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Document 02019R0943-20220623
Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (recast) (Text with EEA relevance)Text with EEA relevance
Consolidated text: Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung) (Text von Bedeutung für den EWR)Text von Bedeutung für den EWR
Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung) (Text von Bedeutung für den EWR)Text von Bedeutung für den EWR
02019R0943 — DE — 23.06.2022 — 001.001
Dieser Text dient lediglich zu Informationszwecken und hat keine Rechtswirkung. Die EU-Organe übernehmen keine Haftung für seinen Inhalt. Verbindliche Fassungen der betreffenden Rechtsakte einschließlich ihrer Präambeln sind nur die im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlichten und auf EUR-Lex verfügbaren Texte. Diese amtlichen Texte sind über die Links in diesem Dokument unmittelbar zugänglich
VERORDNUNG (EU) 2019/943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung) (Text von Bedeutung für den EWR) (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) |
Geändert durch:
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VERORDNUNG (EU) 2022/869 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 30. Mai 2022 |
L 152 |
45 |
3.6.2022 |
VERORDNUNG (EU) 2019/943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES
vom 5. Juni 2019
über den Elektrizitätsbinnenmarkt
(Neufassung)
(Text von Bedeutung für den EWR)
KAPITEL I
GEGENSTAND, ANWENDUNGSBEREICH UND BEGRIFFSBESTIMMUNGEN
Artikel 1
Gegenstand und Anwendungsbereich
Ziel dieser Verordnung ist
die Festlegung der Grundlagen für eine effiziente Verwirklichung der Ziele der Energieunion und insbesondere des Rahmens für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 durch das Aussenden von Marktsignalen für größere Effizienz und einen höheren Anteil erneuerbarer Energiequellen sowie für Versorgungssicherheit, Flexibilität, Nachhaltigkeit, Dekarbonisierung und Innovation;
die Festlegung von Grundsätzen für gut funktionierende, integrierte Elektrizitätsmärkte, die allen Ressourcenanbieter und Stromkunden diskriminierungsfreien Marktzugang ermöglichen, die Position der Verbraucher stärken, Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt, Laststeuerung, Energiespeicherung und Energieeffizienz sicherstellen und die Aggregierung von dezentralem Angebot und dezentraler Nachfrage erleichtern und die Marktintegration und die Integration verschiedener Sektoren sowie eine marktbasierte Vergütung für Elektrizität aus erneuerbaren Quellen ermöglichen;
die Festlegung gerechter Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel und somit eine Verbesserung des Wettbewerbs auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale nationaler und regionaler Märkte, einschließlich der Schaffung eines Ausgleichsmechanismus für grenzüberschreitende Stromflüsse, der Festlegung harmonisierter Grundsätze für die Entgelte für die grenzüberschreitende Übertragung und der Vergabe der auf den Verbindungsleitungen zwischen nationalen Übertragungsnetzen verfügbaren Kapazitäten;
die Erleichterung der Herausbildung eines gut funktionierenden und transparenten Großhandelsmarkts, der zu einem hohen Maß an Stromversorgungssicherheit beiträgt und die Bereitstellung von Mechanismen zur Harmonisierung der Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel.
Artikel 2
Begriffsbestimmungen
Es gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:
„Verbindungsleitung“ bezeichnet eine Übertragungsleitung, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten überquert oder überspannt und die nationalen Übertragungsnetze der Mitgliedstaaten verbindet;
„Regulierungsbehörde“ bezeichnet die nach Maßgabe von Artikel 57 Absatz 1 der Richtlinie (EU) 2019/944 von jedem Mitgliedstaat benannte Regulierungsbehörde;
„grenzüberschreitender Stromfluss“ bezeichnet das physikalische Durchströmen einer Menge elektrischer Energie durch ein Übertragungsnetz eines Mitgliedstaats aufgrund der Auswirkungen der Tätigkeit von Erzeugern oder Kunden oder beiden außerhalb dieses Mitgliedstaats auf dessen Übertragungsnetz;
„Engpass“ bezeichnet eine Situation, in der nicht allen Ersuchen von Marktteilnehmern auf Handel zwischen Netzbereichen nachgekommen werden kann, weil sie erhebliche Auswirkungen auf die physikalischen Stromflüsse in Netzelementen hätten, die diese Stromflüsse nicht bewältigen können;
„neue Verbindungsleitung“ bezeichnet eine Verbindungsleitung, die nicht bis zum 4. August 2003 fertiggestellt war;
„struktureller Engpass“ bezeichnet einen Engpass im Übertragungsnetz, der eindeutig festgestellt werden kann, vorhersehbar ist, geografisch über längere Zeit stabil bleibt und unter normalen Bedingungen des Stromsystems häufig wiederauftritt;
„Marktbetreiber“ bezeichnet eine Funktionseinheit, die eine Dienstleistung erbringt, mit der die Ankaufs- und Verkaufsangebote für Elektrizität aufeinander abgestimmt werden;
„nominierter Strommarktbetreiber“ oder „NEMO“ bezeichnet einen Marktbetreiber, der von der zuständigen Behörde für die Ausübung von Aufgaben im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt wurde;
„Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung“ bezeichnet eine Schätzung des Strompreises in EUR/MWh, den die Kunden höchstens zu zahlen bereit sind, um einen Ausfall der Stromversorgung abzuwenden;
„Systemausgleich“ bezeichnet alle Handlungen und Verfahren über alle Zeiträume hinweg, mit denen die Übertragungsnetzbetreiber kontinuierlich dafür sorgen, dass die Netzfrequenz in einem vorbestimmten Stabilitätsbereich bleibt und die Menge der für die erforderliche Qualität benötigten Reserven eingehalten wird;
„Regelarbeit“ bezeichnet die von den Übertragungsnetzbetreibern für den Systemausgleich eingesetzte Energie;
„Regelreserveanbieter“ bezeichnet einen Marktteilnehmer, der Regelarbeit und/oder Regelleistung für Übertragungsnetzbetreiber bereitstellt;
„Regelleistung“ bezeichnet das Volumen der Kapazität, zu dessen Bereithaltung sich ein Regelenergiedienstleister verpflichtet hat und in Bezug auf das er sich verpflichtet hat, während der Vertragslaufzeit Gebote für ein entsprechendes Regelenergievolumen an den Übertragungsnetzbetreiber abzugeben;
„Bilanzkreisverantwortlicher“ bezeichnet einen Marktteilnehmer oder dessen von ihm gewählten Vertreter, der für dessen Bilanzkreisabweichungen im Strommarkt verantwortlich ist;
„Bilanzkreisabrechnungszeitintervall“ bezeichnet den Zeitraum, für den die Bilanzkreisabweichung der Bilanzkreisverantwortlichen berechnet wird;
„Ausgleichsenergiepreis“ bezeichnet den positiven, negativen oder null betragenden Preis in einem Bilanzkreisabrechnungszeitintervall für eine Bilanzkreisabweichung in jeder Richtung;
„Geltungsbereich des Ausgleichsenergiepreises“ bezeichnet das Gebiet, für das ein Ausgleichsenergiepreis berechnet wird;
„Präqualifikationsverfahren“ bezeichnet das Verfahren zur Überprüfung, ob ein Regelenergiedienstleister die Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber erfüllt;
„Reservekapazität“ bezeichnet die Menge der Frequenzhaltungsreserven, Frequenzwiederherstellungsreserven oder Ersatzreserven, die dem Übertragungsnetzbetreiber zur Verfügung stehen müssen;
„vorrangiger Dispatch“ bezeichnet im Zusammenhang mit dem Self-Dispatch-Modell den Einsatz von Kraftwerken auf der Grundlage anderer Kriterien als der wirtschaftlichen Reihung der Gebote, und, im Zusammenhang mit dem zentralen Dispatch-Modell, den Einsatz von Kraftwerken auf der Grundlage anderer Kriterien als der wirtschaftlichen Reihung der Gebote und der Netzbeschränkungen, wobei dem Einsatz bestimmter Erzeugungstechnologien Vorrang eingeräumt wird;
„Kapazitätsberechnungsregion“ bezeichnet das geografische Gebiet, in dem die koordinierte Kapazitätsberechnung vorgenommen wird;
„Kapazitätsmechanismus“ bezeichnet eine vorübergehende Maßnahme zur Erreichung des notwendigen Maßes an Angemessenheit der Ressourcen, in deren Rahmen Ressourcen für ihre Verfügbarkeit vergütet werden, mit Ausnahme von Systemdienstleistungen betreffenden Maßnahmen oder Engpassmanagement;
„hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung“ bezeichnet die Kraft-Wärme-Kopplung, die den Kriterien in Anhang II der Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates ( 1 ) entspricht;
„Demonstrationsvorhaben“ bezeichnet ein Vorhaben, das eine in der Union völlig neuen Technologie („first of its kind“) demonstriert, die eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation darstellt;
„Marktteilnehmer“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, die Elektrizität kauft, verkauft oder erzeugt, sich mit Aggregierung beschäftigt oder Leistungen im Bereich der Laststeuerung oder der Speicherung betreibt, was die Erteilung von Handelsaufträgen in einem oder mehreren Elektrizitätsmärkten einschließlich der Regelarbeitsmärkte umfasst;
„Redispatch“ bezeichnet eine Maßnahme, einschließlich einer Einschränkung, die von einem oder mehreren Übertragungs- oder Verteilernetzbetreibern durch die Veränderung des Erzeugungs- oder des Lastmusters oder von beidem aktiviert wird, um die physikalischen Lastflüsse im Stromsystem zu ändern und physikalische Engpässe zu mindern oder anderweitig für Systemsicherheit zu sorgen;
„Countertrading“ bezeichnet einen zonenübergreifenden Austausch zwischen zwei Gebotszonen, der von den Netzbetreibern zur Minderung physikalischer Engpässe initiiert wird;
„Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung“ bezeichnet eine Einrichtung, die Primärenergie in elektrische Energie umwandelt und eine oder mehrere mit einem Netz verbundene Stromerzeugungsanlagen umfasst;
„zentrales Dispatch-Modell“ bezeichnet ein Fahrplanerstellungs- und Dispatch-Modell, bei dem die Erzeugungs- und Verbrauchsfahrpläne sowie die Einsatzplanung für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und Verbrauchsanlagen — was regelbare Anlagen betrifft — von einem Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des integrierten Fahrplanerstellungsverfahrens bestimmt werden;
„Self-Dispatch-Modell“ bezeichnet ein Fahrplanerstellungs- und Dispatch-Modell, bei dem die Erzeugungs- und Verbrauchsfahrpläne sowie die Einsatzplanung für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und Verbrauchsanlagen von den Scheduling Agenten dieser Einrichtungen bestimmt werden;
„Standard-Regelreserveprodukt“ bezeichnet ein von allen Übertragungsnetzbetreibern für den Austausch von Regelreserve definiertes harmonisiertes Regelreserveprodukt;
„spezifisches Regelreserveprodukt“ bezeichnet ein Regelreserveprodukt, bei dem es sich nicht um ein Standard-Regelreserveprodukt handelt;
„delegierter Betreiber“ bezeichnet eine Einrichtung, der spezifische Aufgaben und Pflichten, mit denen nach Maßgabe dieser Verordnung oder anderer Rechtsakte der Union ein Übertragungsnetzbetreiber oder ein nominierter Strommarktbetreiber betraut wurde, von diesem Übertragungsnetzbetreiber oder NEMO übertragen oder von einem Mitgliedstaat oder einer Regulierungsbehörde zugewiesen wurden;
„Kunde“ bezeichnet einen Kunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Endkunde“ bezeichnet einen Endkunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 3 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Großhändler“ bezeichnet einen Großhändler im Sinne von Artikel 2 Nummer 2 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Haushaltskunde“ bezeichnet einen Haushaltskunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Kleinunternehmen“ bezeichnet ein Kleinunternehmen im Sinne von Artikel 2 Nummer 7 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„aktiver Kunde“ bezeichnet einen aktiven Kunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 8 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Elektrizitätsmärkte“ bezeichnet Elektrizitätsmärkte im Sinne von Artikel 2 Nummer 9 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Versorgung“ bezeichnet Versorgung im Sinne von Artikel 2 Nummer 12 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Elektrizitätsversorgungsvertrag“ bezeichnet einen Elektrizitätsversorgungsvertrag im Sinne von Artikel 2 Nummer 13 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Aggregierung“ bezeichnet Aggregierung im Sinne von Artikel 2 Nummer 18 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Laststeuerung“ bezeichnet Laststeuerung im Sinne von Artikel 2 Nummer 20 der Richtlinie (EU) 2019/944.;
„intelligentes Messsystem“ bezeichnet ein intelligentes Verbrauchserfassungssystem im Sinne von Artikel 2 Nummer 23 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Interoperabilität“ bezeichnet Interoperabilität im Sinne von Artikel 24 Nummer 2 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Verteilung“ bezeichnet Verteilung im Sinne von Artikel 2 Nummer 28 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Verteilernetzbetreiber“ bezeichnet einen Verteilernetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 29 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Energieeffizienz“ bezeichnet Energieeffizienz im Sinne von Artikel 2 Nummer 30 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Energie aus erneuerbaren Quellen“ oder „erneuerbare Energie“ bezeichnet Energie aus erneuerbaren Quellen im Sinne von Artikel 2 Nummer 31 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„verteilte Erzeugung“ bezeichnet verteilte Erzeugung im Sinne von Artikel 2 Nummer 32 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Übertragung“ bezeichnet Übertragung im Sinne von Artikel 2 Nummer 34 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Übertragungsnetzbetreiber“ bezeichnet einen Übertragungsnetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 35 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Netzbenutzer“ bezeichnet einen Netzbenutzer im Sinne von Artikel 2 Nummer 36 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Erzeugung“ bezeichnet Erzeugung im Sinne von Artikel 2 Nummer 37 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Erzeuger“ bezeichnet einen Erzeuger im Sinne von Artikel 2 Nummer 38 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Verbundnetz“ bezeichnet ein Verbundnetz im Sinne von Artikel 2 Nummer 40 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„kleines, isoliertes Netz“ bezeichnet ein kleines, isoliertes Netz im Sinne von Artikel 2 Nummer 42 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„kleines Verbundnetz“ bezeichnet ein kleines Verbundnetz im Sinne von Artikel 2 Nummer 43 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Systemdienstleistung“ bezeichnet eine Systemdienstleistung im Sinne von Artikel 2 Nummer 48 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„nicht frequenzgebundene Systemdienstleistung“ bezeichnet eine nicht frequenzgebundene Systemdienstleistung im Sinne von Artikel 2 Nummer 49 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„Energiespeicherung“ bezeichnet Energiespeicherung im Sinne von Artikel 2 Nummer 59 der Richtlinie (EU) 2019/944;
„regionales Koordinierungszentrum“ bezeichnet ein regionales Koordinierungszentrum im Sinne des Artikel 35 dieser Verordnung;
„Energiegroßhandelsmarkt“ bezeichnet einen Energiegroßhandelsmarkt im Sinne von Artikel 2 Nummer 6 der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 2 );
„Gebotszone“ bezeichnet das größte geografische Gebiet, in dem Marktteilnehmer ohne Kapazitätsvergabe Energie austauschen können;
„Kapazitätsvergabe“ bezeichnet die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität;
„Regelzone“ bezeichnet einen von einem einzigen Übertragungsnetzbetreiber betriebenen zusammenhängenden Teil des Verbundnetzes und umfasst angeschlossene physikalische Lasten und/oder gegebenenfalls Erzeugungseinheiten;
„koordinierte Nettoübertragungskapazität“ bezeichnet eine Kapazitätsberechnungsmethode, die auf dem Grundsatz beruht, dass ein maximaler Austausch von Energie zwischen angrenzenden Gebotszonen ex ante geprüft und festgelegt wird;
„kritisches Netzelement“ bezeichnet ein Netzelement entweder innerhalb einer Gebotszone oder zwischen Gebotszonen, das bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt wird und die Strommenge, die ausgetauscht werden kann, begrenzt;
„zonenübergreifende Kapazität“ bezeichnet die Fähigkeit des Verbundnetzes, einen Energietransfer zwischen den Gebotszonen zu ermöglichen;
„Erzeugungseinheit“ bezeichnet eine einzelne Stromerzeugungseinheit, die zu einer Produktionseinheit gehört.
KAPITEL II
ALLGEMEINE VORSCHRIFTEN FÜR DEN ELEKTRIZITÄTSMARKT
Artikel 3
Grundsätze für den Betrieb der Elektrizitätsmärkte
Die Mitgliedstaaten, die Regulierungsbehörden, die Übertragungsnetzbetreiber, die Verteilernetzbetreiber, die Marktbetreiber und die delegierten Betreiber sorgen dafür, dass die Elektrizitätsmärkte nach den folgenden Grundsätzen betrieben werden:
Preise werden auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage gebildet.
Die Marktvorschriften begünstigen die freie Preisbildung und vermeiden Maßnahmen, mit denen eine Preisbildung auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage verhindert wird.
Die Marktvorschriften erleichtern die Heranbildung flexiblerer Erzeugung, nachhaltiger Erzeugung mit geringen CO2-Emissionen und flexiblerer Nachfrage.
Den Kunden wird es ermöglicht, von den Marktchancen und dem erhöhten Wettbewerb auf den Endkundenmärkten zu profitieren, und sie werden in die Lage versetzt, als Marktteilnehmer am Energiemarkt und der Energiewende mitzuwirken.
Die Marktbeteiligung von Endkunden und Kleinunternehmen wird, in Einklang mit dem Wettbewerbsrecht der Union, durch die Aggregierung der Erzeugung mehrerer Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung oder der Last mehrerer Laststeuerungsanlagen ermöglicht, um auf dem Elektrizitätsmarkt Elektrizität gemeinsam anzubieten und die Anlagen im Stromsystem gemeinsam zu betreiben.
Die Marktvorschriften ermöglichen die Dekarbonisierung des Stromsystems und somit der Wirtschaft, einschließlich durch die Integration von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen und die Schaffung von Anreizen für Energieeffizienz.
Die Marktvorschriften bieten geeignete Investitionsanreize, damit Erzeugung, insbesondere langfristige Investitionen in ein dekarbonisiertes und nachhaltiges Stromsystem, Energiespeicherung, Energieeffizienz und Laststeuerung den Erfordernissen des Marktes Rechnung tragen, ermöglichen lauteren Wettbewerb und gewährleisten damit Versorgungssicherheit.
Hindernisse für grenzüberschreitende Stromflüsse zwischen Gebotszonen oder Mitgliedstaaten und grenzüberschreitende Transaktionen auf den Elektrizitätsmärkten und die mit ihnen verbundenen Dienstleistungsmärkte sind schrittweise zu beseitigen.
Die Marktvorschriften ermöglichen die regionale Zusammenarbeit dort, wo diese sinnvoll ist.
Die sichere und nachhaltige Erzeugung sowie Energiespeicherung und Laststeuerung nehmen gemäß den Anforderungen des Unionsrechts gleichberechtigt am Markt teil.
Alle Erzeuger sind direkt oder indirekt für den Verkauf der von ihnen erzeugten Elektrizität verantwortlich.
Die Marktvorschriften ermöglichen die Entwicklung von Demonstrationsvorhaben zu nachhaltigen und sicheren Energiequellen, -technologien oder -systemen mit geringen CO2-Emissionen, die verwirklicht und zum Wohle der Gesellschaft genutzt werden.
Die Marktvorschriften ermöglichen den Dispatch von Erzeugungsanlagen, Energiespeicherung und Laststeuerung.
Die Marktvorschriften ermöglichen den Markteintritt und -austritt von Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- und Stromversorgungsunternehmen auf der Grundlage der von ihnen durchgeführten Bewertung der wirtschaftlichen und finanziellen Tragfähigkeit ihrer Tätigkeit.
Damit sich die Markteilnehmer marktbasiert gegen Preisschwankungsrisiken wappnen können und Unsicherheiten hinsichtlich künftiger Investitionsrenditen abgeschwächt werden, dürfen langfristige Absicherungsmöglichkeiten auf transparente Weise an den Börsen gehandelt und langfristige Lieferverträge außerbörslich ausgehandelt werden, wobei das Wettbewerbsrecht der Union einzuhalten ist.
Die Marktvorschriften erleichtern den unionsweiten Handel mit Produkten und bei Änderungen des Regelungsrahmens muss den Auswirkungen auf sowohl kurzfristige als auch langfristige Terminmärkte und -produkte Rechnung getragen werden.
Marktteilnehmer haben Anspruch darauf, Zugang zu Übertragungs- und Verteilungsnetzen auf der Grundlage objektiver, transparenter und diskriminierungsfreier Bedingungen zu erlangen.
Artikel 4
Gerechter Übergang
Die Kommission unterstützt mit allen zur Verfügung stehenden Mitteln Mitgliedstaaten, die eine nationale Strategie zur schrittweise vorgenommenen Verringerung der vorhandenen Kapazitäten für die Erzeugung von Energie aus Kohle und anderen festen fossilen Brennstoffen sowie des Abbaus dieser Brennstoffe einführen, um den „gerechten Übergang“ in vom Strukturwandel betroffenen Regionen zu ermöglichen. Die Kommission unterstützt die Mitgliedstaaten dabei, die sozialen und wirtschaftlichen Auswirkungen der Umstellung auf saubere Energie anzugehen.
Die Kommission arbeitet eng und partnerschaftlich mit den Interessenträgern in Regionen, die in hohem Maße von Kohle und einer CO2-intensiven Wirtschaft abhängig sind, zusammen, erleichtert den Zugang zu verfügbaren Mitteln und Programmen sowie deren Nutzung, und fördert den Austausch über bewährte Verfahren, wozu auch Gespräche über Fahrpläne für die Industrie und über den Umschulungsbedarf zählen.
Artikel 5
Bilanzkreisverantwortung
Die Mitgliedstaaten können Freistellungen von der Bilanzkreisverantwortung vorsehen, jedoch ausschließlich für:
Demonstrationsvorhaben für innovative Technologien, vorbehaltlich der Genehmigung durch die Regulierungsbehörde, sofern diese Freistellungen auf den Zeitraum und den Umfang begrenzt sind, die zur Verwirklichung der Demonstrationszwecke erforderlich sind.
Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die eine installierte Stromerzeugungskapazität von weniger als 400 kW haben.
Anlagen, die mit Genehmigung der Kommission nach den Unionsvorschriften über staatliche Beihilfen gemäß den Artikeln 107, 108 und 109 AEUV gefördert werden und vor dem 4. Juli 2019 in Betrieb genommen wurden.
Unbeschadet der Artikel 107 und 108 AEUV können die Mitgliedstaaten Marktteilnehmern, die vollständig oder teilweise von der Bilanzkreisverantwortung ausgenommen sind, Anreize bieten, damit diese die vollständige Bilanzkreisverantwortung übernehmen.
Artikel 6
Regelreservemarkt
Die Regelreservemärkte einschließlich der Präqualifikationsverfahren werden so organisiert, dass
jedwede Diskriminierung einzelner Marktteilnehmer unter Berücksichtigung der unterschiedlichen technischen Bedürfnisse des Stromsystems und der unterschiedlichen technischen Fähigkeiten von Stromerzeugungsquellen, Energiespeicherung und Laststeuerung verhindert wird,
die transparente und technologieneutrale Definition der Dienstleistungen und ihre transparente, marktbasierte Beschaffung sichergestellt wird,
allen Marktteilnehmern, auch denjenigen, die aus Elektrizität aus fluktuierender erneuerbaren Energiequellen sowie Laststeuerung und Speicherung anbieten, entweder einzeln oder durch Aggregierung diskriminierungsfreier Zugang gewährt wird,
sie dem Umstand Rechnung tragen, dass immer größere Anteile fluktuierender Erzeugung, höhere Nachfrageflexibilität und die Entwicklung neuer Technologien bewältigt werden müssen.
Die Marktteilnehmer dürfen Gebote möglichst echtzeitnah abgeben, und der Zeitpunkt der Schließung des Regelarbeitsmarkts darf nicht vor dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes liegen.
Übertragungsnetzbetreiber, die ein zentrales Dispatch-Modell anwenden, dürfen weitere Regeln in Einklang mit der gemäß Artikel 6 Absatz 11 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem einführen.
Bei der Beschaffung von Regelleistung wird ein Primärmarkt zugrunde gelegt, sofern und soweit die Regulierungsbehörde nicht eine Freistellung vorsieht, um aufgrund mangelnden Wettbewerbs auf dem Markt für Regelreserve andere Formen der marktbasierten Beschaffung zuzulassen. Freistellungen von der Verpflichtung, die Nutzung der Primärmärkte der Beschaffung von Regelleistung zugrunde zu legen, werden alle drei Jahre überprüft.
Wenn eine Freistellung gewährt wird, darf für zumindest 40 % der Standard-Regelreserveprodukte und mindestens 30 % aller Produkte, die für die Regelleistung verwendet werden, der Regelleistungsvertrag nicht mehr als einen Tag vor der Bereitstellung der Regelleistung abgeschlossen werden, und die Vertragslaufzeit darf nicht mehr als einen Tag betragen. Der Vertrag über den verbleibenden Regelleistungsanteil darf höchstens einen Monat vor der Bereitstellung der Regelleistung geschlossen werden, und die Vertragslaufzeit darf höchstens einen Monat betragen.
Auf Antrag des Übertragungsnetzbetreibers kann die Regulierungsbehörde beschließen, die in Absatz 9 genannte Vertragslaufzeit für den verbleibenden Regelleistungsanteil auf höchstens zwölf Monate zu verlängern, sofern eine derartige Entscheidung zeitlich begrenzt ist und der Vorteil der Kostensenkung für Endkunden den Nachteil der Beeinträchtigung des Marktes überwiegt. Dieser Antrag enthält
den bestimmten Zeitraum, in dem die Ausnahme gelten soll,
das bestimmte Volumen der Regelleistung, für das die Ausnahme gelten soll,
eine Analyse der Auswirkung der Ausnahme auf die Beteiligung von Regelreserveressourcen und
den Nachweis, dass sich durch eine derartige Ausnahme die Kosten für die Endkunden senken ließen.
Die Vorschläge für Freistellungen enthalten eine Beschreibung der Maßnahmen, die vorgeschlagen werden, um die Verwendung spezifischer Produkte auf ein Mindestmaß, welches von der wirtschaftlichen Effizienz abhängig ist, zu beschränken, einen Nachweis, dass die spezifischen Produkte keine erheblichen Effizienzmängel oder Verzerrungen auf dem Regelreservemarkt entweder innerhalb oder außerhalb des Fahrplangebiets verursachen, und etwaige Regeln und Informationen in Bezug auf das Verfahren für die Umwandlung von Regelarbeitsgeboten für spezifische Regelreserveprodukte in Regelarbeitsgebote für Standard-Regelreserveprodukte.
Artikel 7
Day-Ahead- und Intraday-Märkte
Die Day-Ahead- und Intraday-Märkte müssen
so organisiert sein, dass es zu keiner Diskriminierung kommt,
es ermöglichen, dass alle Marktteilnehmer Bilanzkreisabweichungen weitestgehend selbst bewältigen,
allen Marktteilnehmern möglichst viele Gelegenheiten bieten, weitestgehend echtzeitnah und über alle Gebotszonen hinweg am zonenübergreifenden Handel teilzunehmen,
den grundlegenden Marktbedingungen, einschließlich des Echtzeitwerts der Energie, entsprechende Preise bieten, auf die die Marktteilnehmer bei der Vereinbarung längerfristiger Absicherungsprodukte zurückgreifen können,
die Betriebssicherheit gewährleisten und gleichzeitig die maximale Nutzung von Übertragungskapazität ermöglichen,
bei Wahrung der Vertraulichkeit von Geschäftsinformationen transparent sein und sicherstellen, dass beim Handel die Anonymität gewahrt bleibt,
eine Unterscheidung zwischen Transaktionen innerhalb einer Gebotszone und Transaktionen zwischen Gebotszonen ausschließen und
so organisiert sein, dass sie allen Marktteilnehmern einzeln oder durch Aggregierung zugänglich sind.
Artikel 8
Handel an den Day-Ahead- und Intraday-Märkten
Wurde von allen nationalen Regulierungsbehörden eines Synchrongebiets eine Ausnahme gewährt, so beträgt das Bilanzkreisabweichungszeitintervall ab dem 1. Januar 2025 nicht mehr als 30 Minuten.
Artikel 9
Terminmärkte
Artikel 10
Technische Gebotsgrenzen
Artikel 11
Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung
Artikel 12
Dispatch von Erzeugungsanlagen und Laststeuerung
Unbeschadet der Artikel 107, 108 und 109 AEUV stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass die Netzbetreiber beim Dispatch von Stromerzeugungseinrichtungen — soweit der sichere Betrieb des nationalen Stromsystems es zulässt — auf der Grundlage transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien Erzeugungseinrichtungen Vorrang gewähren, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und sofern diese Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung entweder
Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung sind, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die eine installierte Stromerzeugungskapazität von weniger als 400 kW haben, oder
Demonstrationsvorhaben für innovative Technologien sind, vorbehaltlich der Genehmigung durch die Regulierungsbehörde, sofern dieser Vorrang auf den Zeitraum und den Umfang begrenzt ist, der zur Verwirklichung der Demonstrationszwecke erforderlich ist.
Ein Mitgliedstaat kann beschließen, der vorrangige Dispatch gemäß Absatz 2 Buchstabe a nicht auf Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung anzuwenden, die mindestens sechs Monate nach diesem Beschluss in Betrieb genommen werden, oder eine niedrigere Mindestkapazität als in Absatz 2 Buchstabe a festzulegen, sofern die folgenden Bedingungen erfüllt sind:
Er verfügt über gut funktionierenden Intraday-, und andere Großhandels- und Regelreservemärkte, die allen Marktteilnehmern gemäß dieser Verordnung uneingeschränkt zugänglich sind.
Die Vorschriften über Redispatch und das Engpassmanagement sind für alle Marktteilnehmer transparent.
Der nationale Beitrag des Mitgliedstaats zu dem verbindlichen Gesamtziel der Union für den Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen nach Artikel 3 Absatz 2 der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 3 ) und Artikel 4 Buchstabe a Nummer 2 der Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 4 ) ist mindestens gleich dem Ergebnis der Formel in Anhang II der Verordnung (EU) 2018/1999, und der Anteil an Energie aus erneuerbaren Quellen in dem jeweiligen Mitgliedstaat liegt nicht unter seinen Referenzwerten nach Artikel 4 Buchstabe a Nummer 2 der Verordnung (EU) 2018/1999, oder — alternativ — der Anteil der Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendelektrizitätsverbrauch des jeweiligen Mitgliedstaats beträgt mindestens 50 %.
Der Mitgliedstaat hat die geplante Freistellung der Kommission mitgeteilt und dabei im Einzelnen dargelegt, wie die Bedingungen der Buchstaben a, b und c erfüllt werden.
Der Mitgliedstaat hat die geplante Freistellung mit einer ausführlichen Begründung für ihre Gewährung veröffentlicht und dabei erforderlichenfalls der Wahrung vertraulicher Geschäftsinformationen gebührend Rechnung getragen.
Bei jeder Freistellung dürfen ungeachtet etwaiger freiwilliger Vereinbarungen zwischen einem Mitgliedstaat und einer Erzeugungseinrichtung keine rückwirkenden Änderungen mit Wirkung für Erzeugungseinrichtungen, denen bereits ein vorrangiger Dispatch eingeräumt wurde, vorgenommen werden.
Unbeschadet der Artikel 107, 108 und 109 AEUV können die Mitgliedstaaten im Fall von Anlagen, die für den vorrangigen Dispatch infrage kommen, Anreize vorsehen, es freiwillig aufzugeben.
Artikel 13
Redispatch
Der nicht marktbasierte Redispatch der Erzeugung, der Energiespeicherung und der Laststeuerung darf nur zum Einsatz kommen, wenn
keine marktbasierte Alternative verfügbar ist,
alle verfügbaren marktbasierten Ressourcen eingesetzt wurden,
die Zahl der verfügbaren Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlagen in dem Gebiet, in dem sich für die Erbringung der Dienstleistung geeignete Anlagen befinden, zu gering ist, um einen wirksamen Wettbewerb sicherzustellen, oder
durch die aktuelle Netzsituation derart regelmäßig und vorhersehbar Engpässe verursacht werden, dass ein marktbasierter Redispatch ein regelmäßiges strategisches Bietverhalten herbeiführen würde, was die interne Engpasslage weiter verschlechtern würde, und der betroffene Mitgliedstaat hat entweder einen Aktionsplan zum Angehen dieses Engpasses erlassen, oder er stellt sicher, dass die verfügbare Mindestkapazität für zonenübergreifenden Handel Artikel 16 Absatz 8 entspricht.
Die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber legen der zuständigen Regulierungsbehörde zumindest jährlich einen Bericht vor, und zwar über
den Entwicklungsstand und die Wirksamkeit der marktbasierten Redispatch-Mechanismen für Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- und Laststeuerungsanlagen,
die Gründe, das Volumen in MWh und die Art der Erzeugungsquelle, die einem Redispatch unterliegen,
die Maßnahmen — einschließlich Investitionen in die Digitalisierung der Netzinfrastruktur und in Dienstleistungen zur Erhöhung der Flexibilität —, dank deren der abwärts gerichtete Redispatch von Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, künftig seltener erforderlich ist.
Die Regulierungsbehörden leiten den Bericht an ACER weiter und veröffentlichen eine Zusammenfassung der in Unterabsatz 1 Buchstabe a, b und c genannten Daten, der sie nötigenfalls Verbesserungsvorschläge beifügen.
Vorbehaltlich der zur Wahrung der Zuverlässigkeit und der Sicherheit des Netzes zu erfüllenden Anforderungen und auf der Grundlage transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien, die von den Regulierungsbehörden festgelegt werden, müssen die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber
gewährleisten, dass die Übertragungs- und Verteilernetze in der Lage sind, die aus erneuerbaren Energiequellen oder mittels hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung erzeugte Elektrizität mit möglichst geringem Redispatch zu übertragen; dabei darf Redispatch bei der Netzplanung jedoch weiterhin in begrenztem Umfang Berücksichtigung finden, wenn die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber transparent nachweisen können, dass dies wirtschaftlich effizienter ist, und wenn dies 5 % der jährlich erzeugten Elektrizität in Anlagen, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die direkt an das jeweilige Netz angeschlossen sind, nicht überschreitet, sofern ein Mitgliedstaat, in dem Elektrizität aus Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, einen Anteil von mindestens 50 % am jährlichen Bruttoendstromverbrauch ausmacht, nichts anderes bestimmt;
angemessene netz- und marktbezogene betriebliche Maßnahmen ergreifen, um der abwärts gerichtete Redispatch von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung zu minimieren;
sicherstellen, dass ihre Netze flexibel genug sind, damit sie sie betreiben können.
Bei nicht marktbasiertem abwärts gerichtetem Redispatch gelten folgende Grundsätze:
Bei Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, darf abwärts gerichteter Redispatch nur dann angewandt werden, wenn es keine Alternative gibt oder wenn andere Lösungen zu erheblich unverhältnismäßig hohen Kosten führen oder die Netzsicherheit erheblich gefährden würden.
Auf Elektrizität, die mittels hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung erzeugt wurde, darf abwärts gerichteter Redispatch nur dann angewandt werden, wenn es abgesehen von abwärts gerichtetem Redispatch bei Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, keine Alternative gibt oder, wenn andere Lösungen zu unverhältnismäßig hohen Kosten führen oder die Netzsicherheit erheblich gefährden würden.
Nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, darf nicht Gegenstand von abwärts gerichtetem Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen.
Abwärts gerichteter Redispatch gemäß den Buchstaben a, b und c ist hinreichend und auf transparente Weise zu begründen. Die Begründung ist in den Bericht gemäß Absatz 3 aufzunehmen.
Bei der Anwendung des nicht marktbasierten Redispatch hat der Betreiber der Erzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlage, mit der der Redispatch erfolgt ist, Anspruch auf einen finanziellen Ausgleich durch den Netzbetreiber, der den Redispatch angefordert hat, außer wenn der Erzeuger einen Netzanschlussvertrag akzeptiert hat, der keine Garantie für eine verbindliche Lieferung von Energie enthält. Ein solcher finanzieller Ausgleich erfolgt mindestens in Höhe des höheren der folgenden Beträge oder einer Kombination beider Beträge, wenn die Anwendung nur des höheren einen ungerechtfertigt niedrigen bzw. hohen finanziellen Ausgleich zur Folge hätte:
Betrag der zusätzlichen Betriebskosten, die durch den Redispatch entstehen, beispielsweise zusätzliche Brennstoffkosten im Fall von aufwärts gerichtetem Redispatch oder zusätzliche Wärmebereitstellung im Fall von abwärts gerichtetem Redispatch von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung mit hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung;
Nettoeinnahmen aus dem Verkauf von Elektrizität auf dem Day-Ahead-Markt, die die Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlage ohne die Aufforderung zum Redispatch erzielt hätte. Erhält die Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlage eine finanzielle Unterstützung auf der Grundlage der erzeugten oder verbrauchten Strommenge, so gilt die finanzielle Unterstützung, die ohne die Aufforderung zum Redispatch erteilt worden wäre, als Teil der Nettoeinnahmen.
KAPITEL III
NETZZUGANG UND ENGPASSMANAGEMENT
ABSCHNITT 1
Kapazitätsvergabe
Artikel 14
Überprüfung von Gebotszonen
Artikel 15
Aktionspläne
Für diese jährliche Erhöhung wird eine lineare Verlaufskurve zugrunde gelegt. Den Ausgangspunkt dieser Verlaufskurve bildet entweder die im Jahr vor der Annahme des Aktionsplans zugewiesene Kapazität an dieser Grenze oder auf einem kritischen Netzelement oder der Durchschnitt der letzten drei Jahre vor der Annahme des Aktionsplans, je nachdem, welcher Wert höher ist. Die Mitgliedstaaten stellen, während sie ihre Aktionspläne umsetzen — auch unter Rückgriff auf Entlastungsmaßnahmen in der Kapazitätsberechnungsregion — sicher, dass die gemäß Artikel 16 Absatz 8 für den zonenübergreifenden Handel zur Verfügung gestellte Kapazität mindestens gleich den Werten der linearen Verlaufskurve ist.
Fassen die maßgeblichen Mitgliedstaaten keinen einstimmigen Beschluss innerhalb der zulässigen Frist, so teilen sie dies der Kommission umgehend mit. Als letztes Mittel erlässt die Kommission nach Konsultation von ACER und der maßgeblichen Interessenträger binnen sechs Monaten nach Erhalt dieser Mitteilung einen Beschluss, ob die Gebotszonenkonfiguration in und zwischen jenen Mitgliedstaaten geändert oder beibehalten werden sollte.
Vor der Ausarbeitung des Berichts übermittelt jeder Übertragungsnetzbetreiber seiner Regulierungsbehörde seinen Beitrag zu dem Bericht mit allen maßgeblichen Daten zur Genehmigung. Zeigt die Bewertung, dass ein Übertragungsnetzbetreiber die Mindestkapazität nicht erreicht hat, erfolgt die Beschlussfassung nach Absatz 5 dieses Artikels.
Artikel 16
Allgemeine Grundsätze für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement
Regionale Koordinierungszentren berechnen die zonenübergreifenden Kapazitäten unter Einhaltung der Betriebssicherheitsgrenzwerte anhand der Daten der Übertragungsnetzbetreiber einschließlich der Daten über die technische Verfügbarkeit von Entlastungsmaßnahmen, ohne den Lastabwurf miteinzubeziehen. Gelangen die regionalen Koordinierungszentren zu dem Schluss, dass diese verfügbaren Entlastungsmaßnahmen in der Kapazitätsberechnungsregion oder zwischen Kapazitätsberechnungsregionen nicht ausreichen, um unter Einhaltung der Betriebssicherheitsgrenzwerte die lineare Verlaufskurve gemäß Artikel 15 Absatz 2 oder die Mindestkapazitäten gemäß Artikel 16 Absatz 8 zu erreichen, so können sie als letztes Mittel koordinierte Maßnahmen festlegen, um die zonenübergreifenden Kapazitäten entsprechend zu verringern. Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen von koordinierten Maßnahmen zur koordinierten Kapazitätsberechnung und zur koordinierten Sicherheitsanalyse nur gemäß Artikel 42 Absatz 2 abweichen.
Die regionalen Koordinierungszentren berichten, ab drei Monaten nachdem sie ihren Betrieb nach Artikel 35 Absatz 2 dieser Verordnung aufgenommen haben, und alle drei Monate danach, den maßgeblichen Regulierungsbehörden und ACER über Verringerungen der Kapazität und Abweichungen von koordinierten Maßnahmen gemäß Unterabsatz 2, bewerten die Fälle und unterbreiten erforderlichenfalls Empfehlungen dazu, wie diese Abweichungen in Zukunft vermieden werden können. Gelangt ACER zu dem Schluss, dass die Voraussetzungen für eine Abweichung gemäß diesem Absatz nicht erfüllt sind und diese Abweichung von struktureller Art ist, so übermittelt sie den maßgeblichen Regulierungsbehörden und der Kommission eine entsprechende Stellungnahme. Die zuständigen Regulierungsbehörden ergreifen gemäß Artikel 59 oder 62 der Richtlinie (EU) 2019/944 geeignete Maßnahmen gegen Übertragungsnetzbetreiber oder regionale Koordinierungszentren, wenn die Voraussetzungen für eine Abweichung nach diesem Absatz nicht erfüllt waren.
Abweichungen struktureller Art sind in einem Aktionsplan nach Artikel 14 Absatz 7 oder mittels einer Aktualisierung eines vorhandenen Aktionsplans anzugehen.
Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen die den Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellende Verbindungskapazität nicht beschränken, um einen Engpass in ihrer eigenen Gebotszone zu beheben oder um Stromflüsse zu bewältigen, die aufgrund von Transaktionen innerhalb der Gebotszonen entstanden sind. Unbeschadet der Anwendung von Freistellungen gemäß Absatz 3 und 9 dieses Artikels und der Anwendung von Artikel 15 Absatz 2 gelten die Bestimmungen dieses Absatzes als erfüllt, wenn die folgenden Mindestwerte der verfügbaren Kapazität für den zonenübergreifenden Handel erreicht sind:
Bei Grenzen, bei denen ein Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität angewandt wird, beträgt der Mindestwert 70 % der Übertragungskapazität, welche die Betriebssicherheitsgrenzwerte einhält und wegen der Ausfallvarianten einen Abzug vornimmt, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ermittelt wurden.
Bei Grenzen, an denen ein lastflussgestützter Ansatz angewandt wird, ist die Mindestkapazität eine bei der Kapazitätsberechnung gesetzte Grenze, die für durch zonenübergreifenden Austausch ausgelöste Lastflüsse verfügbar ist. Die Grenze beträgt 70 % der Kapazität der internen und zonenübergreifenden kritischen Netzelemente, die die Betriebssicherheitsgrenzwerte einhält, wobei Ausfallvarianten zu berücksichtigen sind, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement festgelegt wurden.
Die Gesamtmenge von 30 % kann auf jedem kritischen Netzelement für Zuverlässigkeitsmargen, Ringflüsse und interne Stromflüsse verwendet werden.
Vor der Gewährung einer Freistellung konsultiert die maßgebliche Regulierungsbehörde die Regulierungsbehörden der anderen Mitgliedstaaten, die zu der betroffenen Kapazitätsberechnungsregion gehören. Ist eine der Regulierungsbehörden mit der vorgeschlagenen Freistellung nicht einverstanden, so entscheidet gemäß Artikel 6 Absatz 10 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/942 ACER über ihre Erteilung. Die Gründe für die Freistellung werden veröffentlicht.
Wird eine Freistellung gewährt, so erarbeiten und veröffentlichen die maßgeblichen Übertragungsnetzbetreiber eine Methode und Projekte für eine langfristige Lösung des Problems, gegen das mit der Freistellung vorgegangen werden soll. Die Freistellung endet mit Ablauf der Frist für die Freistellung oder sobald die Lösung angewendet wird, je nachdem, welcher Zeitpunkt der frühere ist.
Dieses Niveau wird von allen Übertragungsnetzbetreibern in einer Kapazitätsberechnungsregion für jede einzelne Gebotszonengrenze gemeinsam analysiert und festgelegt und unterliegt der Genehmigung aller Regulierungsbehörden in der Kapazitätsberechnungsregion.
Artikel 17
Zuweisung zonenübergreifender Kapazität für alle Zeitbereiche
Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen eine angemessene Struktur für die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität für alle Zeitbereiche, einschließlich derjenigen für die Day-Ahead-, Intraday- und Regelarbeitsmärkte, vor. Diese Vergabestruktur wird von den maßgeblichen Regulierungsbehörden überprüft. Bei der Ausarbeitung ihrer Vorschläge berücksichtigen die Übertragungsnetzbetreiber
die Eigenheiten der Märkte,
die Betriebsbedingungen des Stromsystems, z. B. die Auswirkungen der Saldierung verbindlich angemeldeter Zeitpläne,
den Grad der Harmonisierung der verschiedenen Zeitbereichen zugewiesenen Prozentsätze und die Zeitbereiche, die für die verschiedenen bestehenden Mechanismen für die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität festgelegt wurden.
ABSCHNITT 2
Netzentgelte und Engpasserlöse
Artikel 18
Entgelte für den Netzzugang, die Nutzung und den Ausbau der Netze
Unbeschadet des Artikels 15 Absätze 1 und 6 und der Kriterien in Anhang XI der Richtlinie 2012/27/EU muss die Methode zur Bestimmung der Netzentgelte in neutraler Weise langfristig durch Preissignale für Kunden und Erzeuger zur Gesamteffizienz des Netzes beitragen und insbesondere so angewandt werden, dass durch sie die an die Verteilerebene angeschlossenen Erzeugungsanlagen gegenüber den an die Übertragungsebene angeschlossenen Erzeugungsanlagen weder bevorzugt noch benachteiligt werden. Die Netzentgelte dürfen Energiespeicherung oder -aggregierung weder bevorteilen noch benachteiligen und auch keine Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch oder die Teilnahme an der Laststeuerung setzen. Diese Entgelte dürfen unbeschadet des Absatzes 3 dieses Artikels nicht entfernungsabhängig sein.
Bei der Festsetzung der Netzzugangsentgelte ist Folgendes zu berücksichtigen:
die im Rahmen des Ausgleichsmechanismus zwischen Übertragungsnetzbetreibern geleisteten Zahlungen und verbuchten Einnahmen,
die tatsächlich geleisteten und eingegangenen Zahlungen sowie die auf der Grundlage vergangener Zeiträume geschätzten voraussichtlichen Zahlungen für künftige Zeiträume.
Bis zum 5. Oktober 2019 legt ACER zur Minderung des Risikos der Marktfragmentierung einen Bericht über bewährte Verfahren in Bezug auf Übertragungs- und Verteilungstarifmethoden vor und trägt dabei nationalen Besonderheiten Rechnung. Dieser Bericht über bewährte Verfahren umfasst mindestens
das Verhältnis der gegenüber den Erzeugern und den Endkunden erhobenen Tarife,
die durch die Tarife zu deckenden Kosten,
zeitlich abgestufte Netztarife,
standortbezogene Preissignale,
das Verhältnis zwischen den Übertragungs- und Verteilungstarifen,
Methoden zur Wahrung der Transparenz bei der Festsetzung und Struktur der Tarife,
die Gruppen der Netznutzer, die Tarifen unterliegen, einschließlich der etwaigen Merkmale dieser Gruppen, Formen des Verbrauchs, und alle Tarifbefreiungen,
Verluste in Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetzen.
ACER aktualisiert ihren Bericht zu bewährten Verfahren mindestens alle zwei Jahre.
Artikel 19
Engpasserlöse
Die folgenden Zielsetzungen haben in Hinblick auf die Zuteilung von Einnahmen aus der Vergabe von zonenübergreifender Kapazität Vorrang:
Sicherstellung der tatsächlichen Verfügbarkeit der vergebenen Kapazität, einschließlich Stabilitätskompensation,
Erhaltung oder Ausbau von zonenübergreifenden Kapazitäten durch Optimierung des Einsatzes vorhandener Verbindungsleitungen, erforderlichenfalls durch koordinierte Entlastungsmaßnahmen, oder Deckung von Kosten von Investitionen in die Netze, die für die Verringerung von Engpässen bei Verbindungsleitungen maßgeblich sind.
ACER kann die Übertragungsnetzbetreiber auffordern, die in Unterabsatz 1 genannte Methode zu ändern oder zu aktualisieren. ACER entscheidet über die geänderte oder aktualisierte Methode spätestens sechs Monate nach ihrer Vorlage.
Die Methode muss mindestens die Bedingungen enthalten, unter denen die Einnahmen für die in Absatz 2 genannten Zwecke verwendet werden können, sowie Angaben dazu, unter welchen Voraussetzungen und für wie lange die Einnahmen zur künftigen Verwendung für diese Zwecke auf ein gesondertes internes Konto übertragen werden können.
Die Übertragungsnetzbetreiber legen im Voraus genau fest, wie sie Engpasserlöse zu verwenden gedenken, und sie erstatten den Regulierungsbehörden über die tatsächliche Verwendung dieser Erlöse Bericht. Bis zum 1. März jeden Jahres setzen die nationalen Regulierungsbehörden ACER in Kenntnis und veröffentlichen einen Bericht in dem
die Erlöse für den am 31. Dezember des vorangegangenen Jahres endenden Zwölfmonatszeitraum aufgeführt werden;
dargelegt wird, wie diese Erlöse gemäß Absatz 2 verwendet wurden, darunter Angaben zu den einzelnen Projekten, für die die Erlöse verwendet wurden, und zu dem auf ein gesondertes Konto übertragenen Betrag;
der bei der Berechnung der Netztarife verwendeten Betrag angeführt wird; und
der Nachweis erbracht wird, dass die Verwendung im Einklang mit dieser Verordnung und der nach den Absätzen 3 und 4 ausgearbeiteten Methode erfolgt ist.
Wird ein Teil der Engpasserlöse zur Berechnung der Netztarife verwendet, so wird im Bericht dargelegt, wie die Übertragungsnetzbetreiber die etwaigen vorrangigen Ziele gemäß Absatz 2 erreicht haben.
KAPITEL IV
ANGEMESSENHEIT DER RESSOURCEN
Artikel 20
Angemessenheit der Ressourcen im Elektrizitätsbinnenmarkt
Die Mitgliedstaaten, in denen Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen festgestellt wurden, entwickeln und veröffentlichen im Rahmen des beihilferechtlichen Genehmigungsverfahrens einen Umsetzungsplan mit einem Zeitplan für die Verabschiedung von Maßnahmen zur Beseitigung ermittelter regulatorischer Verzerrungen oder von Fällen von Marktversagen. Um Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen anzugehen, müssen die Mitgliedstaaten insbesondere den in Artikel 3 genannten Grundsätzen Rechnung tragen und Folgendes in Betracht ziehen:
die Beseitigung regulatorischer Verzerrungen,
die Aufhebung von Preisobergrenzen gemäß Artikel 10,
die Einführung einer Funktion für die Knappheitspreisbildung bei Regelarbeit im Sinne von Artikel 44 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2017/2195,
die Erhöhung der Verbundkapazität und der Kapazität des internen Netzes im Hinblick darauf, zumindest die in Artikel 4 Buchstabe d Ziffer 1 der Verordnung (EU) 2018/1999 genannte Verbundvorgabe zu erreichen,
die Ermöglichung von Eigenerzeugung, Energiespeicherung, Laststeuerungsmaßnahmen und Energieeffizienz durch den Erlass von Maßnahmen zur Beseitigung ermittelter regulatorischer Hindernisse,
die Sicherstellung der kosteneffizienten und marktbasierten Beschaffung von Regelreserve und Systemdienstleistungen,
die Abschaffung regulierter Preise, sofern nach Artikel 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 vorgeschrieben.
Artikel 21
Allgemeine Grundsätze für Kapazitätsmechanismen
Artikel 22
Gestaltungsgrundsätze für Kapazitätsmechanismen
Die Kapazitätsmechanismen
müssen befristet sein,
dürfen keine unnötigen Marktverzerrungen herbeiführen und den zonenübergreifenden Handel nicht beschränken,
dürfen nicht über das hinausgehen, was zum Angehen der in Artikel 20 genannten Bedenken bezüglich der Angemessenheit erforderlich ist,
müssen die Kapazitätsanbieter in einem transparenten, diskriminierungsfreien und wettbewerblichen Verfahren auswählen
müssen Anreize für Kapazitätsanbieter bieten, damit die Kapazitätsanbieter in Zeiten voraussichtlich hoher Systembelastung zur Verfügung stehen,
müssen vorsehen, dass die Vergütung nach einem wettbewerblichen Verfahren bestimmt wird,
müssen die technischen Voraussetzungen für die Beteiligung von Kapazitätsanbietern im Vorfeld des Auswahlverfahrens vorsehen,
müssen allen Ressourcen, die die erforderliche technische Leistung erbringen können, offenstehen, einschließlich Energiespeicherung und Laststeuerung,
müssen vorsehen, dass Kapazitätsanbietern, die bei hoher Systembelastung nicht zur Verfügung stehen, angemessene Sanktionen auferlegt werden.
Für Gestaltungsgrundsätze für strategische Reserven gilt Folgendes:
Wird ein Kapazitätsmechanismus als strategische Reserve gestaltet, so kommt es nur zum Dispatch der darin enthaltenen Ressourcen, wenn die Übertragungsnetzbetreiber voraussichtlich ihre Regelreserveressourcen ausschöpfen, um Angebot und Nachfrage ins Gleichgewicht zu bringen.
Während Bilanzkreisabrechnungszeitintervallen, in denen es zum Dispatch der Ressourcen der strategischen Reserve gekommen ist, werden Bilanzkreisabweichungen auf dem Markt mindestens zu dem Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung oder zu einem Wert oberhalb der in Artikel 10 Absatz 1 genannten technischen Preisgrenze für den Intraday-Handel ausgeglichen, je nachdem, welcher Wert höher ist.
Der Output der strategischen Reserve nach dem Dispatch wird den Bilanzkreisverantwortlichen über den Mechanismus zur Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen zugerechnet.
Die an der strategischen Reserve teilnehmenden Ressourcen werden nicht von den Stromgroßhandelsmärkten oder den Regelreservemärkten vergütet.
Die Ressourcen in der strategischen Reserve werden zumindest für die Dauer der Vertragslaufzeit außerhalb des Marktes vorgehalten.
Die in Unterabsatz 1 Buchstabe a genannte Vorschrift gilt unbeschadet der Aktivierung von Ressourcen vor dem tatsächlichen Dispatch, um den Zwängen im Bereich der Rampenbeschränkung und den betrieblichen Anforderungen der Ressourcen Rechnung zu tragen. Der Output der strategischen Reserve während der Aktivierung darf weder über Großhandelsmärkte Bilanzkreisen zugerechnet werden noch eine Änderung der entsprechenden Ungleichgewichte bewirken.
Zusätzlich zu den Anforderungen nach Absatz 1 gilt, dass Kapazitätsmechanismen abgesehen von strategischen Reserven
so gestaltet sind, dass sichergestellt wird, dass der für die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazität gezahlte Preis automatisch gegen Null geht, wenn davon auszugehen ist, dass der Kapazitätsbedarf mit der bereitgestellten Kapazität gedeckt werden kann,
vorsehen, dass den beteiligten Ressourcen nur ihre Verfügbarkeit vergütet wird und dass Entscheidungen des Kapazitätsanbieters über die Erzeugung durch die Vergütung nicht beeinflusst werden,
vorsehen, dass die Kapazitätsverpflichtungen zwischen den berechtigten Kapazitätsanbietern übertragbar sind.
Für Kapazitätsmechanismen gelten folgende Anforderungen in Bezug auf CO2-Emissionsgrenzwerte:
Spätestens ab dem 4. Juli 2019 dürfen für eine Erzeugungskapazität, die die kommerzielle Erzeugung an oder nach diesem Tag aufgenommen hat, und die Emissionen von mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität ausstößt, im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus weder Zahlungen getätigt werden noch dürfen ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen eingegangen werden.
Spätestens ab dem 1. Juli 2025 dürfen für eine Erzeugungskapazität, die vor dem 4. Juli 2019 die kommerziellen Erzeugung aufgenommen hat, und die Emissionen von mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und mehr als 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe) ausstößt, im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus weder Zahlungen getätigt werden noch dürfen ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen eingegangen werden.
Der in Unterabsatz 1 Buchstabe a und b genannte Emissionsgrenzwert von 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und der Grenzwert von 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe) wird auf der Grundlage der konstruktionsbedingten Effizienz der Erzeugungseinheit im Sinne der Nettoeffizienz bei Nennkapazität unter einschlägigen, von der internationalen Organisation für Normung herausgegebenen, Normen berechnet.
Bis zum 5. Januar 2020 veröffentlicht ACER eine Stellungnahme mit technischen Leitlinien zur Berechnung der in Unterabsatz 1 genannten Werte.
Artikel 23
Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene
ENTSO (Strom) nimmt die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene jedes Jahr vor. Erzeuger und andere Marktteilnehmer stellen den Übertragungsnetzbetreibern Daten über die voraussichtliche Nutzung der Ressourcen für die Erzeugung zur Verfügung und berücksichtigen dabei die Verfügbarkeit von Primärressourcen und angemessene Szenarien für die voraussichtliche Nachfrage und das voraussichtliche Angebot.
Die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene erfolgt anhand einer transparenten Methode, die gewährleistet, dass die Abschätzung
auf jeder Ebene der Gebotszonen durchgeführt wird und mindestens alle Mitgliedstaaten umfasst,
auf angemessenen zentralen Referenzszenarien für das voraussichtliche Angebot und die voraussichtliche Nachfrage beruht, einschließlich einer wirtschaftlichen Beurteilung der Wahrscheinlichkeit für die Abschaltung, die vorübergehende Stilllegung und den Neubau von Erzeugungsanlagen und der Maßnahmen zur Erreichung der Energieeffizienzziele und der Stromverbundziele, sowie angemessenen Sensivitäten bezüglich extremen Wetterereignissen, hydrologischen Gegebenheiten, den Großhandelspreisen und den Entwicklungen des CO2-Preises,
getrennte Szenarien enthält, in denen die unterschiedliche Wahrscheinlichkeit des Eintritts der Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen, die mit den einzelnen Arten von Kapazitätsmechanismen angegangen werden sollen, zum Ausdruck kommt,
die Beiträge aller Ressourcen, einschließlich der bestehenden und künftigen Möglichkeiten der Erzeugung, Energiespeicherung, branchenbezogener Integration und Laststeuerung, sowie Ein- und Ausfuhrmöglichkeiten und ihren Beitrag zu einem flexiblen Systembetrieb angemessen berücksichtigt,
die wahrscheinlichen Auswirkungen der in Artikel 20 Absatz 3 genannten Maßnahmen antizipiert,
Varianten ohne bestehende oder geplante Kapazitätsmechanismen und gegebenenfalls mit solchen Mechanismen enthält,
auf einem Marktmodell beruht, bei dem erforderlichenfalls der lastflussgestützte Ansatz verwendet wird,
Wahrscheinlichkeitsberechnungen anwendet,
ein einziges Modellierungsinstrument anwendet,
mindestens die nachstehenden Indikatoren gemäß Artikel 25 beinhaltet:
die Quellen möglicher Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen ermittelt, insbesondere, ob es sich dabei um eine Netzbeschränkung, Ressourcenbeschränkung oder um beides handelt,
den tatsächlichen Netzausbau berücksichtigt,
sicherstellt, dass die nationalen Eigenheiten der Erzeugung, Nachfrageflexibilität und Energiespeicherung sowie die Verfügbarkeit von Primärressourcen und der Vernetzungsgrad gebührend berücksichtigt werden.
Bis zum 5. Januar 2020 unterbreitet ENTSO (Strom) ACER den Entwurf einer Methode zur Berechnung
des Wertes der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung,
der Kosten des günstigsten Marktzutritts für die Erzeugung oder Laststeuerung und
des Zuverlässigkeitsstandards gemäß Artikel 25.
Die Methode beruht auf transparenten, objektiven und nachprüfbaren Kriterien.
Artikel 24
Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene
Die Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene beinhalten die zentralen Referenzszenarien im Sinne von Artikel 23 Absatz 5 Buchstabe b.
Bei Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene können zusätzliche Sensivitäten abgesehen von den in Artikel 23 Absatz 5 Buchstabe b genannten Sensivitäten berücksichtigt werden. In solchen Fällen können bei Abschätzungen der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene
Annahmen getroffen werden, bei denen den Besonderheiten von Stromangebot und -nachfrage auf nationaler Ebene Rechnung getragen wird,
Instrumente und kohärente aktuelle Daten verwendet werden, die diejenigen, die ENTSO (Strom) bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene verwendet, ergänzen.
Zudem verwendet die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene, bei der Bewertung des Beitrags von in einem anderen Mitgliedstaat ansässigen Kapazitätsanbietern zur Versorgungssicherheit in den von der Abschätzung erfassten Gebotszonen, die Methode gemäß Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe a.
ACER gibt binnen zwei Monaten nach Erhalt des Berichts eine Stellungnahme dazu ob, ob die Unterschiede zwischen der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler und auf europäischer Ebene gerechtfertigt sind.
Die Stelle, die für die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene verantwortlich ist, trägt der Stellungnahme von ACER gebührend Rechnung und ändert erforderlichenfalls ihre endgültige Abschätzung. Falls sie beschließt, der Stellungnahme von ACER nicht in vollem Umfang Rechnung zu tragen, veröffentlicht die Stelle, die für die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene verantwortlich ist, einen Bericht mit einer detaillierten Begründung.
Artikel 25
Zuverlässigkeitsstandard
Artikel 26
Grenzüberschreitende Beteiligung an Kapazitätsmechanismen
Die Mitgliedstaaten können vorschreiben, dass sich die ausländische Kapazität in einem Mitgliedstaat mit direkter Netzverbindung zu dem den Mechanismus anwendenden Mitgliedstaat befindet.
Beteiligen sich Kapazitätsanbieter an mehr als einem Kapazitätsmechanismus für denselben Lieferzeitraum, so nehmen sie bis zu dem Umfang an den Kapazitätsmechanismen teil, der voraussichtlichen Verfügbarkeit von Verbindungsleitungen sowie der Wahrscheinlichkeit entspricht, dass in dem System, in dem der Mechanismus angewendet wird, und in dem System, in dem sich die ausländische Kapazität befindet, gleichzeitig hohe Belastungen zu verzeichnen sind, und zwar im Einklang mit der Methode gemäß Absatz 11 Buchstabe a.
Beteiligen sich Kapazitätsanbieter an mehr als einem Kapazitätsmechanismus für denselben Lieferzeitraum, so sind sie zu mehreren Nichtverfügbarkeitszahlungen verpflichtet, wenn sie nicht in der Lage sind, mehrere Verpflichtungen zu erfüllen.
Die Übertragungsnetzbetreiber legen jährlich auf der Grundlage der Empfehlung des regionalen Koordinierungszentrums die maximale Eintrittskapazität fest, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten zur Verfügung steht.
Der Übertragungsnetzbetreiber des Gebiets, in dem sich die ausländische Kapazität befindet, muss
feststellen, ob die interessierten Kapazitätsanbieter die technische Leistung erbringen können, die für den Kapazitätsmechanismus, an dem sie sich beteiligen möchten, erforderlich ist, und die Kapazitätsanbieter als berechtigte Kapazitätsanbieter im zu diesem Zweck erstellten Register eintragen,
Verfügbarkeitsprüfungen durchführen,
dem Übertragungsnetzbetreiber in dem Mitgliedstaat, der den Kapazitätsmechanismus anwendet, die Informationen übermitteln, die er nach Buchstabe a und b dieses Unterabsatzes und dem zweiten Unterabsatz erhalten hat.
Der maßgebliche Kapazitätsanbieter unterrichtet den Übertragungsnetzbetreiber unverzüglich über seine Beteiligung an einem ausländischen Kapazitätsmechanismus.
Bis zum 5. Juli 2020 unterbreitet ENTSO (Strom) ACER
eine Methode zur Berechnung der maximalen Eintrittskapazität für die grenzüberschreitende Beteiligung nach Absatz 7,
eine Methode für die Aufteilung der Einnahmen nach Absatz 9,
gemeinsame Vorschriften für die Durchführung der Verfügbarkeitsprüfungen nach Absatz 10 Buchstabe b,
gemeinsame Vorschriften für die Festlegung der Fälligkeit einer Nichtverfügbarkeitszahlung,
die Modalitäten für das Führen des Registers nach Absatz 10 Buchstabe a,
gemeinsame Vorschriften für die Ermittlung der zur Teilnahme am Kapazitätsmechanismus berechtigten Kapazität nach Absatz 10 Buchstabe a.
Der Vorschlag wird nach dem in Artikel 27 festgelegten Verfahren vorab einer Konsultation unterzogen und ACER zur Genehmigung vorgelegt.
Artikel 27
Genehmigungsverfahren
KAPITEL V
BETRIEB DES ÜBERTRAGUNGSNETZES
Artikel 28
Europäisches Netz der Übertragungsnetzbetreiber (Strom)
Artikel 29
ENTSO (Strom)
Artikel 30
Aufgaben von ENTSO (Strom)
ENTSO (Strom) muss
in den in Artikel 59 Absätze 1 und 2 benannten Bereichen Netzkodizes ausarbeiten, damit die in Artikel 28 genannten Ziele erreicht werden;
alle zwei Jahre einen nicht bindenden unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan („unionsweiter Netzentwicklungsplan“) annehmen und veröffentlichen;
Vorschläge im Zusammenhang mit der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene gemäß Artikel 23 und Vorschläge für die technischen Spezifikationen für die grenzüberschreitende Beteiligung an Kapazitätsmechanismen gemäß Artikel 26 Absatz 11 vorbereiten und verabschieden;
Empfehlungen zur Koordinierung der technischen Zusammenarbeit zwischen der Union und den Übertragungsnetzbetreibern in Drittländern verabschieden;
einen Rahmen für die Zusammenarbeit und die Koordinierung zwischen den regionalen Koordinierungszentren beschließen;
einen Vorschlag zur Festlegung der Netzbetriebsregionen im Einklang mit Artikel 36 annehmen;
mit den Verteilernetzbetreibern und der EU-VNBO zusammenarbeiten;
die Digitalisierung der Übertragungsnetze einschließlich der Einführung intelligenter Netze, einer effizienten Datenerfassung in Echtzeit und intelligenter Messsysteme fördern;
gemeinsame Instrumente zum Netzbetrieb für die Koordinierung des Netzbetriebs im Normalbetrieb und in Notfällen, einschließlich eines gemeinsamen Systems zur Einstufung von Störfällen, sowie Forschungspläne, einschließlich ihrer Umsetzung im Rahmen eines effizienten Forschungsprogramms, verabschieden; im Zusammenhang mit diesen Instrumenten wird unter anderem Folgendes angegeben bzw. festgelegt:
Informationen, die für die Verbesserung der operativen Koordinierung hilfreich sind, einschließlich entsprechender Day-Ahead-, Intraday- und Echtzeitinformationen, sowie die optimale Häufigkeit der Erfassung und Weitergabe dieser Informationen;
welche Technologieplattform für den Informationsaustausch in Echtzeit zu verwenden ist und, falls erforderlich, welche Technologieplattformen für die Erfassung, Verarbeitung und Übermittlung der sonstigen Informationen gemäß Ziffer i sowie für die Umsetzung der Verfahren zu verwenden sind, mit denen die operative Koordinierung der Übertragungsnetzbetreiber im Hinblick auf die Möglichkeit ausgeweitet werden kann, dass diese Koordinierung künftig unionsweit erfolgt;
wie Übertragungsnetzbetreiber anderen Übertragungsnetzbetreibern oder anderen Einrichtungen, die formell beauftragt wurden, sie bei der operativen Koordinierung zu unterstützen, und ACER betriebsbezogene Informationen zur Verfügung stellen und
dass die Übertragungsnetzbetreiber eine Kontaktstelle bestimmen, die Anfragen anderer Übertragungsnetzbetreiber oder anderer gemäß Ziffer iii formell beauftragter Einrichtungen oder ACER nach solchen Informationen zu beantworten hat;
ein Jahresarbeitsprogramm annehmen;
zur Festlegung von Interoperabilitätsanforderungen und zu diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren für den Zugang zu Daten gemäß Artikel 24 der Richtlinie (EU) 2019/944 beitragen;
einen Jahresbericht annehmen;
gemäß Artikel 9 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/941 saisonale Abschätzungen zur Angemessenheit durchführen und annehmen;
die Cybersicherheit und den Datenschutz in Zusammenarbeit mit den maßgeblichen Behörden und regulierten Unternehmen fördern;
bei der Wahrnehmung seiner Aufgaben die Entwicklung der Laststeuerung berücksichtigen.
Artikel 31
Konsultationen
Artikel 32
Beobachtung durch ACER
ACER beobachtet die Umsetzung der Netzkodizes, die gemäß Artikel 59 ausgearbeitet wurden, durch ENTSO (Strom). Falls ENTSO (Strom) solche Netzkodizes nicht umgesetzt hat, fordert ACER ENTSO (Strom) auf, eine ordnungsgemäß begründete Erklärung vorzulegen, warum die Umsetzung nicht erfolgt ist. ACER informiert die Kommission über diese Erklärung und legt ihre Stellungnahme dazu vor.
ACER beobachtet und analysiert die Umsetzung der von der Kommission nach Artikel 58 Absatz 1 erlassenen Netzkodizes und Leitlinien sowie deren Auswirkungen auf die Harmonisierung der geltenden Regeln zur Förderung der Marktintegration und auf die unterschiedslose Behandlung, den wirksamen Wettbewerb und das effiziente Funktionieren des Marktes, und sie erstattet der Kommission hierüber Bericht.
Binnen zwei Monaten ab dem Tag des Eingangs der Unterlagen gibt ACER eine ordnungsgemäß mit Gründen versehene Stellungnahme ab und richtet Empfehlungen an ENTSO (Strom) und an die Kommission, falls ihres Erachtens der Entwurf des Jahresarbeitsprogramms oder der Entwurf des unionsweiten Netzentwicklungsplans, die von ENTSO (Strom) vorgelegt wurden, nicht zur unterschiedslosen Behandlung, zum wirksamen Wettbewerb, zum effizienten Funktionieren des Marktes oder zu einem ausreichenden Maß an grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen, zu denen Dritte Zugang haben, beiträgt.
Artikel 33
Kosten
Die Kosten im Zusammenhang mit den in den Artikeln 28 bis 32 und 58 bis 61 dieser Verordnung und in Artikel 11 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 7 ) genannten Tätigkeiten von ENTSO (Strom) werden von den Übertragungsnetzbetreibern getragen und bei der Entgeltberechnung berücksichtigt. Die Regulierungsbehörden genehmigen diese Kosten nur dann, wenn sie angemessen und sachbezogen sind.
Artikel 34
Regionale Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber
Die Kommission ist gemäß Artikel 68 befugt, delegierte Rechtsakte zur Ergänzung der vorliegenden Verordnung durch Festlegung des geografischen Gebiets zu erlassen, auf das sich die einzelnen Strukturen der regionalen Zusammenarbeit erstrecken. Zu diesem Zweck konsultiert die Kommission die Regulierungsbehörden, ACER und ENTSO (Strom).
Die delegierten Rechtsakte nach diesem Absatz gelten unbeschadet des Artikels 36.
Artikel 35
Einrichtung und Aufgaben der regionalen Koordinierungszentren
Die Regulierungsbehörden der Netzbetriebsregion überprüfen und billigen den Vorschlag.
Der Vorschlag umfasst zumindest Folgendes:
den Mitgliedstaat, in dem das regionale Koordinierungszentrum seinen voraussichtlichen Sitz haben wird, und die teilnehmenden Übertragungsnetzbetreiber,
die organisatorischen, finanziellen und betrieblichen Regelungen, mit denen ein effizienter, sicherer und zuverlässiger Betrieb des Verbundübertragungsnetzes sichergestellt wird,
einen Umsetzungsplan für die Inbetriebnahme der regionalen Koordinierungszentren,
die Satzung und die Geschäftsordnung der regionalen Koordinierungszentren,
eine Beschreibung der Verfahren für die Zusammenarbeit gemäß Artikel 38,
eine Beschreibung der Regelungen bezüglich der Haftung der regionalen Koordinierungszentren gemäß Artikel 47,
wenn zwei regionale Koordinierungszentren gemäß Artikel 36 Absatz 2 auf Rotationsbasis unterhalten werden, eine Beschreibung der Vorkehrungen, mit denen für klare Zuständigkeiten für diese regionalen Koordinierungszentren und Verfahren bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben gesorgt wird.
Artikel 36
Geografischer Zuständigkeitsbereich der regionalen Koordinierungszentren
Artikel 37
Aufgaben der regionalen Koordinierungszentren
Jedes regionale Koordinierungszentrum nimmt mindestens alle folgenden Aufgaben von regionaler Bedeutung in der gesamten Netzbetriebsregion wahr, in der es eingerichtet wurde:
Durchführung der koordinierten Kapazitätsberechnung im Einklang mit den Methoden, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ausgearbeitet wurden,
Durchführung der koordinierten Sicherheitsanalyse im Einklang mit den Methoden, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb entwickelt wurden,
Schaffung gemeinsamer Netzmodelle im Einklang mit den Methoden und Verfahren, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb ausgearbeitet wurden,
Unterstützung der Bewertung der Kohärenz der Schutz- und Netzwiederaufbaupläne der Übertragungsnetzbetreiber im Einklang mit dem Verfahren gemäß dem auf Grundlage des Artikels 6 Absatz 11 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes,
Erstellung regionaler Prognosen zur Angemessenheit des Stromsystems für den Week-Ahead- bis mindestens zum Day-Ahead-Zeitbereich und Vorbereitung von Maßnahmen zur Risikominderung im Einklang mit der Methode gemäß Artikel 8 der Verordnung (EU) 2019/941 und den Verfahren, die in der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb dargelegt sind,
Koordinierung der Nichtverfügbarkeitsplanung auf regionaler Ebene im Einklang mit den Verfahren und Methoden, die in der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb dargelegt sind,
Ausbildung und Zertifizierung des Personals, das für die regionalen Koordinierungszentren arbeitet,
Unterstützung der Koordinierung und Optimierung des regionalen Netzwiederaufbaus entsprechend den Anfragen von Übertragungsnetzbetreibern,
Durchführung der nachträglichen Betriebs- und Störungsanalyse und entsprechende Berichterstattung,
Bestimmung der Höhe der Reservekapazität in der Region,
Erleichterung der regionalen Beschaffung von Regelleistung,
auf Antrag der Übertragungsnetzbetreiber Unterstützung der Übertragungsnetzbetreiber bei der Optimierung der Abrechnungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern,
Durchführung der Aufgaben im Zusammenhang mit der Ermittlung regionaler Elektrizitätskrisenszenarien, sofern und soweit sie den regionalen Koordinierungszentren gemäß Artikel 6 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/941 übertragen wurden,
Durchführung der Aufgaben im Zusammenhang mit den saisonalen Abschätzungen zur Angemessenheit der Stromerzeugung, sofern und soweit sie den regionalen Koordinierungszentren gemäß Artikel 9 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/941 übertragen wurden,
Berechnung des Werts der maximalen Eintrittskapazität, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten an Kapazitätsmechanismen zur Verfügung steht, zum Zweck der Abgabe einer Empfehlung nach Artikel 26 Absatz 7,
Durchführung der Aufgaben in Verbindung mit der Unterstützung der Übertragungsnetzbetreiber bei der Ermittlung des Bedarfs an neuen Übertragungskapazitäten, an Modernisierung bestehender Übertragungskapazität oder an Alternativen, die den gemäß der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 eingerichteten regionalen Gruppen vorgelegt und in den zehnjährigen Netzentwicklungsplan gemäß Artikel 51 der Richtlinie (EU) 2019/944 aufgenommen werden.
Die in Unterabsatz 1 genannten Aufgaben werden in Anhang I ausführlicher erläutert.
Artikel 38
Zusammenarbeit innerhalb und zwischen den regionalen Koordinierungszentren
Die Verwaltung der Koordinierung innerhalb und zwischen den regionalen Koordinierungszentren im laufenden Betrieb erfolgt mittels Verfahren der Zusammenarbeit zwischen den Übertragungsnetzbetreibern in der Region, einschließlich Regelungen für die Abstimmung zwischen den regionalen Koordinierungszentren, sofern dies zweckdienlich ist. Das Verfahren der Zusammenarbeit beruht auf
Arbeitsregelungen zur Abdeckung von Planungs- und Betriebsaspekten, die für die Aufgaben gemäß Artikel 37 von Belang sind,
einem Verfahren, das vorsieht, wie die Vorschläge der regionalen Koordinierungszentren gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern der Netzbetriebsregion und den maßgeblichen Interessenträgern und anderen regionalen Koordinierungszentren bei der Ausübung der betrieblichen Pflichten und Aufgaben gemäß Artikel 40 effizient und umfassend analysiert und geprüft werden,
einem Verfahren für die Verabschiedung koordinierter Maßnahmen und Empfehlungen gemäß Artikel 42.
Artikel 39
Arbeitsregelungen
Artikel 40
Konsultationsverfahren
Artikel 41
Transparenz
Artikel 42
Annahme und Überarbeitung von koordinierten Maßnahmen und Empfehlungen
Beschließt ein Übertragungsnetzbetreiber, eine koordinierte Maßnahme aus den in diesem Absatz genannten Gründen nicht durchzuführen, so muss er dem regionalen Koordinierungszentrum und den Übertragungsnetzbetreibern der Netzbetriebsregion unverzüglich die genauen Gründe dafür auf transparente Weise darlegen. In diesen Fällen bewertet das regionale Koordinierungszentrum die Auswirkungen dieses Beschlusses auf die anderen Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion und kann vorbehaltlich des Verfahrens nach Absatz 1 eine Reihe anderer koordinierter Maßnahmen vorschlagen.
Beschließt ein Übertragungsnetzbetreiber, von der in Absatz 1 genannten Empfehlung abzuweichen, so muss er den regionalen Koordinierungszentren und den anderen Übertragungsnetzbetreibern der Netzbetriebsregion die Gründe für seinen Beschluss ohne ungebührliche Verzögerung darlegen.
Artikel 43
Verwaltungsrat der regionalen Koordinierungszentren
Der Verwaltungsrat ist zuständig für
die Ausarbeitung und Billigung der Satzung und der Geschäftsordnung der regionalen Koordinierungszentren,
die Entscheidung über die Organisationsstruktur und ihre Umsetzung,
die Aufstellung und Billigung des jährlichen Haushaltsplans,
die Ausarbeitung und Billigung der Verfahren der Zusammenarbeit gemäß Artikel 38.
Artikel 44
Organisationsstruktur
In der Organisationsstruktur sind festzulegen:
die Befugnisse, Pflichten und Zuständigkeiten des Personals;
die Beziehungen und Unterstellungsverhältnisse zwischen den verschiedenen Teilen und Verfahren der Organisation.
Artikel 45
Ausstattung und Personal
Die regionalen Koordinierungszentren müssen über alle personellen, technischen, materiellen und finanziellen Ressourcen verfügen, die zur Erfüllung ihrer Pflichten im Rahmen dieser Verordnung und zur unabhängigen und unparteiischen Wahrnehmung ihrer Aufgaben erforderlich sind.
Artikel 46
Beobachtung und Berichterstattung
Die regionalen Koordinierungszentren richten ein Verfahren ein, mit dem fortlaufend mindestens Folgendes beobachtet wird:
ihre betriebliche Leistung;
die abgegebenen koordinierten Maßnahmen und Empfehlungen, der Grad der Umsetzung der koordinierten Maßnahmen und der Empfehlungen durch die Übertragungsnetzbetreiber und die erzielten Ergebnisse;
die Wirksamkeit und Effizienz aller Aufgaben, für die sie zuständig sind, und — falls vorgesehen — die Rotation der Aufgaben.
Artikel 47
Haftung
In den Vorschlägen für die Einsetzung regionaler Koordinierungszentren gemäß Artikel 35 nehmen die Übertragungsnetzbetreiber in der Netzbetriebsregion die notwendigen Vorkehrungen zur Deckung der Haftung im Zusammenhang mit der Ausübung der Aufgaben der regionalen Koordinierungszentren auf. Die zur Deckung der Haftung verwendete Methode muss dem Rechtsstatus der regionalen Koordinierungszentren und der Höhe der verfügbaren gewerblichen Versicherungsdeckung Rechnung tragen.
Artikel 48
Zehnjähriger Netzentwicklungsplan
Der unionsweite Netzentwicklungsplan erfüllt insbesondere folgende Anforderungen:
Er beruht auf den nationalen Investitionsplänen — unter Berücksichtigung der in Artikel 34 Absatz 1 dieser Verordnung genannten regionalen Investitionspläne — und auf den etwaigen unionsbezogenen Aspekten der Netzplanung gemäß der Verordnung (EU) Nr. 347/2013; er ist Gegenstand einer Kosten-Nutzen-Analyse nach der Methode gemäß Artikel 11 der genannten Verordnung.
Hinsichtlich der grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen beruht er auch auf den angemessenen Bedürfnissen verschiedener Netznutzer und schließt langfristige Verpflichtungen von Investoren nach den Artikeln 44 und 51 der Richtlinie (EU) 2019/944 ein.
In ihm werden Investitionslücken aufgezeigt, insbesondere in Bezug auf grenzüberschreitende Kapazitäten.
Hinsichtlich Unterabsatz 1 Buchstabe c kann dem unionsweiten Netzentwicklungsplan eine Analyse der Hemmnisse für die Erhöhung der grenzüberschreitenden Netzkapazitäten infolge unterschiedlicher Genehmigungsverfahren oder -methoden beigefügt werden.
Artikel 49
Ausgleichsmechanismus zwischen Übertragungsnetzbetreibern
Der erste Zeitraum, für den Ausgleichszahlungen zu leisten sind, wird in den Leitlinien nach Artikel 61 festgesetzt.
Artikel 50
Bereitstellung von Informationen
Artikel 51
Zertifizierung von Übertragungsnetzbetreibern
Für die Ausarbeitung der in Unterabsatz 1 genannten Stellungnahme kann die Kommission eine Stellungnahme von ACER zur Entscheidung der Regulierungsbehörde beantragen. In diesem Fall wird die in Unterabsatz 1 genannte Zweimonatsfrist um weitere zwei Monate verlängert.
Legt die Kommission innerhalb der in den Unterabsätzen 1 und 2 genannten Fristen keine Stellungnahme vor, so wird davon ausgegangen, dass sie keine Einwände gegen die Entscheidung der Regulierungsbehörde erhebt.
KAPITEL VI
VERTEILERNETZBETRIEB
Artikel 52
Europäische Organisation der Verteilernetzbetreiber
Eingetragene Mitglieder können selbst in der EU-VNBO mitarbeiten oder sich von dem vom Mitgliedstaat benannten nationalen Verband oder einem unionsweit tätigen Verband vertreten lassen.
Artikel 53
Gründung der EU-VNBO
Im Entwurf der Geschäftsordnung der EU-VNBO muss eine ausgewogene Vertretung aller teilnehmenden Verteilernetzbetreiber sichergestellt sein.
Artikel 54
Wesentliche Vorschriften und Verfahren für die EU-VNBO
In der gemäß Artikel 53 verabschiedeten Satzung der EU-VNBO werden folgende Grundsätze verankert:
Die Mitarbeit in der EU-VNBO ist auf eingetragene Mitglieder beschränkt, wobei die Mitglieder Befugnisse untereinander delegieren können.
Strategische Entscheidungen zu den Tätigkeiten der EU-VNBO und politische Leitlinien für den Verwaltungsrat werden von der Generalversammlung verabschiedet.
Beschlüsse der Generalversammlung gelten als angenommen,
wobei jedes Mitglied über eine Anzahl von Stimmen verfügt, die der jeweiligen Kundenzahl entspricht,
wenn 65 % der auf die Mitglieder der Generalversammlung entfallenden Stimmen abgegeben sind, und
der Beschluss durch eine Mehrheit von mindestens 55 % der Mitglieder der Generalversammlung erlassen wird.
Beschlüsse der Generalversammlung gelten als abgelehnt,
wobei jedes Mitglied über eine Anzahl von Stimmen verfügt, die der jeweiligen Kundenzahl entspricht,
wenn 35 % der auf die Mitglieder der Generalversammlung entfallenden Stimmen abgegeben sind, und
der Beschluss von mindestens 25 % der Mitglieder der Generalversammlung abgelehnt wird.
Der Verwaltungsrat wird von der Generalversammlung für eine Amtszeit von höchstens vier Jahren gewählt.
Der Verwaltungsrat benennt aus dem Kreise seiner Mitglieder den Präsidenten und die drei Vizepräsidenten.
Die Zusammenarbeit zwischen Verteilernetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern gemäß Artikel 56 und 57 wird vom Verwaltungsrat geleitet.
Beschlüsse des Verwaltungsrats werden mit einer absoluten Mehrheit angenommen.
Auf Vorschlag des Verwaltungsrats ernennt die Generalversammlung aus dem Kreise ihrer Mitglieder den Generalsekretär für eine Amtszeit von vier Jahren, die einmal verlängert werden kann.
Auf Vorschlag des Verwaltungsrats setzt die Generalversammlung Sachverständigengruppen ein, die aus höchstens 30 Mitgliedern bestehen und die zu einem Drittel Nichtmitglieder der EU-VNBO sein können; darüber hinaus wird eine Ländersachverständigengruppe eingesetzt, die aus genau einem Vertreter der Verteilernetzbetreiber je Mitgliedstaat besteht.
Mit den von der EU-VNBO verabschiedeten Verfahren wird sichergestellt, dass ihre Mitglieder fair und angemessen behandelt werden, und in den Verfahren kommt die vielfältige geografische und wirtschaftliche Struktur ihrer Mitgliederschaft zum Ausdruck. Insbesondere sehen die Verfahren vor, dass
der Verwaltungsrat aus seinem Präsidenten und 27 Mitgliedervertretern besteht, von denen
Neun Vertreter die Vertreter von Mitgliedern mit mehr als 1 Million Netznutzern,
Neun Vertreter die Vertreter von Mitgliedern mit mehr als 100 000 und weniger als 1 Million Netznutzern und
Neun Vertreter die Vertreter von Mitgliedern mit weniger als 100 000 Netznutzern sind;
die Vertreter bestehender VNB-Verbände als Beobachter an den Sitzungen des Verwaltungsrats teilnehmen können;
dem Verwaltungsrat höchstens drei Vertreter von Mitgliedern aus demselben Mitgliedstaat oder demselben Konzern angehören dürfen;
jeder Vizepräsident des Verwaltungsrats aus dem Kreise der Vertreter der Mitglieder jeder der unter Buchstabe a beschriebenen Kategorien benannt wird;
die Vertreter der Mitglieder aus ein und demselben Mitgliedstaat oder ein und demselben Konzern nicht die Mehrheit der Teilnehmer einer Sachverständigengruppe bilden dürfen;
der Verwaltungsrat eine Strategieberatungsgruppe einsetzt, die ihm und den Sachverständigengruppen gegenüber Stellungnahmen abgibt und aus Vertretern der europäischen VNB-Verbände sowie aus Vertretern derjenigen Mitgliedstaaten, die im Verwaltungsrat nicht vertreten sind, besteht.
Artikel 55
Aufgaben der EU-VNBO
Die EU-VNBO hat folgende Aufgaben:
Förderung des Betriebs und der Planung von Verteilernetzen in Abstimmung mit dem Betrieb und der Planung von Übertragungsnetzen;
Erleichterung der Integration erneuerbarer Energiequellen, dezentraler Energieerzeugung und anderer in das Verteilernetz eingebundener Ressourcen wie Energiespeicherung;
Erleichterung der lastseitigen Flexibilität und Laststeuerung sowie des Zugangs der Nutzer von Verteilernetzen zu Märkten;
Beitrag zur Digitalisierung der Verteilernetze einschließlich der Einführung intelligenter Netze und intelligenter Messsysteme;
Unterstützung des Ausbaus der Datenverwaltung, der Cybersicherheit und des Datenschutzes in Zusammenarbeit mit den maßgeblichen Behörden und regulierten Unternehmen;
Beteiligung an der Ausarbeitung von Netzkodizes, die für den Betrieb und die Planung der Verteilernetze sowie für den koordinierten Betrieb der Übertragungs- und Verteilernetze maßgeblich sind, gemäß Artikel 59.
Die EU-VNBO muss außerdem
in Zusammenarbeit mit ENTSO (Strom) die Durchführung der gemäß dieser Verordnung erlassenen Netzkodizes und Leitlinien beobachten, die für den Betrieb und die Planung der Verteilernetze sowie für den koordinierten Betrieb der Übertragungs- und Verteilernetze maßgeblich sind;
mit ENTSO (Strom) zusammenarbeiten und bewährte Verfahren für den koordinierten Betrieb und die koordinierte Planung von Übertragungs- und Verteilernetzen übernehmen, zu denen beispielsweise der Datenaustausch zwischen den Betreibern und die Koordinierung von dezentralen Energieressourcen gehören;
an der Ermittlung bewährter Verfahren für die in Absatz 1 aufgeführten Bereiche sowie für die Einführung von Verbesserungen der Energieeffizienz im Verteilernetz arbeiten;
ein Jahresarbeitsprogramm und einen Jahresbericht verabschieden;
ihre Tätigkeit gemäß dem Wettbewerbsrecht ausüben und Neutralität wahren.
Artikel 56
Konsultationen im Verfahren für die Ausarbeitung von Netzkodizes
Artikel 57
Zusammenarbeit zwischen Verteilernetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern
KAPITEL VII
NETZKODIZES UND LEITLINIEN
Artikel 58
Verabschiedung von Netzkodizes und Leitlinien
Die Netzkodizes und Leitlinien
müssen das zur Verwirklichung der Ziele dieser Verordnung erforderliche Mindestmaß an Harmonisierung herbeiführen,
müssen etwaigen regionalen Besonderheiten Rechnung tragen,
dürfen nicht über das für die Erreichung der Ziele von Buchstabe a erforderliche Maß hinausgehen und
dürfen nicht das Recht der Mitgliedstaaten berühren, für Angelegenheiten, die nicht den zonenübergreifenden Handel betreffen, nationale Netzkodizes aufzustellen.
Artikel 59
Festlegung der Netzkodizes
Die Kommission ist befugt, Durchführungsrechtsakte zu erlassen, um zur Gewährleistung einheitlicher Bedingungen für die Durchführung dieser Verordnung Netzkodizes für die folgenden Bereiche festzulegen:
Regeln für Netzsicherheit und -zuverlässigkeit einschließlich der Regeln für technische Übertragungsreservekapazitäten zur Sicherstellung der Netzbetriebssicherheit sowie Regeln für die Interoperabilität zur Umsetzung von Artikel 34 bis 47 und Artikels 57 dieser Verordnung und Artikel 40 der Richtlinie (EU) 2019/944, darunter Regeln für Netzzustände, Entlastungsmaßnahmen und Betriebssicherheitsgrenzwerte, Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement, Kurzschlussstrommanagement, Leistungsflussmanagement, Ausfallvariantenrechnung und -management, Schutzeinrichtungen und -maßnahmen, Datenaustausch, Konformität, Aus- und Weiterbildung, Betriebsplanung und Betriebssicherheitsanalyse, regionale Koordinierung der Betriebssicherheit, Nichtverfügbarkeitskoordinierung, Verfügbarkeitspläne für maßgebliche Anlagen, Leistungsbilanzanalyse, Systemdienstleistungen, Fahrplanerstellung und Betriebsplanungsdatenumgebungen (Operational Planning Data Environments, OPDE);
Regeln für Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement zur Umsetzung von Artikel 6 der Richtlinie (EU) 2019/944 und Artikel 7 bis 10, 13 bis 17 und 35 bis 37 dieser Verordnung, darunter Regeln für Methoden und Verfahren zur Berechnung der Day-Ahead-, Intraday- und langfristigen Kapazität, Netzmodelle, Gebotszonenkonfiguration, Redispatch und Countertrading, Handelsalgorithmen, Day-Ahead- und Intraday-Marktkopplung, Verbindlichkeit der vergebenen zonenübergreifenden Kapazität, Verteilung der Engpasserlöse, Risikoabsicherung bei zonenübergreifender Übertragung, Nominierungsverfahren sowie Deckung der Kosten der Kapazitätsvergabe und des Engpassmanagements;
Regeln für den Handel in Bezug auf die technische und operative Bereitstellung der Netzzugangsdienste und den Ausgleich zwischen Netzen zur Umsetzung der Artikel 5, 6 und 17, einschließlich netzbezogener Regeln für die Reserveleistung, darunter Regeln für die Aufgaben und Zuständigkeiten, Plattformen für den Austausch von Regelarbeit, Zeitpunkte der Marktschließung, Anforderungen an Standard-Regelreserveprodukten und spezifische Regelreserveprodukte, Beschaffung von Regelreserve, Zuweisung grenzüberschreitender Übertragungskapazität für den Austausch von Regelreserve oder die Reserventeilung, Abrechnung von Regelarbeit, Abrechnung des Energieaustauschs zwischen Netzbetreibern, Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen und Abrechnung von Regelleistung, Regeln für die Leistungsfrequenzregelung, qualitätsbestimmende Frequenzparameter und Frequenzqualitätszielparameter, Frequenzhaltungsreserven, Frequenzwiederherstellungsreserven, Ersatzreserven, den Reservenaustausch und die Reserventeilung, grenzüberschreitende Aktivierung von Reserven, Zeitregelungsverfahren sowie die Transparenz der Informationen;
Regeln für die diskriminierungsfreie, transparente Erbringung nicht frequenzbezogener Systemdienstleistungen zur Umsetzung der Artikel 36, 40 und 54 der Richtlinie (EU) 2019/944 darunter statische Spannungsregelung, Schwungmasse, dynamische Blindstromstützung, Schwungmasse für die Netzstabilität, Kurzschlussstrom, Schwarzstartfähigkeit und Fähigkeit zum Inselbetrieb;
Regeln für die Laststeuerung, einschließlich Aggregierung, Energiespeicherung und Lasteinschränkung zur Umsetzung der Artikel 17, 31, 32, 36, 40 und 54 der Richtlinie (EU) 2019/944 sowie von Artikel 57 dieser Verordnung.
Diese Durchführungsrechtsakte werden nach dem in Artikel 67 Absatz 2 vorgesehenen Prüfverfahren erlassen.
Die Kommission ist gemäß Artikel 68 befugt, delegierte Rechtsakte zur Ergänzung dieser Verordnung durch Festlegung von Netzkodizes für die folgenden Bereiche zu erlassen:
Regeln für den Netzanschluss, einschließlich Regeln für den Anschluss von Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss, Verteilernetzanlagen und Verteilernetzen mit Übertragungsnetzanschluss, Anschluss von Verbrauchseinheiten, die zur Erbringung von Laststeuerung genutzt werden, Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger, Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungsgleichstromübertragungssysteme (HGÜ-Systeme), Bestimmungen für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen sowie Betriebserlaubnisverfahren für den Netzanschluss;
Regeln für den Datenaustausch, die Abrechnung und die Transparenz, insbesondere in Bezug auf Transferkapazitäten für maßgebliche Zeithorizonte, Schätzungen und tatsächliche Werte für die Zuweisung und Nutzung von Übertragungskapazitäten, die Prognose und die tatsächliche Nachfrage von Anlagen und deren Aggregation, einschließlich der Nichtverfügbarkeit von Anlagen, die prognostizierte und die tatsächliche Erzeugung von Erzeugungseinheiten und deren Aggregation, einschließlich der Nichtverfügbarkeit von Einheiten, die Verfügbarkeit und Nutzung von Netzen, Maßnahmen des Engpassmanagements und Regelarbeitsmarktdaten; die Regeln sollten die Art und Weise, wie die Informationen veröffentlicht werden, den Zeitpunkt der Veröffentlichung und die für die Bearbeitung verantwortlichen Stellen umfassen;
Regeln für den Netzzugang Dritter;
operative Notzustand- und Wiederaufbauverfahren bei Notfällen, einschließlich Systemschutzplänen, Netzwiederaufbauplänen, Marktinteraktionen, Informationsaustausch und Kommunikation sowie Instrumenten und Anlagen;
branchenspezifische Regeln für die Cybersicherheitsaspekte grenzüberschreitender Stromflüsse, einschließlich Regeln für gemeinsame Mindestanforderungen, Planung, Beobachtung, Berichterstattung und Krisenbewältigung.
Wenn der Gegenstand des Netzkodex unmittelbar mit dem Betrieb des Verteilernetzes zusammenhängt und für das Übertragungsnetz nicht unbedingt maßgeblich ist, kann die Kommission verlangen, dass die EU-VNBO in Zusammenarbeit mit ENTSO (Strom) einen Redaktionsausschuss einberuft und ACER einen Vorschlag für einen Netzkodex vorlegt.
Artikel 60
Änderung von Netzkodizes
Artikel 61
Leitlinien
Die Kommission ist befugt, gemäß Artikel 68 delegierte Rechtsakte zur Ergänzung dieser Verordnung durch Leitlinien für den Ausgleichsmechanismus zwischen Übertragungsnetzbetreibern zu erlassen. In diesen Leitlinien wird entsprechend den in den Artikeln 18 und 49 niedergelegten Grundsätzen Folgendes geregelt:
Einzelheiten des Verfahrens zur Ermittlung der zu Ausgleichszahlungen für grenzüberschreitende Stromflüsse verpflichteten Übertragungsnetzbetreiber, einschließlich der Aufteilung zwischen den Betreibern von nationalen Übertragungsnetzen, aus denen grenzüberschreitende Stromflüsse stammen, und von Netzen, in denen diese Stromflüsse enden, gemäß Artikel 49 Absatz 2;
Einzelheiten des einzuhaltenden Zahlungsverfahrens einschließlich der Festlegung des ersten Zeitraums, für den Ausgleichszahlungen zu leisten sind, gemäß Artikel 49 Absatz 3 Unterabsatz 2;
Einzelheiten der Methoden für die Bestimmung der durchgeleiteten grenzüberschreitenden Stromflüsse, für die nach Artikel 49 Ausgleichszahlungen zu leisten sind, sowohl hinsichtlich der Mengen als auch der Art der Stromflüsse, und für die nach Artikel 49 Absatz 5 durchzuführende Feststellung der Größe dieser Stromflüsse, die aus Übertragungsnetzen einzelner Mitgliedstaaten stammen bzw. dort enden;
Einzelheiten der Methode für die Ermittlung des Nutzens und der Kosten, die infolge der Durchleitung grenzüberschreitender Stromflüsse entstanden sind, gemäß Artikel 49 Absatz 6;
Einzelheiten der Behandlung von Stromflüssen, die aus Ländern außerhalb des Europäischen Wirtschaftsraums stammen oder in diesen Ländern enden, im Rahmen des Ausgleichsmechanismus zwischen Übertragungsnetzbetreibern;
Beteiligung nationaler, durch Gleichstromleitungen miteinander verbundener Netze gemäß Artikel 49.
Erforderlichenfalls kann die Kommission Durchführungsrechtsakte erlassen, mit denen Leitlinien festgelegt werden, die das zur Verwirklichung der Ziele dieser Verordnung erforderliche Mindestmaß an Harmonisierung bewirken. Diese Leitlinien regeln überdies Folgendes:
Einzelheiten der Regeln für den Stromhandel zur Umsetzung von Artikel 6 der Richtlinie (EU) 2019/944 und der Artikel 5 bis 10, 13 bis 17, 35, 36 und 37 der vorliegenden Verordnung;
Einzelheiten der Regeln für Investitionsanreize für Verbindungsleitungskapazitäten einschließlich ortsabhängiger Preissignale zur Umsetzung von Artikel 19.
Diese Durchführungsrechtsakte werden gemäß dem in Artikel 67 Absatz 2 genannten Prüfverfahren erlassen.
Diese Durchführungsrechtsakte werden nach dem in Artikel 67 Absatz 2 genannten Prüfverfahren erlassen.
Artikel 62
Recht der Mitgliedstaaten, detailliertere Maßnahmen vorzusehen
Diese Verordnung lässt das Recht der Mitgliedstaaten unberührt, Maßnahmen beizubehalten oder einzuführen, die detailliertere Bestimmungen als diese Verordnung, die Leitlinien nach Artikel 61 oder die Netzkodizes nach Artikel 59 enthalten, sofern diese Maßnahmen mit dem Unionsrecht vereinbar sind.
KAPITEL VIII
SCHLUSSBESTIMMUNGEN
Artikel 63
Neue Verbindungsleitungen
Neue Gleichstromverbindungsleitungen können unter folgenden Voraussetzungen auf Antrag für eine begrenzte Dauer von Artikels 19 Absätze 2 und 3 dieser Verordnung und der Artikel 6, 43, Artikel 59 Absatz 7 und Artikel 60 Absatz 1 der Richtlinie (EU) 2019/944 ausgenommen werden:
Durch die Investition wird der Wettbewerb in der Stromversorgung verbessert.
Das mit der Investition verbundene Risiko ist so hoch, dass die Investition ohne die Gewährung einer Ausnahme nicht getätigt würde.
Die Verbindungsleitung muss Eigentum einer natürlichen oder juristischen Person sein, die zumindest der Rechtsform nach von den Netzbetreibern getrennt ist, in deren Netzen die entsprechende Verbindungsleitung gebaut wird.
Von den Nutzern dieser Verbindungsleitung werden Entgelte verlangt.
Seit der Teilmarktöffnung gemäß Artikel 19 der Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 9 ) dürfen keine Anteile der Kapital- oder Betriebskosten der Verbindungsleitung über irgendeine Komponente der Entgelte für die Nutzung der Übertragungs- oder Verteilernetze, die durch diese Verbindungsleitung miteinander verbunden werden, gedeckt worden sein.
Die Ausnahme darf sich nicht nachteilig auf den Wettbewerb oder das echte Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts oder das effiziente Funktionieren des regulierten Netzes auswirken, an das die Verbindungsleitung angeschlossen ist.
Binnen zwei Monaten ab Erhalt des Antrags auf eine Ausnahme durch die letzte betroffene Regulierungsbehörde kann ACER diesen Regulierungsbehörden eine Stellungnahme übermitteln. Die Regulierungsbehörden können ihre Entscheidung auf Grundlage dieser Stellungnahme fällen.
Bei der Entscheidung über die Gewährung einer Ausnahme wird von den Regulierungsbehörden in jedem Einzelfall der Notwendigkeit Rechnung getragen, Bedingungen für die Dauer der Ausnahme und die diskriminierungsfreie Gewährung des Zugangs zu der Verbindungsleitung aufzuerlegen. Bei der Entscheidung über diese Bedingungen werden von den Regulierungsbehörden insbesondere die neu zu schaffende Kapazität oder die Änderung der bestehenden Kapazität, der Zeitrahmen des Vorhabens und die nationalen Gegebenheiten berücksichtigt.
Vor der Gewährung einer Ausnahme entscheiden die Regulierungsbehörden der betroffenen Mitgliedstaaten über die Regeln und Mechanismen für das Kapazitätsmanagement und die Kapazitätsvergabe. Die Regeln für das Engpassmanagement müssen die Verpflichtung einschließen, ungenutzte Kapazitäten auf dem Markt anzubieten, und die Nutzer der Infrastruktur müssen das Recht erhalten, ihre kontrahierten Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt zu handeln. Bei der Bewertung der in Absatz 1 Buchstaben a, b und f genannten Kriterien werden die Ergebnisse des Kapazitätsvergabeverfahrens berücksichtigt.
Haben alle betroffenen Regulierungsbehörden binnen sechs Monaten nach Eingang des Antrags eine Einigung über die Entscheidung zur Gewährung einer Ausnahme erzielt, unterrichten sie ACER über diese Entscheidung.
Die Entscheidung zur Gewährung einer Ausnahme — einschließlich der in Unterabsatz 3 genannten Bedingungen — ist ordnungsgemäß zu begründen und zu veröffentlichen.
Die in Absatz 4 genannten Entscheidungen werden von ACER getroffen,
wenn alle betroffenen nationalen Regulierungsbehörden binnen sechs Monaten ab dem Tag, an dem die letzte dieser Regulierungsbehörden mit dem Antrag auf eine Ausnahme befasst wurde, keine Einigung erzielen konnten oder
wenn ein gemeinsamer Antrag der betroffenen nationalen Regulierungsbehörden vorliegt.
Vor ihrer Entscheidung konsultiert ACER die betroffenen Regulierungsbehörden und die Antragsteller.
Eine Abschrift aller Anträge auf Ausnahme wird von den Regulierungsbehörden unverzüglich nach ihrem Eingang ACER und der Kommission zur Unterrichtung übermittelt. Die Entscheidung wird zusammen mit allen für die Entscheidung maßgeblichen Informationen von den betroffenen Regulierungsbehörden oder ACER („meldende Stellen“) der Kommission gemeldet. Diese Informationen können der Kommission in Form einer Zusammenfassung übermittelt werden, die der Kommission eine fundierte Entscheidung ermöglicht. Die Informationen müssen insbesondere Folgendes enthalten:
eine ausführliche Angabe der Gründe, aus denen die Ausnahme gewährt oder abgelehnt wurde, einschließlich der finanziellen Informationen, auf deren Grundlage die Notwendigkeit der Ausnahme gerechtfertigt ist;
eine Untersuchung bezüglich der Auswirkungen der Gewährung der Ausnahme auf den Wettbewerb und das tatsächliche Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts;
eine Begründung der Geltungsdauer der Ausnahme sowie des Anteils an der Gesamtkapazität der jeweiligen Verbindungsleitung, für die die Ausnahme gewährt wird, und
das Ergebnis der Konsultation der betroffenen Regulierungsbehörden.
Wenn die angeforderten Informationen nicht innerhalb der in der Aufforderung der Kommission festgesetzten Frist vorgelegt werden, gilt die Meldung als widerrufen, es sei denn, diese Frist wird mit Zustimmung sowohl der Kommission als auch der meldenden Stellen vor ihrem Ablauf verlängert, oder die meldenden Stellen unterrichten die Kommission vor Ablauf der festgesetzten Frist in einer ordnungsgemäß mit Gründen versehenen Erklärung davon, dass sie die Meldung als vollständig betrachten.
Die meldenden Stellen kommen einem Beschluss der Kommission zur Änderung oder zum Widerruf der Entscheidung über die Gewährung einer Ausnahme innerhalb eines Monats nach Erhalt nach und setzen die Kommission davon in Kenntnis.
Die Kommission wahrt die Vertraulichkeit von Geschäftsinformationen.
Die von der Kommission erteilte Genehmigung einer Entscheidung zur Gewährung einer Ausnahme wird zwei Jahre nach ihrer Erteilung unwirksam, wenn mit dem Bau der Verbindungsleitung zu diesem Zeitpunkt noch nicht begonnen worden ist, und sie wird fünf Jahre nach ihrer Erteilung unwirksam, wenn die Verbindungsleitung zu diesem Zeitpunkt nicht in Betrieb genommen worden ist, es sei denn, die Kommission entscheidet auf der Grundlage eines mit Gründen versehenen Antrags der meldenden Stellen, dass eine Verzögerung auf schwerwiegende administrative Hindernisse zurückzuführen ist, auf die die Person, der die Ausnahme gewährt wurde, keinen Einfluss hat.
Die Kommission kann auf Antrag oder von Amts wegen das Verfahren über einen Antrag auf Gewährung einer Ausnahme wieder aufnehmen,
wenn sich — unter gebührender Berücksichtigung der berechtigten Erwartungen der Parteien und des mit der ursprünglichen Entscheidung zur Gewährung einer Ausnahme erzielten wirtschaftlichen Gleichgewichts — die tatsächlichen Verhältnisse in einem für die Entscheidung wichtigen Punkt geändert haben,
wenn die beteiligten Unternehmen ihre Verpflichtungen nicht einhalten oder
wenn die Entscheidung auf unvollständigen, unrichtigen oder irreführenden Angaben der Parteien beruht.
Artikel 64
Freistellungen
Die Mitgliedstaaten können Freistellungen von den einschlägigen Bestimmungen der Artikel 3 und 6, des Artikels 7 Absatz 1, des Artikels 8 Absätze 1 und 4, der Artikel 9, 10 und 11, 14 bis 17, Artikel 19 bis 27, Artikel 35 bis 47 und Artikels 51 beantragen, und zwar in folgenden Fällen:
Der jeweilige Mitgliedstaat kann nachweisen, dass beim Betrieb kleiner isolierter sowie verbundener Netze erhebliche Probleme auftreten;
Es geht um Ausnahmen für Gebiete in äußerster Randlage im Sinne des Artikels 349 AEUV, die aus offensichtlichen physikalischen Gründen nicht an den Energiemarkt der Union angebunden werden können.
In dem in Unterabsatz 1 Buchstabe a genannten Fall ist die Freistellung befristet und an Bedingungen geknüpft, die einen verstärkten Wettbewerb und eine stärkere Integration in den Elektrizitätsbinnenmarkt zum Ziel haben.
In dem in Unterabsatz 1 Buchstabe b genannten Fall ist die Freistellung nicht befristet.
Die Kommission unterrichtet vor einer entsprechenden Entscheidung die Mitgliedstaaten unter Wahrung der Vertraulichkeit von Geschäftsinformationen über diese Anträge.
Eine nach diesem Artikel gewährte Freistellung hat zum Ziel sicherzustellen, dass der Übergang zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen durch die Ausnahme ebenso wenig behindert wird wie der Übergang zu mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung. Geschäftsinformationen
Bei der Gewährung einer Freistellung bringt die Kommission in ihrer Entscheidung zum Ausdruck, inwiefern in der Freistellung die Anwendung der Netzkodizes und der Leitlinien berücksichtigt werden muss.
Ist Zyperns Übertragungsnetz am 1. Januar 2026 immer noch nicht über Verbindungsleitungen an Übertragungsnetze anderer Mitgliedstaaten angeschlossen, so bewertet Zypern, ob eine Freistellung von diesen Bestimmungen weiter notwendig ist, und kann bei der Kommission eine Verlängerung der Freistellung beantragen. Die Kommission bewertet, ob die Gefahr besteht, dass die Anwendung der einschlägigen Bestimmungen erhebliche Probleme für den Betrieb des Stromsystems in Zypern verursacht, oder ob sich ihre Anwendung in Zypern voraussichtlich vorteilhaft auf das Funktionieren des Marktes auswirkt. Auf der Grundlage dieser Bewertung erlässt die Kommission einen begründeten Beschluss über eine vollständige oder teilweise Verlängerung der Freistellung. Der Beschluss wird im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht.
Artikel 65
Übermittlung von Informationen und Vertraulichkeit
Unter Berücksichtigung der Komplexität der angeforderten Informationen und der Dringlichkeit, setzt die Kommission eine angemessene Frist für die Übermittlung der Informationen.
Fordert die Kommission von einem Unternehmen Informationen an, so übermittelt sie den Regulierungsbehörden des Mitgliedstaats, in dessen Hoheitsgebiet sich der Sitz des Unternehmens befindet, gleichzeitig eine Abschrift dieser Anforderung.
Die Kommission übermittelt den Regulierungsbehörden des Mitgliedstaats, in dessen Hoheitsgebiet die Person ihren Wohnsitz oder das Unternehmen seinen Sitz hat, gleichzeitig eine Abschrift ihrer Entscheidung.
Die Kommission darf die Informationen, die ihrem Wesen nach unter das Geschäftsgeheimnis fallen und die sie im Rahmen dieser Verordnung erhalten hat, nicht offenlegen.
Artikel 66
Sanktionen
Artikel 67
Ausschussverfahren
Artikel 68
Ausübung der Befugnisübertragung
Artikel 69
Überprüfung und Berichte der Kommission
Die Kommission übermittelt dem Europäischen Parlament und dem Rat bis zum selben Tag einen ausführlichen Bericht über ihre Bewertung.
Auf der Grundlage dieser Bewertung legt die Kommission gegebenenfalls bis zum 31. Dezember 2026 Legislativvorschläge vor.
Artikel 70
Aufhebung
Die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 wird aufgehoben. Bezugnahmen auf die aufgehobene Verordnung gelten als Bezugnahmen auf die vorliegende Verordnung und sind nach Maßgabe der Entsprechungstabelle in Anhang II zu lesen.
Artikel 71
Inkrafttreten
Ungeachtet Unterabsatz 1 gelten Artikel 14, 15, 35, 36 und 62 ab dem Tag, an dem diese Verordnung in Kraft tritt. Für den Zweck der Umsetzung von Artikel 14 Absatz 7 und Artikel 15 Absatz 2 gilt Artikel 16 auch ab diesem Tag.
Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.
ANHANG I
AUFGABEN DER REGIONALEN KOORDINIERUNGSZENTREN
1. Koordinierte Kapazitätsberechnung
1.1. Die regionalen Koordinierungszentren führen die koordinierten Berechnungen der zonenübergreifenden Kapazitäten durch.
1.2. Die koordinierte Kapazitätsberechnung erfolgt für den Day-Ahead- und den Intraday-Zeitbereich.
1.3. Die koordinierte Kapazitätsberechnung erfolgt auf der Grundlage der Methoden, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ausgearbeitet wurden.
1.4. Die koordinierte Kapazitätsberechnung erfolgt auf der Grundlage eines gemeinsamen Netzmodells im Einklang mit Nummer 3.
1.5. Mit der koordinierten Kapazitätsberechnung wird ein effizientes Engpassmanagement gemäß den in dieser Verordnung festgelegten Grundsätzen für das Engpassmanagement sichergestellt.
2. Koordinierte Sicherheitsanalyse
2.1. Zur Wahrung des sicheren Netzbetriebs führen die regionalen Koordinierungszentren eine koordinierte Sicherheitsanalyse durch.
2.2. Die Sicherheitsanalyse erfolgt für alle Betriebsplanungszeitbereiche zwischen dem Year-Ahead- und dem Intraday-Zeitbereich auf der Grundlage der gemeinsamen Netzmodelle.
2.3. Die koordinierte Sicherheitsanalyse wird im Einklang mit den Methoden, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb ausgearbeitet wurden, vorgenommen.
2.4. Die regionalen Koordinierungszentren stellen die Ergebnisse der koordinierten Sicherheitsanalyse mindestens den Übertragungsnetzbetreibern der Netzbetriebsregion zur Verfügung.
2.5. Ermittelt ein regionales Koordinierungszentrum bei der koordinierten Sicherheitsanalyse eine mögliche Einschränkung, so legt es Entlastungsmaßnahmen zur Optimierung der Effektivität und wirtschaftlichen Effizienz fest.
3. Schaffung gemeinsamer Netzmodelle
3.1. Die regionalen Koordinierungszentren führen effiziente Verfahren für die Schaffung eines gemeinsamen Netzmodells für jeden Betriebsplanungszeitbereich zwischen dem Year-Ahead- und dem Intraday-Zeitbereich ein.
3.2. Die Übertragungsnetzbetreiber beauftragen einen regionalen Koordinierungszentrum, ein unionsweites gemeinsames Netzmodell auszuarbeiten.
3.3. Die gemeinsamen Netzmodelle werden auf der Grundlage der Methoden ausgearbeitet, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb und der Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ausgearbeitet wurden.
3.4. Die gemeinsamen Netzmodelle müssen maßgebliche Daten für die effiziente Betriebsplanung und Kapazitätsberechnung in allen Betriebsplanungszeitbereichen zwischen dem Year-Ahead- und dem Intraday-Zeitbereich enthalten.
3.5. Die gemeinsamen Netzmodelle werden allen regionalen Koordinierungszentren, den Übertragungsnetzbetreibern, ENTSO (Strom) und auf Anfrage ACER zur Verfügung gestellt.
4. Unterstützung der Bewertung der Kohärenz der Schutz- und Netzwiederaufbaupläne der Übertragungsnetzbetreiber
4.1. Die regionalen Koordinierungszentren unterstützen die Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion bei der Durchführung der Bewertung der Kohärenz der Schutz- und Netzwiederaufbaupläne der Übertragungsnetzbetreiber gemäß den Verfahren des Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes, der auf der Grundlage des Artikels 6 Absatz 11 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommen wurde.
4.2. Alle Übertragungsnetzbetreiber vereinbaren einen Schwellenwert, oberhalb dessen die Auswirkungen der von einem oder mehreren Übertragungsnetzbetreibern im Notzustand, Blackout-Zustand oder Netzwiederaufbau-Zustand getroffenen Maßnahmen für andere synchron oder asynchron verbundene Übertragungsnetzbetreiber als signifikant anzusehen sind.
4.3. Die regionalen Koordinierungszentren helfen den Übertragungsnetzbetreibern, indem sie
potenzielle Unvereinbarkeiten ermitteln,
Entlastungsmaßnahmen vorschlagen.
4.4. Die Übertragungsnetzbetreiber bewerten und berücksichtigen die vorgeschlagenen Entlastungsmaßnahmen.
5. Unterstützung der Koordinierung und Optimierung des regionalen Netzwiederaufbaus
5.1. Die maßgeblichen regionalen Koordinierungszentren unterstützen die als Frequenzkoordinatoren eingesetzten Übertragungsnetzbetreiber und die Synchronisationskoordinatoren gemäß dem Netzkodex über den Notzustand und den Netzwiederaufbau des Übertragungsnetzes, der auf der Grundlage des Artikels 6 Absatz 11 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommen wurde, im Hinblick auf die Steigerung der Effizienz und Effektivität des Netzwiederaufbaus. Die Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion bestimmen, welche Aufgaben dem regionalen Koordinierungszentrum bei der Unterstützung der Koordinierung und der Optimierung des regionalen Netzwiederaufbaus zukommen.
5.2. Die Übertragungsnetzbetreiber können die regionalen Koordinierungszentren um Unterstützung ersuchen, wenn sich ihr Netz im Blackout-Zustand oder Netzwiederaufbau-Zustand befindet.
5.3. Die regionalen Koordinierungszentren werden mit Systemen zur echtzeitnahen Überwachung und Datenerfassung ausgestattet, wobei der zu beobachtende Bereich durch den gemäß Nummer 4.1 festgelegten Schwellenwert bestimmt wird.
6. Nachträgliche Betriebs- und Störungsanalyse und entsprechende Berichterstattung
6.1. Die regionalen Koordinierungszentren untersuchen jeden Störfall oberhalb des Schwellenwerts gemäß Nummer 4.1 und erstellen einen entsprechenden Bericht. Auf Anfrage können die Regulierungsbehörden der Netzbetriebsregion und ACER an der Untersuchung beteiligt werden. Der Bericht enthält Empfehlungen, um ähnliche Störfälle in Zukunft zu verhindern.
6.2. Dieser Bericht wird veröffentlicht. ACER kann Empfehlungen abgeben, um ähnliche Störfälle in Zukunft zu verhindern.
7. Bestimmung der Höhe der Reservekapazität in der Region
7.1. Die regionalen Koordinierungszentren berechnen die erforderliche Reservekapazität für die Netzbetriebsregion. Für die Ermittlung der erforderlichen Reservekapazität gilt:
Sie dient dem allgemeinen Ziel der möglichst kosteneffizienten Wahrung der Betriebssicherheit.
Sie erfolgt im Day-Ahead- oder Intraday-Zeitbereich, oder beide.
Es wird die Höhe der insgesamt erforderlichen Reservekapazität für die Netzbetriebsregion berechnet.
Es wird die für jede Reservekapazitätsart die mindestens erforderliche Reservekapazität bestimmt.
Mögliche Substitutionen verschiedener Reservekapazitätsarten werden berücksichtigt, um die Beschaffungskosten möglichst gering zu halten.
Es werden etwaige Bedingungen für die geografische Verteilung der erforderlichen Reservekapazität festgelegt.
8. Erleichterung der regionalen Beschaffung von Regelleistung
8.1. Die regionalen Koordinierungszentren unterstützen die Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion bei der Ermittlung der Höhe der zu beschaffenden Regelleistung. Für die Ermittlung der Höhe der Regelleistung gilt:
Sie erfolgt im Day-Ahead- oder Intraday-Zeitbereich oder in beiden.
Mögliche Substitutionen verschiedener Reservekapazitätsarten werden berücksichtigt, um die Beschaffungskosten möglichst gering zu halten.
Es wird die Menge der erforderlichen Reservekapazität berücksichtigt, die voraussichtlich aus Regelarbeitsgeboten bereitgestellt wird, die nicht auf der Grundlage eines Vertrags für Regelleistung abgegeben wurden.
8.2. Die regionalen Koordinierungszentren unterstützen die Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion bei der Beschaffung der nach Nummer 8.1 ermittelten erforderlichen Regelleistung. Für die Beschaffung der Regelleistung gilt:
Sie erfolgt im Day-Ahead- oder Intraday-Zeitbereich, oder beide.
Mögliche Substitutionen verschiedener Reservekapazitätsarten werden berücksichtigt, um die Beschaffungskosten möglichst gering zu halten.
9. Bewertung der regionalen Leistungsbilanz des Systems für den Week-Ahead- bis mindestens zum Day-Ahead-Zeitbereich und Vorbereitung von Maßnahmen zur Risikominderung
9.1. Die regionalen Koordinierungszentren nehmen gemäß der Verordnung (EU) 2017/1485 der Kommission festgelegten Verfahren und anhand der gemäß Artikel 8 der Verordnung (EU) 2019/941 ausgearbeiteten Methode Bewertungen der regionalen Leistungsbilanz für den Week-Ahead bis mindestens zum Day-Ahead-Zeitbereich vor.
9.2. Die regionalen Koordinierungszentren legen bei den Bewertungen der kurzfristigen regionalen Leistungsbilanz die Informationen zugrunde, die ihnen durch die Übertragungsnetzbetreiber der Region zur Verfügung gestellt werden, um Situationen zu ermitteln, in denen in einer Regelzone oder auf regionaler Ebene voraussichtlich ein Leistungsbilanzmangel eintritt. Die regionalen Koordinierungszentren berücksichtigen den möglichen zonenübergreifenden Austausch und die Betriebssicherheitsgrenzwerte in allen maßgeblichen Betriebsplanungszeitbereichen.
9.3. Bei der Bewertung der regionalen Leistungsbilanz des Netzes arbeitet jedes regionale Koordinierungszentrum mit den anderen regionalen Koordinierungszentren auf koordinierte Weise zusammen, um
die zugrunde liegenden Annahmen und Prognosen zu überprüfen,
mögliche Situationen zu ermitteln, in denen ein überregionaler Leistungsbilanzmangel besteht.
9.4. Die einzelnen regionalen Koordinierungszentren übermitteln den Übertragungsnetzbetreibern der Netzbetriebsregion und den anderen regionalen Koordinierungszentren die Ergebnisse der Bewertungen der regionalen Leistungsbilanz zusammen mit ihren Vorschlägen für Maßnahmen zur Verringerung der Gefahren eines Leistungsbilanzmangels.
10. Regionale Koordinierung der Nichtverfügbarkeitsplanung
10.1. Im Rahmen der Nichtverfügbarkeitskoordinierung beobachten die regionalen Koordinierungszentren den Verfügbarkeitsstatus der maßgeblichen Anlagen und koordinieren deren Verfügbarkeitspläne auf regionaler Ebene im Einklang mit den Verfahren, die in der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für den Netzbetrieb dargelegt sind, um die Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes zu wahren und gleichzeitig die Kapazität der Verbindungsleitungen bzw. der Übertragungsnetze, die sich auf zonenübergreifenden Stromflüsse auswirken, zu maximieren.
10.2. Jedes regionale Koordinierungszentrum führt eine Liste der maßgeblichen Netzelemente, Stromerzeugungsanlagen und Verbrauchsanlagen der Netzbetriebsregion und stellt sie in der OPDE von ENTSO (Strom) zur Verfügung.
10.3. Die regionalen Koordinierungszentren führen im Rahmen der Nichtverfügbarkeitskoordinierung in der Netzbetriebsregion die folgenden Tätigkeiten aus:
Bewertung der Vereinbarkeit bei der Nichtverfügbarkeitsplanung anhand der Year-Ahead-Verfügbarkeitspläne der Übertragungsnetzbetreiber;
Erstellung einer Liste der ermittelten Unvereinbarkeiten bei der Planung und der zu ihrer Beseitigung vorgeschlagenen Lösungen für die Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion.
11. Optimierung der Ausgleichsmechanismen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern
11.1. Die Übertragungsnetzbetreiber der Netzbetriebsregion können gemeinsam entscheiden, sich vom regionalen Koordinierungszentrum bei der Verwaltung der Finanzflüsse im Zusammenhang mit Abrechnungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern, an denen mehr als zwei Übertragungsnetzbetreiber beteiligt sind, unterstützen zu lassen; Beispiele hierfür sind Kosten für Redispatch, Engpasserlöse, unbeabsichtigte Abweichungen oder Kosten für die Beschaffung von Reserven.
12. Ausbildung und Zertifizierung des für die regionalen Koordinierungszentren tätigen Personals
12.1. Die regionalen Koordinierungszentren erstellen Aus- und Weiterbildungs- sowie Zertifizierungsprogramme mit Schwerpunkt auf dem regionalen Netzbetrieb für ihre Mitarbeiter und führen diese durch.
12.2. In den Aus- und Weiterbildungsprogrammen werden alle maßgeblichen Komponenten des Netzbetriebs, bei denen das regionale Koordinierungszentrum Aufgaben wahrnimmt, einschließlich regionaler Krisenszenarien, behandelt.
13. Ermittlung regionaler Szenarien für Stromversorgungskrisen
13.1. Wenn ENTSO (Strom) diese Aufgabe auf die regionalen Koordinierungszentren überträgt, müssen diese anhand der in Artikel 6 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/941 festgelegten Kriterien regionale Elektrizitätskrisenszenarien ermitteln.
Die Ermittlung regionaler Krisenszenarien erfolgt nach der Methode gemäß Artikel 5 der Verordnung (EU) 2019/941.
13.2. Die regionalen Koordinierungszentren unterstützen die zuständigen Behörden jeder Netzbetriebsregion auf deren Antrag bei der Vorbereitung und Durchführung der zweijährlichen Krisensimulation gemäß Artikel 12 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2019/941.
14. Ermittlung des Bedarfs an neuen Übertragungskapazitäten, an Modernisierung bestehender Übertragungskapazität oder ihrer Alternativen
14.1. Die regionalen Koordinierungszentren unterstützen die Übertragungsnetzbetreiber bei der Ermittlung des Bedarfs an neuen Übertragungskapazitäten, an Modernisierung bestehender Übertragungskapazitäten oder an Alternativen, die den gemäß der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 eingerichteten regionalen Gruppen vorgelegt und in den zehnjährigen Netzentwicklungsplan im Sinne von Artikel 51 der Richtlinie (EU) 2019/944 aufgenommen werden.
15. Berechnung der maximalen Eintrittskapazität, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten an Kapazitätsmechanismen zur Verfügung steht
15.1. Die regionalen Koordinierungszentren unterstützen die Übertragungsnetzbetreiber bei der Berechnung der maximalen Eintrittskapazität, die für die Beteiligung ausländischer Kapazitäten an Kapazitätsmechanismen zur Verfügung steht, wobei sie die voraussichtliche Verfügbarkeit von Verbindungsleitungen sowie die Wahrscheinlichkeit, dass in dem System, in dem der Mechanismus angewendet wird, und in dem System, in dem sich die ausländische Kapazität befindet, gleichzeitig hohe Belastungen zu verzeichnen sind, berücksichtigen.
15.2. Die Berechnung erfolgt nach der Methode gemäß Artikel 26 Absatz 11 Buchstabe a dieser Verordnung.
15.3. Die regionalen Koordinierungszentren stellen eine Berechnung für jede Gebotszonengrenze der Netzbetriebsregion bereit.
16. Erstellung saisonaler Abschätzungen der Angemessenheit
16.1. Wenn ENTSO (Strom) diese Aufgabe gemäß Artikel 9 der Verordnung (EU) 2019/941 den regionalen Koordinierungszentren überträgt, erstellen diese Zentren die regionalen saisonalen Abschätzungen der Angemessenheit.
16.2. Die regionalen Abschätzungen der Angemessenheit werden anhand der gemäß Artikel 8 der Verordnung (EU) 2019/941 ausgearbeiteten Methode erstellt.
ANHANG II
AUFGEHOBENE VERORDNUNG MIT LISTE IHRER ÄNDERUNGEN
Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39) |
Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe a Artikel 8 Absatz 10 Buchstabe a Artikel 11 Artikel 18 Absatz 4a Artikel 23 Absatz 3 |
Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission vom 14. Juni 2013 über die Übermittlung und die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten und zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) |
Nummer 5.5 bis 5.9 von Anhang I |
ANHANG III
ENTSPRECHUNGSTABELLE
Verordnung (EG) Nr. 714/2009 |
Vorliegende Verordnung |
— |
Artikel 1 Buchstabe a |
— |
Artikel 1 Buchstabe b |
Artikel 1 Buchstabe a |
Artikel 1 Buchstabe c |
Artikel 1 Buchstabe b |
Artikel 1 Buchstabe d |
Artikel 2 Absatz 1 |
Artikel 2 Nummer 1 |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe a |
Artikel 2 Nummer 2 |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe b |
Artikel 2 Nummer 3 |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe c |
Artikel 2 Nummer 4 |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe d |
— |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe e |
— |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe f |
— |
Artikel 2 Absatz 2 Buchstabe g |
Artikel 2 Nummer 5 |
— |
Artikel 2 Nummer 6 bis 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 Absätze 1 bis 3 |
Artikel 16 Absätze 1 bis 4 |
— |
Artikel 16 Absätze 5 bis 8 |
Artikel 16 Absätze 4 bis 5 |
Artikel 16 Absätze 9 bis 11 |
— |
Artikel 16 Absatz 12 und 13 |
— |
Artikel 17 |
Artikel 14 Absatz 1 |
Artikel 18 Absatz 1 |
— |
Artikel 18 Absatz 2 |
Artikel 14 Absätze 2 bis 5 |
Artikel 18 Absätze 3 bis 6 |
— |
Artikel 18 Absätze 7 bis 11 |
— |
Artikel 19 Absatz 1 |
Artikel 16 Absatz 6 |
Artikel 19 Absatz 2 und 3 |
— |
Artikel 19 Absätze 4 und 5 |
— |
Artikel 20 |
— |
Artikel 21 |
— |
Artikel 22 |
Artikel 8 Absatz 4 |
Artikel 23 Absatz 1 |
— |
Artikel 23 Absätze 2 bis 7 |
— |
Artikel 25 |
— |
Artikel 26 |
— |
Artikel 27 |
Artikel 4 |
Artikel 28 Absatz 1 |
— |
Artikel 28 Absatz 2 |
Artikel 5 |
Artikel 29 Absätze 1 bis 4 |
— |
Artikel 29 Absatz 5 |
Artikel 8 Absatz 2 (Satz 1) |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe a |
Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe b |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe b |
— |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe c |
Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe c |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe d |
— |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstaben e und f |
|
Artikel 30 Absatz 1 Buchstaben g und h |
Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe a |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe i |
Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe d |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe j |
|
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe k |
Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe e |
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe l |
|
Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe m bis o |
— |
Artikel 30 Absätze 2 und 3 |
Artikel 8 Absatz 5 |
Artikel 30 Absatz 4 |
Artikel 8 Absatz 9 |
Artikel 30 Absatz 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 Absatz 10 |
Artikel 48 |
Artikel 13 |
Artikel 49 |
Artikel 2 Absatz 2 (letzter Unterabsatz) |
Artikel 49 Absatz 7 |
Artikel 15 |
Artikel 50 Absätze 1 bis 6 |
Anhang I Nummer 5.10 |
Artikel 50 Absatz 7 |
Artikel 3 |
Artikel 51 |
— |
Artikel 52 |
— |
Artikel 53 |
|
Artikel 54 |
— |
Artikel 55 |
— |
Artikel 56 |
— |
Artikel 57 |
— |
Artikel 58 |
Artikel 8 Absatz 6 |
Artikel 59 Absatz 1 Buchstaben a, b und c |
— |
Artikel 59 Absatz 1 Buchstaben d und e |
|
Artikel 59 Absatz 2 |
Artikel 6 Absatz 1 |
Artikel 59 Absatz 3 |
Artikel 6 Absatz 2 |
Artikel 59 Absatz 4 |
Artikel 6 Absatz 3 |
Artikel 59 Absatz 5 |
— |
Artikel 59 Absatz 6 |
Artikel 6 Absatz 4 |
Artikel 59 Absatz 7 |
Artikel 6 Absatz 5 |
Artikel 59 Absatz 8 |
Artikel 6 Absatz 6 |
Artikel 59 Absatz 9 |
Artikel 8 Absatz 1 |
Artikel 59 Absatz 10 |
Artikel 6 Absatz 7 |
— |
Artikel 6 Absatz 8 |
— |
Artikel 6 Absatz 11 |
Artikel 59 Absatz 11 und 12 |
Artikel 6 Absätze 9 bis 12 |
Artikel 59 Absätze 13 und 14 |
Artikel 8 Absatz 2 |
Artikel 59 Absatz 15 |
— |
Artikel 60 Absatz 1 |
Artikel 7 Absatz 1 |
Artikel 60 Absatz 2 |
Artikel 7 Absatz 2 |
Artikel 60 Absatz 3 |
Artikel 7 Absatz 3 |
— |
Artikel 7 Absatz 4 |
— |
— |
Artikel 61 Absatz 1 |
— |
Artikel 61 Absatz 2 |
Artikel 18 Absatz 1 |
Artikel 61 Absatz 3 |
Artikel 18 Absatz 2 |
— |
Artikel 18 Absatz 3 |
Artikel 61 Absatz 4 |
Artikel 18 Absatz 4 |
— |
Artikel 18 Absatz 4a |
Artikel 61 Absatz 5 |
Artikel 18 Absatz 5 |
Artikel 61 Absatz 5 und 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 |
( 1 ) Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2012 zur Energieeffizienz, zur Änderung der Richtlinien 2009/125/EG und 2010/30/EU und zur Aufhebung der Richtlinien 2004/8/EG und 2006/32/EG (ABl. L 315 vom 14.11.2012, S. 1).
( 2 ) Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (ABl. L 326 vom 8.12.2011, S. 1).
( 3 ) Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 82).
( 4 ) Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018 über das Governance-System für die Energieunion und für den Klimaschutz, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 663/2009 und (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates, der Richtlinien 94/22/EG, 98/70/EG, 2009/31/EG, 2009/73/EG, 2010/31/EU, 2012/27/EU und 2013/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates, der Richtlinien 2009/119/EG und (EU) 2015/652 des Rates und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1).
( 5 ) Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16).
( 6 ) Beschluss der Kommission vom 15. November 2012 zur Einsetzung der Koordinierungsgruppe „Strom“ (ABl. C 353 vom 17.11.2012, S. 2).
( 7 ) Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39).
( 8 ) Richtlinie (EU) 2017/1132 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Juni 2017 über bestimmte Aspekte des Gesellschaftsrechts (ABl. L 169 vom 30.6.2017, S. 46).
( 9 ) Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 27 vom 30.1.1997, S. 20).