Jurnalul Ofícial al Uniunii Europene

RO Seria L

2024/1747

REGULAMENTUL (UE) 2024/1747 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI

din 13 iunie 2024

de modificare a Regulamentelor (UE) 2019/942 și (UE) 2019/943 în ceea ce privește îmbunătățirea organizării pieței energiei electrice a Uniunii

(Text cu relevanță pentru SEE)

PARLAMENTUL EUROPEAN ȘI CONSILIUL UNIUNII EUROPENE,

având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, în special articolul 194 alineatul (2),

având în vedere propunerea Comisiei Europene,

după transmiterea proiectului de act legislativ către parlamentele naționale,

având în vedere avizul Comitetului Economic și Social European (1),

având în vedere avizul Comitetului Regiunilor (2),

hotărând în conformitate cu procedura legislativă ordinară (3),

întrucât:

(1)

Începând din septembrie 2021 s-au observat prețuri foarte ridicate și volatilitatea piețelor energiei electrice. Conform celor stabilite de Agenția Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER) în evaluarea sa finală din aprilie 2022 privind organizarea pieței angro a energiei electrice a UE, acest lucru este în principal o consecință a prețului ridicat al gazelor, care este utilizat ca materie primă pentru producerea de energie electrică.

(2)

Escaladarea războiului de agresiune al Rusiei împotriva Ucrainei, care este parte contractantă la Tratatul de instituire a Comunității Energiei (4), și sancțiunile internaționale aplicate începând din februarie 2022 au condus la o criză a gazelor, au perturbat piețele mondiale ale energiei, au exacerbat problema prețurilor ridicate ale gazelor și au avut un impact semnificativ asupra prețurilor la energie electrică. Războiul de agresiune al Rusiei împotriva Ucrainei a cauzat totodată incertitudine în ceea ce privește aprovizionarea cu alte produse de bază, cum ar fi antracitul și țițeiul, utilizate de instalațiile de producere a energiei electrice. Incertitudinea respectivă a generat o creștere suplimentară substanțială a volatilității prețurilor energiei electrice. Disponibilitatea redusă a mai multor reactoare nucleare și producția redusă de energie hidroelectrică au accentuat și mai mult creșterea prețurilor energiei electrice.

(3)

Ca răspuns la această situație, în Comunicarea sa din 13 octombrie 2021 privind „Un set de măsuri de acțiune și de sprijin pentru abordarea creșterii prețurilor energiei”, Comisia a propus un set de măsuri pe care Uniunea și statele sale membre le pot utiliza pentru a aborda impactul imediat al prețurilor ridicate la energie electrică asupra gospodăriilor și asupra întreprinderilor, inclusiv sprijinul pentru venit, facilitățile fiscale, măsurile de economisire și de stocare a energiei și pentru a consolida reziliența la viitoarele șocuri în materie de prețuri. În Comunicarea sa din 8 martie 2022 privind „REPowerEU: Acțiuni europene comune pentru o energie mai accesibilă ca preț, mai sigură și mai durabilă”, Comisia a prezentat o serie de măsuri suplimentare pentru a consolida setul de instrumente și pentru a răspunde prețurilor crescânde la energie electrică. La 23 martie 2022, Comisia a instituit, de asemenea, un cadru temporar de ajutoare de stat pentru a permite anumitor subvenții să atenueze impactul prețurilor ridicate la energie.

(4)

În Comunicarea sa din 18 mai 2022, Comisia a prezentat „planul REPowerEU”, prin care a introdus măsuri suplimentare axate pe economiile de energie, diversificarea surselor de aprovizionare cu energie, obiectivul sporit de eficiență energetică și accelerarea introducerii energiei din surse regenerabile, cu scopul de a reduce dependența Uniunii de combustibilii fosili din Rusia, inclusiv o propunere de a majora la 45 % obiectivul Uniunii pentru 2030 în ceea ce privește consumul final brut de energie din surse regenerabile. Mai mult, pe lângă stabilirea unor măsuri suplimentare pe termen scurt pentru abordarea prețurilor ridicate ale energiei, în Comunicarea Comisiei din 18 mai 2022 privind „Intervenții pe termen scurt pe piața energiei electrice și îmbunătățirile pe termen lung ale organizării pieței energiei electrice – o direcție de acțiune”, au fost identificate potențiale domenii de îmbunătățire a organizării pieței energiei electrice și a fost anunțată intenția de a evalua aceste domenii în vederea modificării cadrului legislativ.

(5)

Pentru a aborda, de urgență, criza prețurilor la energie și preocupările legate de securitate, precum și creșterile prețurilor pentru cetățeni, Uniunea a adoptat o serie de acte juridice, printre care Regulamentul (UE) 2022/1032 al Parlamentului European și al Consiliului (5) prin care a fost instituit un regim solid de înmagazinare a gazelor, Regulamentul (UE) 2022/1369 al Consiliului (6) prin care au fost stabilite măsuri eficace de reducere a cererii de gaze și energie electrică, Regulamentul (UE) 2022/1854 al Consiliului (7) prin care au fost instituite regimuri de limitare a prețurilor pentru a evita profiturile excepționale atât pe piața gazelor, cât și pe piața energiei electrice și Regulamentul (UE) 2022/2577 al Consiliului (8) prin care au fost stabilite măsuri de accelerare a procedurilor de acordare a autorizațiilor pentru instalațiile producătoare de energie din surse regenerabile.

(6)

O piață a energiei bine integrată, întemeiată pe Regulamentele (UE) 2018/1999 (9), (UE) 2019/942 (10) și (UE) 2019/943 (11) ale Parlamentului European și ale Consiliului și pe Directivele (UE) 2018/2001 (12), (UE) 2018/2002 (13) și (UE) 2019/944 (14) ale Parlamentului European și ale Consiliului, adoptate în 2018 și 2019, desemnate în mod curent ca fiind pachetul „Energie curată pentru toți europenii” (denumit în continuare „pachetul privind energia curată”), permite Uniunii să beneficieze de avantajele economice ale unei piețe unice a energiei în orice condiții, asigurând securitatea aprovizionării și susținând procesul de decarbonizare în vederea realizării obiectivului de neutralitate climatică al Uniunii. Interconectivitatea transfrontalieră asigură, de asemenea, o funcționare mai sigură, mai fiabilă și mai eficientă a sistemelor energetice și o mai bună reziliență la șocurile prețurilor pe termen scurt.

(7)

Consolidarea pieței interne a energiei și realizarea obiectivelor în materie de tranziție climatică și energetică necesită o modernizare substanțială a rețelei electrice a Uniunii, pentru ca aceasta să poată suporta creșteri ample ale capacității de producție a energiei din surse regenerabile, variabilitatea dependentă de condițiile meteorologice a volumelor producției și modificarea tiparelor fluxului de energie electrică de la nivelul Uniunii și să poată răspunde cererilor noi de produse precum vehiculele electrice și pompele de căldură. Investițiile în rețele, atât în interiorul frontierelor, cât și la nivel transfrontalier, sunt esențiale pentru buna funcționare a pieței interne a energiei electrice, inclusiv pentru securitatea aprovizionării. Astfel de investiții sunt necesare pentru a integra energia din surse regenerabile și cererea într-un context în care acestea sunt mai distanțate decât în trecut și, în cele din urmă, pentru îndeplinirea obiectivelor Uniunii în materie de climă și energie. Prin urmare, orice reformă a pieței energiei electrice a Uniunii ar trebui să contribuie la o rețea electrică europeană mai integrată, pentru a se asigura că fiecare stat membru atinge un nivel de interconectivitate a energiei electrice în conformitate cu obiectivul de interconectare a rețelelor de energie electrică pentru 2030 de cel puțin 15 %, în temeiul articolului 4 litera (d) punctul 1 din Regulamentul (UE) 2018/1999, că respectiva capacitate de interconectare este utilizată cât mai mult posibil pentru comerțul transfrontalier și că rețeaua de energie electrică și infrastructura de conectivitate ale Uniunii sunt construite sau modernizate, cum ar fi proiectele de interes comun ale Uniunii stabilite în temeiul Regulamentului (UE) 2022/869 al Parlamentului European și al Consiliului (15). Ar trebui să se asigure o conectivitate adecvată tuturor cetățenilor și întreprinderilor din Uniune, deoarece acest lucru le poate oferi oportunități majore de a participa la tranziția energetică și la transformarea digitală a Uniunii. Ar trebui să se acorde o atenție deosebită regiunilor ultraperiferice menționate la articolul 349 din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene (TFUE), care recunoaște constrângerile specifice cu care se confruntă acestea și prevede adoptarea de măsuri specifice în privința lor.

(8)

Organizarea actuală a pieței energiei electrice a contribuit, printre altele, la apariția unor produse, servicii și măsuri noi și inovatoare pe piețele cu amănuntul ale energiei electrice, sprijinind eficiența energetică și utilizarea energiei din surse regenerabile și îmbunătățind posibilitățile de alegere, pentru a-i ajuta pe consumatori să își reducă facturile la energie inclusiv prin intermediul instalațiilor de mici dimensiuni de producere a energiei electrice și al serviciilor emergente de furnizare a răspunsului părții de consum. Un element esențial al viitoarelor piețe și sisteme de energie electrică din Uniune îl reprezintă folosirea ca bază și valorificarea potențialului digitalizării sistemului energetic, cum ar fi participarea activă a consumatorilor. În același timp, este necesar să fie respectate alegerile consumatorilor și să li se permită acestora să beneficieze de o diversitate de oferte contractuale și să fie protejați clienții casnici de prețurile ridicate în timpul unei crize energetice. Integrarea sistemului energetic este preconizată să se realizeze sub forma planificării și funcționării sistemului energetic ca ansamblu, cu implicarea mai multor purtători de energie, infrastructuri și sectoare de consum, prin crearea unor legături mai strânse între aceștia, în sinergie reciprocă și sprijinite de digitalizare, cu obiectivul de a furniza energie sigură, accesibilă, fiabilă și durabilă.

(9)

În contextul crizei energetice, organizarea actuală a pieței energiei electrice a evidențiat o serie de deficiențe și consecințe neașteptate legate de impactul pe care prețurile ridicate și volatile ale combustibililor fosili îl au asupra piețelor energiei electrice pe termen scurt, care expun gospodăriile și întreprinderile la creșteri semnificative ale prețurilor cu impact asupra facturilor lor la energie electrică.

(10)

O implementare accelerată a energiei din surse regenerabile și a tehnologiilor nepoluante flexibile constituie modalitatea cea mai durabilă și mai rentabilă de reducere structurală a cererii de combustibili fosili pentru producerea de energie electrică și de facilitare a consumului direct de energie electrică prin electrificarea cererii de energie și integrarea sistemului energetic. Datorită costurilor operaționale scăzute, sursele regenerabile pot avea un impact pozitiv asupra prețurilor energiei electrice în întreaga Uniune și pot reduce consumul de combustibili fosili.

(11)

Modificările aduse organizării pieței energiei electrice ar trebui să asigure faptul că de beneficiile generate de extinderea implementării energiei din surse regenerabile și de tranziția energetică în ansamblu se bucură consumatorii, inclusiv cei mai vulnerabili, și că, în cele din urmă, aceste beneficii îi protejează de crizele energetice, evitându-se ca și alți clienți casnici să cadă în capcana sărăciei energetice. Modificările respective ar trebui să atenueze impactul pe care costurile ridicate ale prețurilor combustibililor fosili, în special al gazelor, îl au asupra prețurilor energiei electrice, cu scopul de a permite clienților casnici și întreprinderilor să profite pe termen lung de beneficiile unei energii accesibile și sigure din surse regenerabile durabile și cu emisii scăzute de dioxid de carbon, precum și de rolul soluțiilor eficiente din punct de vedere energetic în reducerea costurilor totale ale energiei, care ar putea reduce nevoia de extindere a rețelei electrice și a capacității de producție.

(12)

Reforma organizării pieței energiei electrice vizează obținerea unor prețuri accesibile și competitive ale energiei electrice pentru toți consumatorii. Astfel, reforma respectivă ar trebui să aducă beneficii nu doar clienților casnici, ci și competitivității industriilor Uniunii, prin înlesnirea investițiilor în tehnologii curate de care au nevoie pentru a-și îndeplini traiectoriile de tranziție către zero emisii nete. Tranziția energetică a Uniunii trebuie să se sprijine pe baza solidă reprezentată de producția de tehnologii curate. Reforma respectivă va sprijini electrificarea industriei la prețuri accesibile și vor contribui la păstrarea de către Uniune a poziției sale de lider mondial în ceea ce privește cercetarea și inovarea în domeniul tehnologiilor energetice curate.

(13)

Existența unor piețe pe termen scurt funcționale și eficiente reprezintă un instrument-cheie pentru integrarea pe piața energiei electrice a energiei din surse regenerabile și a surselor de flexibilitate și permite integrarea într-un mod rentabil în sistemul energetic.

(14)

Piețele intrazilnice sunt deosebit de importante pentru integrarea cu cele mai mici costuri a surselor regenerabile variabile de energie în sistemul de energie electrică, deoarece ele oferă participanților la piață posibilitatea de a tranzacționa deficite sau surplusuri de energie electrică mai aproape de momentul livrării. Întrucât producătorii de energie din surse regenerabile variabile pot să își estimeze cu precizie producția doar aproape de momentul livrării, este esențial ca aceștia să dispună de un număr maxim de posibilități de tranzacționare prin accesul la o piață lichidă cât mai aproape posibil de momentul livrării de energie electrică. Ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale ar trebui, prin urmare, să fie redusă și setată mai aproape de ora reală, pentru a maximiza posibilitățile participanților la piață de a tranzacționa deficite și surplusuri de energie electrică și pentru a contribui la o mai bună integrare a surselor regenerabile variabile de energie în sistemul de energie electrică. În cazul în care modificarea respectivă creează riscuri pentru securitatea aprovizionării și pentru a permite o tranziție eficientă din punctul de vedere al costurilor către ora mai scurtă de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale, operatorii de transport și de sistem ar trebui să aibă posibilitatea de a solicita o derogare, pe baza unei evaluări a impactului și sub rezerva aprobării de către autoritatea de reglementare în cauză, pentru a obține o prelungire a calendarului de punere în aplicare. Respectiva solicitare ar trebui să includă un plan de acțiune cu măsuri concrete în vederea punerii în aplicare a noii ore de închidere a porții interzonale a pieței intrazilnice.

(15)

Prin urmare, este important ca piețele intrazilnice să se adapteze la participarea tehnologiilor pe bază de surse regenerabile variabile de energie, cum ar fi energia solară și eoliană, precum și la participarea răspunsului părții de consum și a stocării de energie. Lichiditatea piețelor intrazilnice ar trebui îmbunătățită prin partajarea registrelor de ordine între operatorii de piață din cadrul unei zone de ofertare, inclusiv atunci când capacitățile interzonale sunt stabilite la zero sau după ora de închidere a porții pieței intrazilnice. Pentru a se asigura că registrele de ordine sunt partajate între operatorii pieței de energie electrică desemnați (OPEED) în intervalele de timp de cuplare a piețelor pentru ziua următoare și intrazilnice, OPEED ar trebui să transmită toate ordinele de produse pentru ziua următoare și produse intrazilnice și de produse cu caracteristici similare către cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice și nu ar trebui să organizeze tranzacționarea produselor pentru ziua următoare sau a produselor intrazilnice sau a produselor cu caracteristici similare în afara cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice. Pentru a aborda riscul inerent de discriminare în cadrul tranzacționării produselor pentru ziua următoare și a produselor intrazilnice în interiorul și în afara cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, precum și pierderea de lichidități rezultată pe piețele cuplate de energie electrică din Uniune, respectiva obligație ar trebui să se aplice OPEED, întreprinderilor care exercită direct sau indirect controlul asupra unui OPEED și întreprinderilor care sunt controlate direct sau indirect de un OPEED. Pentru a îmbunătăți transparența piețelor, participanții la piață ar trebui să furnizeze, după caz, informații pe unități de producție, fără a aduce atingere prezentării ofertelor în conformitate cu cadrul relevant din fiecare stat membru.

(16)

În plus, piețele pe termen scurt ale energiei electrice ar trebui să asigure faptul că furnizorii de servicii de flexibilitate de mici dimensiuni pot participa prin reducerea dimensiunii minime a ofertelor.

(17)

Pentru a asigura integrarea eficientă a energiei electrice produse din surse regenerabile variabile de energie și pentru a reduce necesitatea producerii de energie electrică pe bază de combustibili fosili în situații de criză a prețurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii, statele membre ar trebui să aibă posibilitatea de a solicita operatorilor de sistem să propună achiziționarea unui produs de reducere a vârfurilor de sarcină care să permită un răspuns suplimentar al părții de consum, pentru a contribui la reducerea consumului din sistemul de energie electrică. Propunerea de produs de reducere a vârfurilor de sarcină ar trebui să fie evaluată de autoritatea de reglementare în cauză în ceea ce privește realizarea unei reduceri a cererii de energie electrică și a unei reduceri a impactului asupra prețului angro al energiei electrice în timpul orelor de vârf. Întrucât produsul de reducere a vârfurilor de sarcină urmărește să reducă și să schimbe consumul de energie electrică și pentru a evita creșterea emisiilor de gaze cu efect de seră, activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină nu ar trebui să implice pornirea producției bazate pe combustibili fosili situate în aval de punctul de contorizare. Întrucât produsul de reducere a vârfurilor de sarcină este menit să fie aplicat numai într-un număr limitat de situații de criză a prețurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii, achiziționarea acestuia poate fi efectuată cu până la o săptămână înainte de eliberarea de capacități suplimentare de răspuns al părții de consum. Operatorii de sistem ar trebui să poată activa produsul de reducere a vârfurilor de sarcină înaintea deschiderii pieței pentru ziua următoare sau în intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare. În mod alternativ, ar trebui să fie posibilă activarea automată a produsului de reducere a vârfurilor de sarcină pe baza unui preț predefinit al energiei electrice. Pentru a verifica volumele de reducere a consumului de energie electrică, operatorul de sistem ar trebui să utilizeze o valoare de referință care să reflecte consumul de energie electrică preconizat fără activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină și, după consultarea participanților la piață, ar trebui să elaboreze o metodologie de referință. Metodologia respectivă ar trebui să fie aprobată de autoritatea de reglementare în cauză. ACER ar trebui să evalueze impactul utilizării produselor de reducere a vârfurilor de sarcină pe piața energiei electrice din Uniune, ținând seama de necesitatea ca aceste produse să nu denatureze în mod nejustificat funcționarea piețelor de energie electrică și să nu cauzeze o redirecționare a răspunsului părții de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină, și ar trebui să fie în măsură să adreseze autorităților de reglementare recomandări care să fie luate în considerare în evaluarea realizată de acestea la nivel național. În plus, ACER ar trebui să evalueze impactul dezvoltării de produse de reducere a vârfurilor de sarcină pe piața de energie electrică din Uniune în condiții normale. Pe baza evaluării respective, Comisia ar trebui să fie în măsură să prezinte, dacă este necesar, o propunere legislativă de modificare a Regulamentului (UE) 2019/943 pentru a introduce produse de reducere a vârfurilor de sarcină în afara situațiilor de criză a prețurilor energiei electrice.

(18)

Pentru a putea participa activ la piețele de energie electrică și pentru a oferi flexibilitate, consumatorii sunt echipați progresiv cu contoare inteligente. Cu toate acestea, într-o serie de state membre, introducerea sistemelor de contorizare inteligentă este încă lentă, astfel încât este imperativ ca statele membre să îmbunătățească condițiile pentru instalarea sistemelor de contorizare inteligentă, cu obiectivul de a ajunge la o acoperire integrală cât mai curând posibil. Cu toate acestea, operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție și participanții relevanți la piață, inclusiv agregatorii independenți, ar trebui să poată utiliza, cu consimțământul clientului final, datele provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate, în conformitate cu articolele 23 și 24 din Directiva (UE) 2019/944 și cu alte acte legislative relevante ale Uniunii, inclusiv legislația Uniunii privind protecția datelor și a vieții private, în special Regulamentul (UE) 2016/679 al Parlamentului European și al Consiliului (16). În plus, numai în cazurile în care sistemele de contorizare inteligentă nu sunt încă instalate și dacă acestea nu asigură un nivel suficient de detaliat al datelor, operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție, cu consimțământul clientului final, ar trebui să utilizeze datele provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate pentru a asigura observabilitatea și decontarea serviciilor de flexibilitate, cum ar fi răspunsul părții de consum și stocarea energiei. Autorizarea utilizării de date provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate pentru a asigura observabilitatea rețelei și decontarea ar trebui să faciliteze participarea activă a clienților finali pe piață și dezvoltarea răspunsului părții de consum. Utilizarea datelor provenite de la respectivele dispozitive de măsurare dedicate ar trebui să fie însoțită de cerințe de calitate referitoare la date.

(19)

Prezentul regulament stabilește un temei juridic pentru prelucrarea datelor cu caracter personal în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/679. Statele membre ar trebui să se asigure că sunt respectate toate principiile și obligațiile referitoare la prelucrarea datelor cu caracter personal prevăzute în Regulamentul (UE) 2016/679, inclusiv în ceea ce privește reducerea la minimum a datelor. În cazul în care obiectivul prezentului regulament poate fi atins fără prelucrarea datelor cu caracter personal, operatorii de date ar trebui să se bazeze pe date anonimizate și agregate.

(20)

Consumatorii și furnizorii au nevoie de piețe la termen eficace și eficiente pentru a-și acoperi expunerea la prețuri pe termen lung și pentru a-și reduce dependența de prețurile pe termen scurt. Pentru a se asigura că toți clienții de energie din Uniune pot beneficia pe deplin de avantajele oferite de piețele integrate ale energiei electrice și de concurența din întreaga Uniune, Comisia ar trebui să evalueze impactul eventualelor măsuri de îmbunătățire a funcționării piețelor la termen ale energiei electrice din Uniune, cum ar fi frecvența alocării, scadența și natura drepturilor de transport pe termen lung, modalitățile de consolidare a pieței secundare și posibila introducere a unor centre virtuale regionale.

(21)

Partea din evaluare referitoare la posibila introducere a unor centre virtuale regionale ar trebui, printre altele, să acopere implicațiile în ceea ce privește acordurile interguvernamentale preexistente legate de proprietatea transfrontalieră comună asupra centralelor electrice. Dacă sunt introduse, centrele virtuale regionale ar trebui să reflecte prețul agregat al mai multor zone de ofertare și să ofere un preț de referință, care ar trebui să fie utilizat de operatorii de piață pentru a oferi produse de acoperire a riscului la termen. În acest sens, centrele virtuale regionale nu ar trebui înțelese ca entități care organizează sau efectuează tranzacții. Prin furnizarea unui indice al prețurilor de referință, centrele virtuale regionale ar permite punerea în comun a lichidităților și ar oferi oportunități suplimentare de acoperire a riscului pentru participanții la piață. În vederea asigurării de condiții uniforme pentru punerea în aplicare a prezentului regulament, Comisiei ar trebui să i se confere competențe de executare pentru a detalia, dacă este necesar, măsurile și instrumentele privind organizarea piețelor la termen a energiei electrice a Uniunii, inclusiv în ceea ce privește introducerea de centre virtuale regionale. Respectivele competențe ar trebui să fie exercitate în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 182/2011 al Parlamentului European și al Consiliului (17).

(22)

Pentru a spori posibilitățile de acoperire a riscului participanților la piață, ar trebui să se extindă rolul platformei unice de alocare, instituită în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei (18). Platforma unică de alocare ar trebui să acționeze în calitate de entitate care permite alocarea și care facilitează tranzacționarea drepturilor financiare de transport pe termen lung în numele operatorilor de transport și de sistem între diferitele zone de ofertare și, dacă este cazul, centrele virtuale regionale.

(23)

Tarifele de rețea ar trebui să stimuleze operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție să utilizeze serviciile de flexibilitate prin dezvoltarea în continuare a unor soluții inovatoare pentru optimizarea rețelei existente și prin achiziționarea de servicii de flexibilitate, în special răspunsul părții de consum sau stocarea energiei. În acest scop, tarifele de rețea ar trebui să fie concepute pentru a lua în considerare cheltuielile operaționale și de capital ale operatorilor de sistem sau o combinație eficientă a acestora, astfel încât aceștia să poată exploata sistemul de energie electrică într-un mod eficient din punctul de vedere al costurilor. Cerința privind reflectarea costurilor nu ar trebui să restricționeze posibilitatea de a redistribui costurile în mod eficient în cazul în care se aplică tarife de rețea diferențiate în funcție de loc sau de timp. Acest lucru ar contribui și mai mult la integrarea energiei din surse regenerabile la cele mai mici costuri pentru sistemul de energie electrică și ar permite clienților finali să recunoască meritul soluțiilor lor de flexibilitate. Autoritățile de reglementare vor juca un rol central în asigurarea unor investiții suficiente pentru dezvoltarea, extinderea și consolidarea necesare rețelei. Autoritățile de reglementare ar trebui să promoveze acceptarea de către public și utilizarea investițiilor anticipative, încurajând accelerarea dezvoltării rețelei pentru a realiza implementarea accelerată a producției de energie din surse regenerabile, inclusiv, după caz, în zone desemnate de accelerare a implementării energiei din surse regenerabile și cererea electrificată inteligentă.

(24)

Sursele regenerabile offshore de energie, cum ar fi energia eoliană offshore, energia oceanică și sistemele fotovoltaice flotante, vor juca un rol esențial în ceea ce privește construirea unui sistem energetic bazat în mare parte pe surse regenerabile de energie, precum și în ceea ce privește asigurarea neutralității climatice până în 2050. Cu toate acestea, există obstacole substanțiale în calea implementării lor mai ample și mai eficiente, care împiedică dezvoltarea intensă necesară pentru realizarea acestor obiective. Obstacole similare ar putea apărea în viitor și în cazul altor tehnologii offshore. Pentru a reduce riscul de investiții pentru dezvoltatorii de proiecte offshore, instrumente precum contractele de achiziție de energie electrică (PPA-uri) sau contractele bidirecționale pentru diferență ar putea fi utilizate pentru a facilita dezvoltarea proiectelor offshore. Pentru proiectele hibride offshore conectate la mai multe piețe dintr-o zonă de ofertare offshore, există un risc suplimentar asociat situației topografice unice legate de accesul pe piață. Pentru a reduce riscurile pentru astfel de proiecte, operatorii de transport și de sistem ar trebui să compenseze în cazul în care, în rezultatele validate ale calculului capacităților, fie nu au pus la dispoziție capacitatea convenită în acordurile de racordare pe interconexiune, fie nu au pus la dispoziție capacitatea pe elementele critice ale rețelei în temeiul normelor de calcul al capacităților prevăzute la articolul 16 alineatul (8) din Regulamentul (UE) 2019/943 sau niciuna dintre cele două variante. Operatorii de transport și de sistem nu ar trebui să plătească nicio compensație în cazul în care, în rezultatele validate ale calculului capacităților, au pus la dispoziție capacitatea interconexiunii la nivelul sau peste nivelul cerințelor acordului de racordare, precum și capacitatea elementelor critice de rețea în conformitate cu normele prevăzute la articolul 16 alineatul (8) din Regulamentul (UE) 2019/943. În respectivul acord de racordare încheiat cu operatorul de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile, operatorii de transport și de sistem ar trebui să depună eforturi pentru a oferi capacitatea totală convenită ca fiind fermă, neflexibilă și în conformitate cu cadrul pentru acordurile de racordare stabilit în Directiva (UE) 2019/944. Statele membre ar trebui să fie informate cu suficient timp înainte cu privire la acordul de racordare. Ar trebui să se impună plata unei compensații fie în cazul în care capacitățile de transport disponibile sunt reduse atât de mult încât întreaga cantitate de energie electrică produsă pe care centrala offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile ar fi putut altfel să o exporte nu poate fi livrată pe piețele înconjurătoare, fie în cazul în care deși este în măsură să exporte, se înregistrează o scădere corespunzătoare a prețurilor în zona de ofertare offshore, datorită reducerilor de capacitate, în comparație cu cele în absența reducerilor de capacitate, sau în ambele situații. Compensația ar trebui să fie plătită din veniturile din congestii. Aceasta ar trebui să se aplice atunci când unul sau mai mulți operatori de transport și de sistem nu au pus la dispoziție o capacitate suficientă pentru a exporta capacitatea de producere a energiei electrice pe interconexiunea respectivă până la capacitatea convenită în acordul de racordare și ar trebui să fie plătită de operatorii de transport și de sistem respectivi. Din motive de echitate regională, în cazul în care capacitatea insuficientă este cauzată de faptul că alți operatori de transport și de sistem nu au pus la dispoziție capacitatea elementelor lor critice de rețea, în conformitate cu normele de calcul al capacităților prevăzute la articolul 16 alineatul (8) din Regulamentul (UE) 2019/943, costurile compensației ar trebui să fie împărțite proporțional între respectivii operatori de transport și de sistem, în conformitate cu principiul „poluatorul plătește”. În plus, orice compensație care nu este acoperită de respectiva repartizare proporțională poate fi împărțită între părțile relevante din statele membre implicate în proiectul hibrid offshore ca parte a acordurilor lor de partajare a costurilor. Compensația respectivă nu ar trebui să conducă la supracompensare și este menită să echilibreze veniturile reduse ale operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile ca urmare a accesului redus la piețele interconectate. Aceasta ar trebui să fie legată numai de capacitatea de producție disponibilă pe piață, care poate fi dependentă de condițiile meteorologice și exclude operațiunile de întrerupere a funcționării și operațiunile de întreținere a proiectului offshore. Compensația în cazul absenței accesului la rețeaua de transport nu ar trebui interpretată ca reprezentând dispecerizare prioritară și ar trebui să fie aliniată la principiile nediscriminării și maximizării capacităților comerciale transfrontaliere în temeiul articolului 16 alineatul (4) din Regulamentul (UE) 2019/943. În plus, nu ar trebui să existe o dublă compensare pentru același risc acoperit de această dispoziție, de exemplu dacă riscul este deja acoperit de un contract pentru diferență sau de o altă schemă de sprijin relevantă. Detaliile mecanismului de compensare respectiv și metodologia de punere în aplicare care urmează să fie elaborată, inclusiv condițiile în care măsura poate expira, cum ar fi existența unei cereri suficiente în zona de ofertare offshore, de exemplu un electrolizor de mari dimensiuni, sau accesul direct la un număr suficient de piețe pentru ca riscul să dispară, urmează să fie detaliate într-un act de punere în aplicare, inclusiv, după caz, prin modificarea Regulamentului (UE) 2015/1222 al Comisiei (19).

(25)

Pe piața angro pentru ziua următoare, centralele electrice cu costuri marginale mai mici sunt primele dispecerizate, dar prețul primit de toți participanții la piață este stabilit de ultima centrală electrică necesară pentru a acoperi cererea, și anume centrala electrică cu cele mai mari costuri marginale, atunci când piețele se închid. În acest context, criza energetică a arătat că o creștere bruscă a prețului gazelor și al cărbunelui superior poate duce la creșteri excepționale și de durată ale prețurilor la care instalațiile de producție pe bază de gaz și cărbune licitează pe piața angro pentru ziua următoare. Acest lucru a condus, la rândul său, la prețuri excepțional de ridicate pe piața pentru ziua următoare din întreaga Uniune, întrucât instalațiile de producție pe bază de gaz și cărbune sunt adesea centralele cu cele mai mari costuri marginale necesare pentru a satisface cererea de energie electrică.

(26)

Având în vedere rolul prețului pe piața pentru ziua următoare ca preț de referință pentru prețul de pe alte piețe angro de energie electrică și faptul că toți participanții la piață primesc prețul de închidere, tehnologiile cu costuri marginale semnificativ mai mici au înregistrat în mod constant venituri ridicate.

(27)

Pentru a atinge obiectivele de decarbonizare ale Uniunii și obiectivele stabilite în planul REPowerEU de a deveni mai independentă din punct de vedere energetic, Uniunea trebuie să accelereze mult mai mult implementarea energiei din surse regenerabile. Având în vedere nevoile de investiții necesare pentru atingerea obiectivelor respective, piața ar trebui să asigure stabilirea unui semnal de preț pe termen lung.

(28)

În acest cadru, statele membre ar trebui să depună eforturi pentru a crea condițiile de piață adecvate pentru instrumentele de piață pe termen lung, cum ar fi contractele de achiziție de energie electrică. Contractele de achiziție de energie electrică sunt acorduri bilaterale de achiziție încheiate între producătorii și cumpărătorii de energie electrică care sunt încheiate în mod voluntar și sunt bazate pe condițiile prețurilor de piață, fără intervenții de reglementare în stabilirea prețurilor. Contractele de achiziție de energie electrică oferă clientului stabilitatea prețurilor pe termen lung și certitudinea necesară pentru ca producătorul să ia decizia de investiție. Cu toate acestea, doar câteva state membre au piețe active de contracte de achiziție de energie electrică, iar cumpărătorii se limitează în general la întreprinderile mari, printre altele deoarece contractele de achiziție de energie electrică se confruntă cu o serie de obstacole, în special cu dificultatea de a acoperi riscul de neplată din partea cumpărătorului în cadrul acestor contracte pe termen lung. Statele membre ar trebui să ia în considerare necesitatea de a crea o piață dinamică de contracte de achiziție de energie electrică atunci când stabilesc politicile de realizare a obiectivelor de decarbonizare energetică stabilite în planurile lor naționale integrate privind energia și clima. Atunci când elaborează măsuri care afectează în mod direct contractele de achiziție de energie electrică, statele membre ar trebui să respecte eventualele așteptări legitime și să țină seama de efectele măsurilor respective asupra contractelor de achiziție de energie electrică existente și viitoare.

(29)

În conformitate cu Directiva (UE) 2018/2001, statele membre trebuie să evalueze obstacolele normative și administrative din calea contractelor pe termen lung de achiziție de energie electrică din surse regenerabile, să elimine obstacolele nejustificate și procedurile sau tarifele disproporționate sau discriminatorii și să promoveze utilizarea contractelor pe termen lung de achiziție de energie electrică din surse regenerabile. În plus, în planurile lor naționale integrate privind energia și clima, statele membre trebuie să descrie politicile și măsurile care facilitează utilizarea contractelor de achiziție de energie din surse regenerabile. Fără a aduce atingere acestei obligații de raportare cu privire la contextul de reglementare care afectează piața contractelor de achiziție de energie electrică, statele membre ar trebui să se asigure că instrumentele de reducere a riscurilor financiare asociate nerespectării de către cumpărător a obligațiilor sale de plată pe termen lung în cadrul contractelor de achiziție de energie electrică sunt accesibile clienților care se confruntă cu bariere la intrarea pe piața contractelor de achiziție de energie electrică și care nu se confruntă cu dificultăți financiare. Statele membre ar trebui să poată decide să instituie o schemă de garantare la prețurile pieței în cazul în care garanțiile private nu sunt accesibile sau nu sunt suficient de accesibile. În cazul în care un stat membru instituie o astfel de schemă de garantare, acesta ar trebui să includă dispoziții pentru a evita reducerea lichidității pe piețele energiei electrice, de exemplu prin utilizarea contractelor de achiziție de energie electrică financiare. Statele membre ar putea decide să faciliteze agregarea cererii de contracte de achiziție de energie electrică din partea clienților care, individual, se confruntă cu obstacole la intrarea pe piața contractelor de achiziție de energie electrică, dar ar trebui să poată oferi producătorilor, în mod colectiv, o ofertă atractivă de contracte de achiziție de energie electrică. Statele membre nu ar trebui să acorde sprijin contractelor de achiziție de energie electrică pentru achiziționarea de energie electrică produsă pe bază de combustibili fosili. Statele membre ar trebui să aibă posibilitatea de a se limita la sprijinirea doar a schemelor de garantare care sprijină producția nouă de energie din surse regenerabile, în conformitate cu politicile lor de decarbonizare, în special în cazul în care piața contractelor de achiziție de energie electrică din surse regenerabile nu este dezvoltată suficient. Deși abordarea implicită ar trebui să fie nediscriminarea între consumatori, statele membre ar putea decide să direcționeze respectivele instrumente către categorii specifice de consumatori, aplicând criterii obiective și nediscriminatorii. În acest cadru, statele membre ar trebui să asigure coordonarea corespunzătoare, inclusiv prin mecanisme puse la dispoziție la nivelul Uniunii, de exemplu de către Banca Europeană de Investiții („BEI”).

(30)

Statele membre au la dispoziție mai multe instrumente pentru a sprijini dezvoltarea piețelor de contracte de achiziție de energie electrică atunci când elaborează și alocă sprijin public. Autorizarea dezvoltatorilor de proiecte în domeniul energiei din surse regenerabile care participă la o licitație de sprijin public să rezerve o parte din producția de energie electrică vânzării prin intermediul unui contract de achiziție de energie electrică ar contribui la încurajarea și dezvoltarea piețelor de contracte de achiziție de energie electrică. În plus, în cadrul acestei evaluări a ofertelor, statele membre ar trebui să depună eforturi pentru a aplica criterii de stimulare a accesului la piața de contracte de achiziție de energie electrică pentru actorii care se confruntă cu bariere la intrare, cum ar fi întreprinderile mici și mijlocii, acordând prioritate ofertanților care prezintă un contract de achiziție de energie electrică semnat sau un angajament de a semna un contract de achiziție de energie electrică pentru o parte din generarea proiectului din partea unuia sau mai multor cumpărători potențiali care se confruntă cu dificultăți în ceea ce privește accesul pe piața de contracte de achiziție de energie electrică.

(31)

Pentru a contribui la transparența și dezvoltarea piețelor de contracte de achiziție de energie electrică la nivelul Uniunii și al statelor membre, ACER ar trebui să publice o evaluare anuală a acestor piețe, să evalueze necesitatea de a elabora și de a emite modele voluntare de contracte de achiziție de energie electrică și să le elaboreze în cazul în care evaluarea concluzionează că există o astfel de necesitate.

(32)

Statele membre ar trebui să acorde o atenție deosebită contractelor de achiziție de energie electrică transfrontaliere și să elimine barierele nejustificate legate în mod specific de acestea, permițând consumatorilor din statele membre cu capacitate limitată să acceseze fără discriminare energia produsă în alte regiuni.

(33)

În cazul în care, pe baza evaluării relevante, Comisia concluzionează că statele membre au nevoie de sprijin pentru eliminarea barierelor de pe piețele de contracte de achiziție de energie electrică, aceasta ar trebui să fie în măsură să elaboreze orientări specifice. Obiectivul principal al acestor orientări ar trebui să îl constituie eliminarea barierelor care împiedică extinderea piețelor de contracte de achiziție de energie electrică, inclusiv a contractelor de achiziție de energie electrică transfrontaliere. Astfel de bariere pot lua numeroase forme, de la obstacole normative, în special proceduri sau taxe disproporționate sau discriminatorii, până la rolul garanțiilor de origine sau la abordarea contractelor de achiziție de energie electrică cu privire la accesul potențialilor beneficiari la soluții de finanțare.

(34)

Regulamentul (UE) 2018/1999 prevede utilizarea mecanismului Uniunii de finanțare a energiei din surse regenerabile ca instrument de facilitare a realizării obiectivului obligatoriu al Uniunii privind energia din surse regenerabile în 2030. În temeiul Directivei (UE) 2018/2001, astfel cum a fost modificată prin Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European și a Consiliului (20), statele membre trebuie să depună eforturi colective pentru a crește ponderea energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie al Uniunii în 2030 la 45 %, în plus față de obiectivul obligatoriu al Uniunii de 42,5 %. Prin urmare, Comisia ar trebui să evalueze dacă măsurile la nivelul Uniunii ar putea contribui la atingerea ponderii suplimentare de 2,5 % a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie al Uniunii, completând măsurile naționale. În acest context, Comisia ar trebui să analizeze posibilitatea de a utiliza mecanismul Uniunii de finanțare a energiei din surse regenerabile pentru a organiza licitații la nivelul Uniunii privind energia din surse regenerabile, în conformitate cu cadrul de reglementare relevant.

(35)

În cazul în care statele membre decid să sprijine investiții, finanțate din fonduri publice prin scheme de sprijinire directă a prețurilor, în instalații noi de producere de energie electrică pe bază de combustibili nefosili și cu emisii scăzute de dioxid de carbon pentru a atinge obiectivele de decarbonizare ale Uniunii, schemele respective ar trebui să fie structurate sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte, astfel încât să includă, pe lângă o garanție pentru venituri, și o limitare ascendentă a veniturilor de pe piață ale activelor de producție în cauză. Întrucât obligația prevăzută în prezentul regulament ar trebui să se aplice numai sprijinului pentru investiții în noi instalații de producere de energie electrică, statele membre ar trebui să poată decide să acorde scheme de sprijin sub forma unor contracte bidirecționale pentru diferență sau a unor scheme echivalente cu aceleași efecte și pentru investiții noi care vizează retehnologizarea substanțială a instalațiilor existente de producere a energiei electrice sau creșterea substanțială a capacității sau prelungirea duratei de viață a unor astfel de instalații.

(36)

Pentru a asigura securitatea juridică și previzibilitatea, obligația de a structura schemele de sprijin direct prin intermediul unor contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte ar trebui să se aplice numai contractelor din cadrul schemelor de sprijinire directă a prețurilor pentru investiții în noi instalații de producere de energie electrică încheiate la 17 iulie 2027 sau ulterior acestei date. Perioada de tranziție respectivă ar trebui să fie de cinci ani pentru centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile conectate la proiecte hibride offshore conectate la două sau mai multe zone de ofertare din cauza complexității unor astfel de proiecte.

(37)

Participanții la piață iau parte pe bază voluntară la schemele de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte.

(38)

Obligația de a utiliza contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte nu aduce atingere articolului 6 alineatul (1) din Directiva (UE) 2018/2001.

(39)

Deși Directiva (UE) 2024/1711 a Parlamentului European și a Consiliului (21) modifică articolul 4 alineatul (3) al doilea paragraf din Directiva (UE) 2018/2001, celelalte dispoziții ale articolului 4 din Directiva (UE) 2018/2001, care stabilesc principiile de concepere pentru schemele de sprijin pentru energia din surse regenerabile, rămân aplicabile.

(40)

Contractele bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte ar asigura faptul că veniturile producătorilor care provin din investiții noi în producerea de energie electrică și care beneficiază de sprijin public devin mai independente de prețurile volatile ale producției bazate pe combustibili fosili, care stabilește, de regulă, prețul pe piața pentru ziua următoare.

(41)

Anumite principii de concepere prevăzute în prezentul regulament ar trebui să se aplice schemelor de sprijinire directă a prețurilor sub forma unor contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte. La evaluarea unor astfel de contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte în temeiul normelor privind ajutoarele de stat, Comisia ar trebui să verifice respectarea de către respectivele contracte sau scheme a dreptului Uniunii intrinsec legat de normele privind ajutoarele de stat, cum ar fi principiile de concepere pentru contractele bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte prevăzute în prezentul regulament. Respectivele contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte ar trebui concepute astfel încât să mențină stimulentele pentru ca instalația de producere a energiei electrice să funcționeze și să participe în mod eficient pe piețele energiei electrice, în special pentru a reflecta circumstanțele pieței. În evaluarea sa, Comisia ar trebui să se asigure că modul în care sunt concepute contractele bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte nu conduce la denaturarea nejustificată a concurenței și a schimburilor comerciale pe piața internă. Comisia ar trebui să se asigure, în special, că distribuirea veniturilor către întreprinderi nu denaturează condițiile de concurență echitabile de pe piața internă, în special atunci când nu se poate desfășura o procedură de ofertare concurențială. Contractele bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte ar putea varia în ceea ce privește durata și ar putea include, printre altele, contracte pentru diferență bazate pe injecție cu unul sau mai multe prețuri de exercitare, un preț minim sau contracte pentru diferență bazate pe capacitate sau pe criterii de referință. Obligația de a utiliza contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte nu se aplică schemelor de sprijin care nu sunt direct legate de producția de energie electrică, cum ar fi stocarea energiei, și care nu implică sprijinirea directă a prețurilor, de exemplu prin ajutoare pentru investiții sub formă de granturi inițiale, măsuri fiscale sau certificate verzi. Pentru a stimula contrapărțile să își îndeplinească obligațiile contractuale, contractele bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte ar trebui să includă clauze de penalizare aplicabile în cazul rezilierii anticipate unilaterale nejustificate a contractului.

(42)

Cu toate acestea, în măsura în care limitarea stabilirii unor scheme de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte reduce tipurile de scheme de sprijinire directă a prețurilor pe care statele membre le pot adopta în ceea ce privește sursele regenerabile de energie, aceasta ar trebui să se limiteze la tehnologiile cu emisii scăzute de dioxid de carbon, care nu utilizează combustibili fosili, cu costuri operaționale scăzute și stabile, precum și la tehnologiile care, de regulă, nu oferă flexibilitate sistemului de energie electrică, excluzând totodată tehnologiile care se află în etapele de început ale introducerii lor pe piață. Acest lucru este necesar pentru a se asigura că viabilitatea economică a tehnologiilor de producție cu costuri marginale ridicate nu este pusă în pericol și pentru a menține stimulentele tehnologiilor care pot oferi flexibilitate sistemului de energie electrică și posibilitatea de a licita pe piața energiei electrice pe baza costurilor lor implicite. Mai mult, limitarea de a stabili scheme de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte nu ar trebui să se aplice tehnologiilor emergente pentru care alte tipuri de scheme de sprijinire directă a prețurilor ar putea fi mai potrivite pentru a stimula utilizarea acestora. Această limitare nu ar trebui să aducă atingere posibilei exceptări pentru instalațiile de mici dimensiuni de producere a energiei din surse regenerabile și proiectele demonstrative de energie din surse regenerabile în temeiul Directivei (UE) 2018/2001 și ar trebui să țină seama de particularitățile comunităților de energie din surse regenerabile în conformitate cu directiva respectivă. Având în vedere nevoia de a oferi producătorilor certitudine în materie de reglementare, obligația statelor membre de a aplica scheme de sprijinire directă a prețurilor pentru producția de energie electrică sub forma unor contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte ar trebui să se aplice numai investițiilor în instalații noi de producere de energie folosind sursele menționate în prezentul considerent.

(43)

Din cauza limitării ascendente a veniturilor de pe piață, schemele de sprijinire directă a prețurilor sub forma unor contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte ar trebui să ofere o sursă suplimentară de venit pentru statele membre în perioadele în care prețurile energiei electrice sunt ridicate. Pentru a atenua și mai mult impactul prețurilor ridicate ale energiei electrice asupra facturilor la energie ale consumatorilor, statele membre ar trebui să se asigure că toate veniturile colectate de la producătorii care fac obiectul schemelor de sprijinire directă a prețurilor sub forma unor contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte, sau echivalentul veniturilor respective ca valoare financiară, sunt transferate clienților finali, inclusiv clienților casnici, întreprinderilor mici și mijlocii și întreprinderilor mari consumatoare de energie. Atunci când distribuie veniturile clienților casnici, statele membre ar trebui, în special, să poată favoriza clienții vulnerabili și clienții afectați de sărăcie energetică. Având în vedere beneficiile mai ample pentru clienții de energie electrică care decurg din investițiile în energia din surse regenerabile, în eficiența energetică și în implementarea energiei cu emisii scăzute de dioxid de carbon, statele membre ar trebui, de asemenea, să aibă posibilitatea de a utiliza veniturile din contractele bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte, sau echivalentul veniturilor respective ca valoare financiară, pentru a finanța investițiile menite să reducă costurile energiei electrice pentru clienții finali și, inclusiv în ceea ce privește activitățile economice specifice, cum ar fi investițiile în dezvoltarea rețelei de distribuție, sursele regenerabile de energie și infrastructura de încărcare a vehiculelor electrice. De asemenea, statele membre ar trebui să aibă posibilitatea de a utiliza astfel de venituri sau echivalentul veniturilor respective ca valoare financiară, pentru a finanța costurile schemelor de sprijinire directă a prețurilor. Redistribuirea veniturilor ar trebui să se facă într-un mod care să garanteze că clienții sunt încă expuși într-o anumită măsură semnalului de preț, astfel încât aceștia să își reducă consumul atunci când prețurile sunt ridicate sau să îl transfere către perioade în care prețurile sunt mai mici, care sunt, de regulă, perioade cu o pondere mai mare a producției de energie din surse regenerabile. În special, statele membre ar trebui să poată lua în considerare consumul în afara orelor de vârf pentru a menține stimulentele pentru flexibilitate. Statele membre ar trebui să se asigure că redistribuirea veniturilor către consumatorii finali de energie electrică nu afectează condițiile de concurență echitabile și concurența între diferiții furnizori. Principiile respective nu ar trebui să fie obligatorii pentru veniturile generate de contractele din cadrul schemelor de sprijinire directă a prețurilor încheiate înainte de data aplicării obligației de a utiliza contracte bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte. Este posibil ca statele membre să distribuie veniturile din contractele bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte, fără ca această distribuire să constituie o reglementare a prețurilor cu amănuntul în temeiul articolului 5 din Directiva (UE) 2019/944.

(44)

În plus, statele membre ar trebui să se asigure că schemele de sprijinire directă a prețurilor sau schemele echivalente cu aceleași efecte, indiferent de forma lor, nu subminează funcționarea eficientă, competitivă și lichidă a piețelor energiei electrice, menținând stimulentele pentru producători de a reacționa la semnalele pieței, inclusiv de a înceta producția atunci când prețurile energiei electrice se situează sub costurile lor operaționale, precum și stimulentele pentru clienții finali de a-și reduce consumul atunci când prețurile energiei electrice sunt ridicate. Statele membre ar trebui să se asigure că schemele de sprijin nu constituie un obstacol în calea dezvoltării contractelor comerciale, cum ar fi contractele de achiziție de energie electrică.

(45)

Prin urmare, contractele bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte și contractele de achiziție de energie electrică joacă roluri complementare în promovarea tranziției energetice și în oferirea pentru consumatori a beneficiilor energiei din surse regenerabile și a energiei cu emisii scăzute de dioxid de carbon. Sub rezerva cerințelor introduse de prezentul regulament, statele membre ar trebui să aibă libertatea de a decide ce instrumente doresc să utilizeze pentru a-și atinge obiectivele în materie de decarbonizare. Prin intermediul contractelor de achiziție de energie electrică, investitorii privați contribuie la implementarea suplimentară a energiei din surse regenerabile și a energiei cu emisii scăzute de dioxid de carbon, blocând în același timp prețurile scăzute și stabile ale energiei electrice pe termen lung. De asemenea, prin intermediul contractelor bidirecționale pentru diferență sau scheme echivalente cu aceleași efecte, același obiectiv este atins de entitățile publice în numele consumatorilor. Ambele instrumente sunt necesare pentru a atinge obiectivele de decarbonizare ale Uniunii prin implementarea energiei din surse regenerabile și a energiei cu emisii scăzute de dioxid de carbon, oferind totodată consumatorilor beneficiile producerii cu costuri scăzute a energiei electrice.

(46)

Implementarea accelerată a surselor regenerabile de energie necesită o disponibilitate tot mai mare a soluțiilor de flexibilitate pentru a asigura integrarea acestora în rețea și pentru a permite sistemului și rețelei de energie electrică să se adapteze la variabilitatea producției și a consumului de energie electrică în cadrul unor orizonturi de timp diferite. Pentru a promova flexibilitatea din surse nefosile, autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată de un stat membru ar trebui să evalueze periodic nevoia de flexibilitate la nivel național a sistemului de energie electrică, pe baza contribuției operatorilor de transport și de sistem și ale operatorilor de distribuție și a unei metodologii europene comune care face obiectul unei consultări publice și a aprobării de către ACER. Evaluarea nevoilor de flexibilitate ale sistemului de energie electrică ar trebui să ia în considerare toate investițiile existente și planificate, inclusiv activele existente care nu sunt încă conectate la rețea, cu privire la surse de flexibilitate, cum ar fi producția flexibilă de energie electrică, interconexiunile, răspunsul părții de consum, stocarea energiei sau producția de combustibili din surse regenerabile, având în vedere necesitatea decarbonizării sistemului energetic. ACER ar trebui să evalueze periodic rapoartele naționale și să elaboreze un raport la nivelul Uniunii care să ofere recomandări cu privire la aspecte de relevanță transfrontalieră. Pe baza raportului național al nevoilor de flexibilitate, statele membre ar trebui să stabilească un obiectiv național orientativ privind flexibilitatea din surse nefosile, inclusiv contribuțiile specifice respective atât ale răspunsului părții de consum, cât și ale stocării energiei la obiectivul respectiv, care ar trebui să se reflecte, de asemenea, în planurile lor naționale integrate privind energia și clima, în conformitate cu Regulamentul (UE) 2018/1999. Din perspectiva planurilor menționate, Comisia ar trebui să fie în măsură să elaboreze o strategie a Uniunii privind flexibilitatea, cu un accent deosebit pe răspunsul părții de consum și pe stocarea energiei, corelată cu obiectivele Uniunii privind energia și clima pentru 2030 și obiectivul neutralității climatice pentru 2050. Comisia ar trebui să poată formula o propunere legislativă care să însoțească respectiva strategie a Uniunii.

(47)

Pentru a realiza obiectivul național orientativ privind flexibilitatea din surse nefosile, inclusiv contribuțiile specifice respective ale răspunsului părții de consum și ale stocării energiei și în cazul în care nevoile de flexibilitate nu sunt abordate prin eliminarea obstacolelor de pe piață și a investițiilor existente, statele membre ar trebui să poată aplica scheme de sprijinire a flexibilității nefosile care constau în plăți pentru capacitatea disponibilă de flexibilitate din surse nefosile. În plus, statele membre care aplică deja un mecanism de asigurare a capacității ar trebui să ia în considerare promovarea participării flexibilității nefosile, cum ar fi răspunsul părții de consum și stocarea energiei, prin reproiectarea criteriilor sau a caracteristicilor, fără a aduce atingere aplicării articolului 22 din Regulamentul (UE) 2019/943. Statele membre care aplică deja un mecanism de asigurare a capacității ar trebui, de asemenea, să poată aplica scheme de sprijinire a flexibilității nefosile dacă aceste scheme sunt necesare pentru a atinge obiectivul național orientativ privind flexibilitatea din surse nefosile, în special adaptându-și în același timp mecanismele de asigurare a capacității pentru a promova în continuare participarea flexibilității nefosile, cum ar fi răspunsul părții de consum și stocarea energiei. Aceste scheme ar trebui să acopere investiții noi în flexibilitatea din surse nefosile, inclusiv investiții în active existente, inclusiv investiții care vizează dezvoltarea în continuare a flexibilității răspunsului părții de consum.

(48)

Pentru a sprijini obiectivele de protecție a mediului, limita privind emisiile de CO2, stabilită la articolul 22 alineatul (4) din Regulamentul (UE) 2019/943, ar trebui să fie considerată ca fiind limita superioară. Prin urmare, statele membre ar putea stabili standarde de performanță tehnică și limite ale emisiilor de CO2 care să limiteze participarea la mecanismele de asigurare a capacității pentru tehnologiile flexibile fără combustibili fosili, în deplină conformitate cu Comunicarea Comisiei din 18 februarie 2022 privind „Orientările privind ajutoarele de stat pentru climă, protecția mediului și energie”, care încurajează statele membre să introducă criterii ecologice în mecanismele de asigurare a capacității.

(49)

Întrucât mecanismele necoordonate de asigurare a capacității pot avea un impact semnificativ asupra pieței interne a energiei electrice, pachetul privind energia curată a introdus un cadru cuprinzător menit să evalueze mai bine necesitățile și să îmbunătățească conceperea mecanismelor de asigurare a capacității. În pofida necesității de a limita denaturarea concurenței și a pieței interne, alături de un cadru de reglementare adecvat, mecanismele de asigurare a capacității pot juca un rol important în asigurarea adecvării resurselor, în special în timpul tranziției către un sistem fără emisii de dioxid de carbon și pentru sisteme energetice insuficient interconectate. Prin urmare, deși mecanismele de asigurare a capacității nu ar mai trebui să fie considerate drept măsuri de ultimă instanță, necesitatea și modul lor de concepere ar trebui evaluate periodic, având în vedere cadrul de reglementare în schimbare și circumstanțele pieței. Cu toate acestea, procedura de adoptare a mecanismelor de asigurare a capacității s-a dovedit a fi complexă. Pentru a aborda posibilitățile de raționalizare și simplificare a procesului de aplicare a unui mecanism de asigurare a capacității, și pentru a asigura că preocupările privind adecvarea pot fi abordate de statele membre în timp util, asigurând totodată controlul necesar pentru a preveni prejudiciile aduse pieței interne, Comisia ar trebui să prezinte un raport detaliat de evaluare a acestor posibilități până la 17 ianuarie 2025. În acest context, Comisia ar trebui să solicite ACER să modifice metodologia de evaluare a adecvării resurselor la nivel european în conformitate cu procesul aplicabil, după caz. După consultarea statelor membre, Comisia ar trebui să prezinte propuneri în vederea, după caz, a simplificării procesului de evaluare a mecanismelor de asigurare a capacității până la 17 aprilie 2025.

(50)

Racordarea la rețea a noilor instalații de producere și de cerere de energie, în special a centralelor de energie din surse regenerabile, se confruntă adesea cu întârzieri în procedura de conectare la rețea. Unul dintre motivele unor astfel de întârzieri este lipsa de disponibilitate a capacității rețelei în locul ales de investitor, ceea ce implică necesitatea unor extinderi sau consolidări ale rețelei pentru a realiza racordarea instalațiilor la sistem în codiții de siguranță. O nouă cerință pentru ca operatorii de sisteme de energie electrică, atât la nivel de transport, cât și la nivel de distribuție, să publice și să actualizeze informațiile privind capacitatea disponibilă de a efectua noi racordări în zonele lor de exploatare ar facilita accesul investitorilor la informații privind disponibilitatea capacității rețelei în cadrul sistemului și, prin urmare, ar accelera procesul de luare a deciziilor, ceea ce la rândul său ar accelera implementarea energiei din surse regenerabile. Informațiile respective ar trebui să fie actualizate periodic, cel puțin o dată pe lună, de către operatorii de transport și de sistem. Operatorii de transport și de sistem ar trebui, de asemenea, să publice criteriile utilizate pentru a determina capacitățile disponibile ale rețelei, cum ar fi capacitățile existente de răspuns al părții de consum și de producție, ipotezele formulate pentru evaluarea posibilei integrări suplimentare a utilizatorilor de sistem suplimentari, informațiile relevante cu privire la posibila restricționare a consumului de energie și așteptările privind viitoarele evoluții relevante ale rețelei.

(51)

Mai mult, pentru a aborda problema timpului îndelungat de răspuns la cererile de racordare la rețea, operatorii de transport și de sistem ar trebui să furnizeze informații clare și transparente utilizatorilor sistemului cu privire la stadiul și tratarea cererilor lor de racordare. Operatorii de transport și de sistem ar trebui să furnizeze astfel de informații în termen de trei luni de la data depunerii cererii și ar trebui să le actualizeze periodic, cel puțin trimestrial.

(52)

Întrucât Estonia, Letonia și Lituania nu sunt încă sincronizate cu sistemul de energie electrică al Uniunii, acestea se confruntă cu provocări foarte specifice în ceea ce privește organizarea piețelor de echilibrare și achiziția de servicii auxiliare bazată pe piață. Deși progresul către procesul de sincronizare este în curs, una dintre condițiile prealabile esențiale pentru funcționarea stabilă a sistemului sincron este disponibilitatea unor rezerve suficiente de capacități de echilibrare în vederea reglării frecvențelor. Cu toate acestea, fiind dependente de zona sincronă rusă pentru gestionarea frecvențelor, statele baltice nu erau încă în măsură să instituie propria piață de echilibrare funcțională. Războiul de agresiune al Rusiei împotriva Ucrainei a sporit substanțial riscul pentru securitatea aprovizionării care rezultă din absența unor piețe de echilibrare proprii. Prin urmare, cerințele prevăzute la articolul 6 alineatele (9), (10) și (11) din Regulamentul (UE) 2019/943 și la articolul 41 alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei (22), care sunt menite să se aplice piețelor de echilibrare existente, nu reflectă deocamdată situația din Estonia, Letonia și Lituania, în special deoarece crearea unei piețe de echilibrare necesită timp și investiții noi în capacitatea de echilibrare. Prin urmare, Estonia, Letonia și Lituania ar trebui să aibă dreptul, prin derogare de la respectivele cerințe, să încheie contracte financiare pe termen mai lung pentru a achiziționa capacități de echilibrare pentru o perioadă de tranziție.

(53)

Perioadele de tranziție pentru Estonia, Letonia și Lituania ar trebui să fie eliminate treptat cât mai curând posibil după sincronizare și ar trebui să fie utilizate pentru dezvoltarea instrumentelor de piață adecvate care oferă rezerve de echilibrare pe termen scurt și alte servicii auxiliare indispensabile și ar trebui să se limiteze la timpul necesar pentru procesul în cauză.

(54)

Se preconizează că statele baltice vor fi sincronizate cu Zona Sincronă Europa Continentală printr-o linie cu dublu circuit care leagă Polonia și Lituania. După ce sincronizarea va fi realizată, capacitatea acestei linii va trebui rezervată, în mare parte, pentru marje de fiabilitate în cazul unei întreruperi neașteptate în alimentarea sistemului baltic și al abaterilor neintenționate rezultate. Operatorii de transport și de sistem ar trebui să ofere în continuare o capacitate maximă pentru comerțul transfrontalier, respectând limitele de siguranță în funcționare și luând în considerare posibilele contingențe din sistemele polonez și lituanian, inclusiv cele care rezultă din întreruperile în alimentarea liniilor de curent continuu de înaltă tensiune sau din deconectarea statelor baltice de la Zona Sincronă Europa Continentală. Situația specifică a respectivei interconectări ar trebui luată în considerare la calcularea capacității totale și a contingențelor în temeiul articolului 16 alineatul (8) din Regulamentul (UE) 2019/943.

(55)

Mecanismele de asigurare a capacității ar trebui să fie deschise participării tuturor resurselor care sunt capabile să asigure performanța tehnică necesară, care pot include centrale electrice pe bază de gaze, cu condiția ca acestea să respecte limita de emisii prevăzută la articolul 22 alineatul (4) din Regulamentul (UE) 2019/943, precum și orice prag național de emisii sau alte criterii obiective de mediu pe care statele membre ar putea dori să le aplice pentru a accelera tranziția de la combustibilii fosili.

(56)

Pentru a sprijini obiectivele de protecție a mediului, articolul 22 alineatul (4) din Regulamentul (UE) 2019/943 stabilește cerințe privind limitele emisiilor de CO2 pentru mecanismele de asigurare a capacității. Cu toate acestea, în timpul tranziției lor către un sistem fără emisii de dioxid de carbon și în urma crizei energetice, statele membre care aplică mecanisme de asigurare a capacității care au fost aprobate înainte de 4 iulie 2019 ar trebui să poată deroga, în mod excepțional și ca mecanism de ultimă instanță, de la respectiva limită a emisiilor de CO2 pentru o perioadă limitată de timp. O astfel de derogare ar trebui totuși să se limiteze însă la capacitatea de producție existentă care a început producția comercială înainte de 4 iulie 2019, respectiv înainte de data intrării în vigoare a Regulamentului (UE) 2019/943. Cererea de derogare ar trebui să fie însoțită de un raport din partea statului membru în cauză, care să evalueze efectele derogării asupra emisiilor de gaze cu efect de seră și a tranziției energetice. Un astfel de raport ar trebui să conțină, de asemenea, un plan cu etape intermediare pentru tranziția de la participarea capacității de producție care nu respectă limitele emisiilor de CO2 în cadrul mecanismelor de asigurare a capacității. La acordarea unei derogări, statelor membre ar trebui să li se permită să organizeze proceduri de achiziții publice care trebuie încă să îndeplinească toate cerințele din capitolul IV din Regulamentul (UE) 2019/943, cu excepția celor referitoare la limitele emisiilor de CO2. Capacitatea de producție care nu respectă limitele emisiilor de CO2 nu ar trebui să fie achiziționată pentru o perioadă mai mare de un an și pentru o perioadă de livrare care nu depășește durata derogării. Procesul suplimentar de achiziții publice deschis participării capacităților de producție care nu respectă limitele de emisii de CO2 ar trebui să fie precedat de un proces de achiziții care să vizeze maximizarea participării capacității care respectă limitele emisiilor de CO2, inclusiv prin permiterea creșterii prețurilor capacității suficient de mare pentru a stimula investițiile în această capacitate.

(57)

Comisia ar trebui să revizuiască prezentul regulament pentru a asigura reziliența organizării pieței energiei electrice în perioade de criză și capacitatea acesteia de a sprijini obiectivele de decarbonizare ale Uniunii, de a consolida și mai mult integrarea pieței și de a promova investițiile necesare în infrastructură, precum și dezvoltarea unei piețe de contracte de achiziție de energie electrică. Pe baza respectivei reexaminări, Comisia ar trebui să transmită Parlamentului European și Consiliului un raport cuprinzător, însoțit, dacă este cazul, de o propunere legislativă. În raportul respectiv, Comisia ar trebui să evalueze, în special, eficacitatea structurii și funcționării actuale a piețelor energiei electrice pe termen scurt, precum și potențialele ineficiențe ale acestora și posibilele măsuri corective și instrumente care trebuie aplicate în situații de criză sau de urgență, precum și caracterul adecvat al cadrului juridic și de finanțare al Uniunii privind rețelele de distribuție. Raportul respectiv ar trebui să acopere, de asemenea, capacitatea de a atinge obiectivele Uniunii privind energia din surse regenerabile și piața internă a energiei, precum și potențialul și viabilitatea creării uneia sau mai multor platforme de piață ale Uniunii pentru contractele de achiziție de energie electrică.

(58)

În măsura în care oricare dintre măsurile prevăzute de prezentul regulament constituie ajutor de stat, dispozițiile referitoare la astfel de măsuri nu aduc atingere aplicării articolelor 107 și 108 din TFUE. Comisia are competența de a evalua compatibilitatea ajutorului de stat cu piața internă.

(59)

Măsurile prevăzute în prezentul regulament nu aduc atingere aplicării Regulamentelor (UE) 2016/1011 (23) și (UE) nr. 648/2012 ale Parlamentului European și ale Consiliului (24) și nici Directivei 2014/65/UE a Parlamentului European și a Consiliului (25).

(60)

Prin urmare, Regulamentele (UE) 2019/942 și (UE) 2019/943 ar trebui să fie modificate în consecință.

(61)

Întrucât obiectivul prezentului regulament, și anume îmbunătățirea organizării pieței integrate a energiei electrice, în special în scopul prevenirii unor prețuri nejustificat de ridicate ale energiei electrice, nu poate fi realizat în mod satisfăcător de către statele membre, dar acesta poate fi realizat mai bine la nivelul Uniunii, aceasta poate adopta măsuri, în conformitate cu principiul subsidiarității, astfel cum este prevăzut la articolul 5 din Tratatul privind Uniunea Europeană. În conformitate cu principiul proporționalității, astfel cum este prevăzut la articolul respectiv, prezentul regulament nu depășește ceea ce este necesar pentru realizarea obiectivului respectiv,

ADOPTĂ PREZENTUL REGULAMENT:

Articolul 1

Modificarea Regulamentului (UE) 2019/942

Regulamentul (UE) 2019/942 se modifică după cum urmează:

1.

Articolul 2 se modifică după cum urmează:

(a)

se introduce următoarea literă:

„(aa)

emite avize și recomandări adresate platformei unice de alocare instituite în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei (*1);

(*1) Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei din 26 septembrie 2016 de stabilire a unei orientări privind alocarea capacităților pe piața pe termen lung (JO L 259, 27.9.2016, p. 42).”;"

(b)

litera (d) se înlocuiește cu următorul text:

„(d)

emite decizii individuale privind furnizarea de informații în conformitate cu articolul 3 alineatul (2), cu articolul 7 alineatul (2) litera (b) și cu articolul 8 litera (c); privind aprobarea metodologiilor, clauzelor și condițiilor în conformitate cu articolul 4 alineatul (4), cu articolul 5 alineatele (2), (3) și (4); privind revizuirea zonelor de ofertare astfel cum se menționează la articolul 5 alineatul (7); privind aspectele tehnice prevăzute la articolul 6 alineatul (1); privind arbitrajul între autoritățile de reglementare în conformitate cu articolul 6 alineatul (10); privind centrele de coordonare regionale menționate la articolul 7 alineatul (2) litera (a); privind aprobarea și modificarea metodologiilor, a calculelor și a specificațiilor tehnice astfel cum se menționează la articolul 9 alineatul (1); privind aprobarea și modificarea metodologiilor astfel cum se menționează la articolul 9 alineatul (3); privind scutirile astfel cum se menționează la articolul 10; privind infrastructura astfel cum se menționează la articolul 11 litera (d); privind aspecte legate de integritatea și transparența pieței angro, în temeiul articolului 12; și privind aprobarea și modificarea propunerilor comune ale ENTSO pentru energie electrică și ale entității OSD UE în ceea ce privește tipul de date și formatul și metodologia referitoare la analizele care trebuie să fie furnizate în ceea ce privește nevoile de flexibilitate în temeiul articolului 5 alineatul (9).”

2.

La articolul 3 alineatul (2), se adaugă următorul paragraf:

„Prezentul alineat se aplică și platformei unice de alocare instituită în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719.”

3.

La articolul 4, se adaugă următorul alineat:

„(9) Alineatele (6), (7) și (8) de la prezentul articol se aplică, de asemenea, platformei unice de alocare instituite în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719.”

4.

Articolul 5 se modifică după cum urmează:

(a)

la alineatul (8), se adaugă următorul paragraf:

„ACER monitorizează platforma unică de alocare instituită în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719.”

(b)

se adaugă următorul alineat:

„(9) ACER aprobă și, acolo unde este necesar, modifică propunerea comună a ENTSO pentru energie electrică și a entității OSD UE în ceea ce privește tipul de date și formatul și metodologia referitoare la analizele care trebuie furnizate în ceea ce privește nevoile de flexibilitate în temeiul articolului 19e alineatul (6) din Regulamentul (UE) 2019/943.”

5.

La articolul 6, alineatul (9) se înlocuiește cu următorul text:

„(9) ACER transmite avize autorității de reglementare în cauză și Comisiei, în temeiul articolului 8 alineatul (1b) și al articolului 16 alineatul (3) din Regulamentul (UE) 2019/943.”

6.

Articolul 15 se modifică după cum urmează:

(a)

la alineatul (4) se adaugă următorul paragraf:

„ACER emite un raport privind impactul utilizării produselor de reducere a vârfurilor de sarcină pe piața energiei electrice din Uniune în timpul unei crize, în urma unei analize realizate în temeiul articolului 7a alineatul (7) din Regulamentul (UE) 2019/943, precum și un raport cu privire la impactul dezvoltării de produse de reducere a vârfurilor de sarcină pe piața energiei electrice din Uniune în condiții normale de piață, în urma unei analize realizate în temeiul articolului 7a alineatul (8) din respectivul regulament.”

(b)

se adaugă următorul alineat:

„(5) ACER emite un raport în temeiul articolului 19e alineatul (7) din Regulamentul (UE) 2019/943 în care analizează rapoartele naționale privind nevoile estimate de flexibilitate și oferă recomandări cu privire la aspecte de relevanță transfrontalieră referitoare la constatările autorității de reglementare sau ale altei autorități ori entități desemnate de un stat membru.”

Articolul 2

Modificarea Regulamentului (UE) 2019/943

Regulamentul (UE) 2019/943 se modifică după cum urmează:

1.

Articolul 1 se modifică după cum urmează:

(a)

literele (a) și (b) se înlocuiesc cu următorul text:

„(a)

stabilirea unui fundament pentru realizarea eficientă a obiectivelor uniunii energetice și a obiectivului de realizare a neutralității climatice cel târziu până în 2050 și, în special, a cadrului privind clima și energia pentru 2030, permițând pieței să emită semnale pentru creșterea eficienței, a cotei ce revine energiei din surse regenerabile, a siguranței alimentării, a integrării sistemului cu implicarea mai multor purtători de energie, a flexibilității, a sustenabilității, a decarbonizării și a inovării;

(b)

stabilirea unor principii fundamentale pentru buna funcționare a piețelor integrate ale energiei electrice, care să asigure accesul nediscriminatoriu la piață al tuturor furnizorilor de resurse și clienților de energie electrică, să permită dezvoltarea piețelor la termen ale energiei electrice pentru a permite furnizorilor și consumatorilor să se acopere sau să se protejeze împotriva riscului de volatilitate viitoare a prețurilor la energia electrică, să capaciteze și să protejeze consumatorii, să asigure competitivitatea pe piața mondială, să sporească securitatea aprovizionării și flexibilitatea prin răspunsul părții de consum, stocarea energiei și alte soluții de flexibilitate din surse nefosile, să asigure eficiența energetică, să faciliteze agregarea cererii și a ofertei distribuite, precum și care să permită integrarea pieței și a sectorului și remunerarea bazată pe piață a energiei electrice produse din surse regenerabile;”

;

(b)

se adaugă următoarele litere:

„(e)

sprijinirea investițiilor pe termen lung în producerea de energie din surse regenerabile, în flexibilitate și în rețele pentru asigurarea unui nivel accesibil din punct de vedere financiar al facturilor la energie ale consumatorilor și reducerea dependenței acestora de fluctuațiile prețurilor de pe piața energiei electrice pe termen scurt, în special de prețurile combustibililor fosili pe termen mediu și lung;

(f)

stabilirea unui cadru pentru adoptarea de măsuri de abordare a crizelor prețurilor energiei electrice.”

2.

Articolul 2 se modifică după cum urmează:

(a)

punctul 22 se înlocuiește cu următorul text:

„22.

;

(b)

se adaugă următoarele puncte:

„72.

73.

74.

75.

76.

77.

78.

79.

3.

Articolul 7 se modifică după cum urmează:

(a)

alineatul (1) se înlocuiește cu următorul text:

„(1) Operatorii de transport și de sistem și OPEED organizează în comun gestionarea piețelor integrate pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice în conformitate cu Regulamentul (UE) 2015/1222. Operatorii de transport și de sistem și OPEED cooperează la nivelul Uniunii sau, dacă este necesar, la nivel regional, cu scopul de a maximiza eficiența și eficacitatea tranzacționării pentru ziua următoare și a tranzacționării intrazilnice a energiei electrice în Uniune. Această obligație de cooperare nu aduce atingere aplicării dreptului Uniunii în materie de concurență. În exercitarea funcțiilor pe care le dețin în materie de tranzacționare a energiei electrice, operatorii de transport și de sistem și OPEED sunt supuși supravegherii reglementare de către autoritățile de reglementare în temeiul articolului 59 din Directiva (UE) 2019/944 și de către ACER în temeiul articolelor 4 și 8 din Regulamentul (UE) 2019/942 și sunt supuși obligațiilor în materie de transparență și supraveghere eficace împotriva manipulării pieței prevăzute în Regulamentul (UE) nr. 1227/2011.”

(b)

alineatul (2) se modifică după cum urmează:

(i)

litera (c) se înlocuiește cu următorul text:

„(c)

maximizează posibilitățile tuturor participanților la piață de a participa la tranzacționarea interzonală și intrazonală în mod nediscriminatoriu și cât mai aproape posibil de timpul real, în cadrul tuturor zonelor de ofertare;

(ca)

să fie organizate astfel încât să se asigure partajarea lichidității între toate OPEED-urile, în orice moment, atât pentru tranzacționarea interzonală, cât și pentru tranzacționarea intrazonală. Pentru piața pentru ziua următoare, în intervalul cuprins între o oră înainte de ora de închidere a porții până la ultimul moment în care este permisă tranzacționarea pe piața pentru ziua următoare, OPEED transmit toate ordinele pentru produsele pentru ziua următoare și produsele cu aceleași caracteristici către cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare, pe de o parte, și nu organizează tranzacționarea cu produse pentru ziua următoare sau cu produse cu aceleași caracteristici în afara cuplării unice a piețelor pentru ziua următoare, pe de altă parte. Pentru piața intrazilnică, în intervalul cuprins între ora de deschidere a porții pentru cuplarea unică a piețelor intrazilnice până la ultimul moment în care tranzacționarea intrazilnică este permisă într-o anumită zonă de ofertare, OPEED transmit toate ordinele pentru produse intrazilnice și produse cu aceleași caracteristici cuplării unice a piețelor intrazilnice, pe de o parte, și nu organizează tranzacționarea cu produse intrazilnice sau cu produse cu aceleași caracteristici în afara cuplării piețelor intrazilnice, pe de altă parte. Respectivele obligații se aplică OPEED și întreprinderilor care exercită, direct sau indirect, controlul asupra unui OPEED, precum și întreprinderilor care exercită, direct sau indirect, controlul sau sunt controlate de un OPEED;”

;

(ii)

litera (f) se înlocuiește cu următorul text:

„(f)

sunt transparente și, dacă este cazul, furnizează informații de către unități de generare, protejând în același timp confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial și asigurând caracterul anonim al tranzacționării;”.

4.

Se introduc următoarele articole:

„Articolul 7a

Produs de reducere a vârfurilor de sarcină

(1) În cazul în care se declară o criză a prețurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii în conformitate cu articolul 66a din Directiva (UE) 2019/944, statele membre pot solicita operatorilor de sistem să propună achiziționarea de produse de reducere a vârfurilor de sarcină pentru a obține o reducere a cererii de energie electrică în timpul orelor de vârf. Achizițiile respective se limitează la durata stabilită în decizia de punere în aplicare adoptată în temeiul articolului 66a alineatul (1) din Directiva (UE) 2019/944.

(2) În cazul în care se formulează o cerere în temeiul alineatului (1), operatorii de sistem, după consultarea părților interesate, prezintă autorității de reglementare din statul membru în cauză, spre aprobare, o propunere de stabilire a dimensionării și a condițiilor pentru achiziționarea și activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină.

(3) Autoritatea de reglementare în cauză evaluează propunerea de produs de reducere a vârfurilor de sarcină menționată la alineatul (2) în ceea ce privește realizarea unei reduceri a cererii de energie electrică și impactul asupra prețului angro al energiei electrice în timpul orelor de vârf. Evaluarea respectivă ține seama în mod corespunzător de necesitatea ca produsul de reducere a vârfurilor de sarcină să nu denatureze în mod nejustificat funcționarea piețelor energiei electrice și nu cauzează o redirecționare a serviciilor de răspuns al părții de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină. Pe baza acestei evaluări, autoritatea de reglementare poate solicita operatorului de sistem să își modifice propunerea.

(4) Propunerea de produs de reducere a vârfurilor de sarcină menționată la alineatul (2) respectă următoarele cerințe:

(a)

dimensionarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină:

(i)

se bazează pe o analiză a necesității unui serviciu suplimentar pentru a garanta securitatea aprovizionării fără a pune în pericol stabilitatea rețelei, a impactului său asupra pieței și a costurilor și beneficiilor preconizate ale acestuia;

(ii)

ține seama de previziunile privind cererea, de previziunile privind energia electrică produsă din surse regenerabile, de previziunile privind alte surse de flexibilitate din cadrul sistemului, cum ar fi stocarea energiei, și de impactul dispecerizării evitate asupra prețurilor angro; și

(iii)

este limitată pentru a se asigura că costurile estimate nu depășesc beneficiile preconizate ale produsului de reducere a vârfurilor de sarcină;

(b)

achiziționarea unui produs de reducere a vârfurilor de sarcină se bazează pe criterii obiective, transparente, bazate pe piață și nediscriminatorii, se limitează la răspunsul părții de consum și nu exclude accesul activelor participante la alte piețe;

(c)

achiziționarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină are loc prin intermediul unei proceduri de ofertare concurențiale, care poate avea caracter continuu, selecția bazându-se pe costul cel mai scăzut al îndeplinirii unor criterii tehnice și de mediu predefinite și permite participarea efectivă a consumatorilor, direct sau prin agregare;

(d)

dimensiunea ofertei minime nu este mai mare de 100 kW, inclusiv prin agregare;

(e)

contractele pentru un produs de reducere a vârfurilor de sarcină nu se încheie cu mai mult de o săptămână înainte de activarea acestuia;

(f)

activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină nu reduce capacitatea interzonală;

(g)

activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină are loc înaintea deschiderii pieței pentru ziua următoare sau în intervalul de timp al pieței pentru ziua următoare și poate fi efectuată pe baza unui preț predefinit al energiei electrice;

(h)

activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină nu implică pornirea producției bazate pe combustibili fosili situate în aval de punctul de contorizare, pentru a evita creșterea emisiilor de gaze cu efect de seră.

(5) Reducerea efectivă a consumului care rezultă din activarea unui produs de reducere a vârfurilor de sarcină se măsoară în raport cu o valoare de referință, reflectând consumul de energie electrică preconizat fără activarea produsului de reducere a vârfurilor de sarcină. În cazul în care un operator de sistem achiziționează un produs de reducere a vârfurilor de sarcină, operatorul respectiv elaborează o metodologie de referință după consultarea participanților la piață, ține seama, după caz, de actele de punere în aplicare adoptate în temeiul articolului 59 alineatul (1) litera (e) și transmite metodologia respectivă spre aprobare autorității de reglementare în cauză.

(6) Autoritatea de reglementare în cauză aprobă propunerea operatorilor de sistem care doresc să achiziționeze un produs de reducere a vârfurilor de sarcină și metodologia de referință prezentată în conformitate cu alineatele (2) și (5) sau solicită operatorilor de sistem să modifice propunerea sau metodologia de referință în cazul în care respectiva propunere sau respectiva metodologie nu îndeplinește cerințele prevăzute la alineatele (2), (4) și (5).

(7) În termen de șase luni de la încheierea unei crize a prețurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii astfel cum se menționează la alineatul (1), ACER, după consultarea părților interesate, evaluează impactul utilizării produselor de reducere a vârfurilor de sarcină pe piața energiei electrice din Uniune. Evaluarea respectivă ține seama în mod corespunzător de necesitatea ca produsele de reducere a vârfurilor de sarcină să nu denatureze în mod nejustificat funcționarea piețelor energiei electrice și să nu cauzeze o redirecționare a serviciilor de răspuns al părții de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină. ACER poate emite recomandări pe care autoritățile de reglementare le iau în considerare în evaluarea lor realizată în temeiul alineatului (3).

(8) Până la 30 iunie 2025, după consultarea părților interesate, ACER evaluează impactul dezvoltării de produse de reducere a vârfurilor de sarcină pe piața energiei electrice din Uniune în condiții normale de piață. Evaluarea respectivă ține seama în mod corespunzător de necesitatea ca produsele de reducere a vârfurilor de sarcină să nu denatureze în mod nejustificat funcționarea piețelor energiei electrice și să nu cauzeze o redirecționare a serviciilor de răspuns al părții de consum către produse de reducere a vârfurilor de sarcină. Pe baza acestei evaluări, Comisia poate prezenta o propunere legislativă de modificare a prezentului regulament pentru a introduce produse de reducere a vârfurilor de sarcină în afara situațiilor de criză a prețurilor energiei electrice la nivel regional sau la nivelul Uniunii.

Articolul 7b

Dispozitivul de măsurare dedicat

(1) Fără a aduce atingere articolului 19 din Directiva (UE) 2019/944, operatorii de transport și de sistem, operatorii de distribuție și participanții la piață relevanți, inclusiv agregatorii independenți, pot utiliza, cu acordul clientului final, date provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate pentru a asigura observabilitatea și decontarea serviciilor de răspuns al părții de consum și a serviciilor de flexibilitate, inclusiv date provenite de la instalațiile de stocare de energie.

În sensul prezentului articol, utilizarea datelor provenite de la dispozitivele de măsurare dedicate respectă articolele 23 și 24 din Directiva (UE) 2019/944 și alte acte legislative relevante ale Uniunii, inclusiv legislația privind protecția datelor și a vieții private, în special Regulamentul (UE) 2016/679 al Parlamentului European și al Consiliului (*2). În cazul în care aceste date sunt utilizate în scopuri de cercetare, informațiile sunt agregate și anonimizate.

(2) În cazul în care un client final nu dispune de un contor inteligent instalat sau în cazul în care contorul inteligent al unui client final nu furnizează datele necesare pentru a furniza servicii de răspuns al părții de consum sau servicii de flexibilitate, inclusiv prin intermediul unui agregator independent, operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție acceptă datele provenite de la un dispozitiv de măsurare dedicat, dacă sunt disponibile, pentru decontarea serviciilor de răspuns al părții de consum și a serviciilor de flexibilitate, inclusiv datele provenite de la stocarea de energie, și nu discriminează respectivul client final atunci când aceștia achiziționează servicii de flexibilitate. Respectiva obligație se aplică sub rezerva respectării normelor și cerințelor instituite de către statele membre în temeiul alineatului (3).

(3) Statele membre stabilesc normele și cerințele pentru un proces de validare a datelor dispozitivului de măsurare dedicat pentru a verifica și a asigura calitatea și coerența datelor relevante, precum și interoperabilitatea, în conformitate cu articolele 23 și 24 din Directiva (UE) 2019/944 și cu alte acte legislative relevante ale Uniunii.

(*2) Regulamentul (UE) 2016/679 al Parlamentului European și al Consiliului din 27 aprilie 2016 privind protecția persoanelor fizice în ceea ce privește prelucrarea datelor cu caracter personal și privind libera circulație a acestor date și de abrogare a Directivei 95/46/CE (Regulamentul general privind protecția datelor) (JO L 119, 4.5.2016, p. 1).” "

5.

Articolul 8 se modifică după cum urmează:

(a)

alineatul (1) se înlocuiește cu următorul text:

„(1) OPEED permit participanților la piață să tranzacționeze energie cât mai aproape posibil de timpul real și cel puțin până la ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale. De la 1 ianuarie 2026, ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale este cu cel mult 30 de minute înainte de ora reală.

(1a) La cererea operatorului de transport și de sistem interesat, autoritatea de reglementare în cauză poate acorda o derogare de la cerința prevăzută la alineatul (1) până la 1 ianuarie 2029. Operatorul de transport și de sistem transmite cererea autorității de reglementare în cauză. Respectiva cerere include:

(a)

o evaluare a impactului, ținând seama de feedbackul primit de la OPEED și de la participanții la piață în cauză, demonstrând impactul negativ al unei astfel de măsuri asupra securității aprovizionării în sistemul național de energie electrică, asupra rentabilității, inclusiv în ceea ce privește platformele de echilibrare existente în conformitate cu Regulamentul (UE) 2017/2195, asupra integrării energiei din surse regenerabile și asupra emisiilor de gaze cu efect de seră; și

(b)

un plan de acțiune cu scopul de a reduce, cel târziu de la 1 ianuarie 2029, ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale la 30 de minute înainte de ora reală.

(1b) La cererea operatorului de transport și de sistem interesat, autoritatea de reglementare în cauză poate acorda o nouă derogare de la cerința prevăzută la alineatul (1), pentru o perioadă de până la doi ani și jumătate de la data de expirare a perioadei menționate la alineatul (1a). Operatorul de transport și de sistem interesat transmite cererea autorității de reglementare în cauză, ENTSO pentru energie electrică și ACER până la 30 iunie 2028. Respectiva cerere include:

(a)

o nouă evaluare a impactului, ținând seama de feedbackul primit de la participanții la piață și de la OPEED, care să justifice necesitatea unei noi derogări, bazată pe riscurile la adresa securității aprovizionării în sistemului național de energie electrică, a rentabilității și a integrării energiei din surse regenerabile și a emisiilor de gaze cu efect de seră; și

(b)

un plan de acțiune revizuit pentru a reduce ora de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale la 30 de minute înainte de ora reală de la data pentru care se solicită prelungirea, și care începe nu mai târziu de data solicitată pentru derogare.

ACER emite un aviz despre impactul transfrontalier al unei noi derogări în termen de șase luni de la primirea unei cereri pentru o astfel de derogare. Autoritatea de reglementare în cauză ține seama de acest aviz înainte de a decide cu privire la o cerere pentru o nouă derogare.

(1c) Până la 1 decembrie 2027, după consultarea OPEED, a ENTSO pentru energie electrică, a ACER și a părților interesate relevante, Comisia prezintă Parlamentului European și Consiliului un raport de evaluare a impactului punerii în aplicare a reducerii orei de închidere a porții pieței intrazilnice interzonale stabilite în temeiul prezentului articol, a costurilor și a beneficiilor, a fezabilității și a soluțiilor practice pentru reducerea în continuare a acesteia, pentru a permite participanților la piață să tranzacționeze energie cât mai aproape posibil de timpul real. Raportul ține cont de impactul asupra securității sistemului de energie electrică, de eficiența din punctul de vedere al costurilor, de beneficiile integrării energiei din surse regenerabile și de reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.”

(b)

alineatul (3) se înlocuiește cu următorul text:

„(3) OPEED furnizează produse pentru tranzacționare pe piețele pentru ziua următoare și pe piețele intrazilnice care să fie de dimensiuni suficient de mici, dimensiunea ofertei minime fiind de 100 kW sau mai puțin, pentru a permite participarea eficace a răspunsului părții de consum, a stocării energiei și a surselor regenerabile de energie de mici dimensiuni, inclusiv participarea directă a clienților, precum și prin agregare.”

6.

Articolul 9 se înlocuiește cu următorul text:

„Articolul 9

Piețele la termen

(1) În conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719, operatorii de transport și de sistem emit drepturi de transport pe termen lung sau pun în aplicare măsuri echivalente pentru a permite participanților la piață, inclusiv proprietarilor de instalații de producere a energiei electrice care utilizează energie regenerabilă, să își acopere riscurile în materie de preț, cu excepția cazului în care o evaluare a pieței la termen efectuată de către autoritățile de reglementare competente cu privire la granițele zonelor de ofertare indică faptul că există suficiente oportunități de acoperire a riscurilor în zonele de ofertare vizate.

(2) Drepturile de transport pe termen lung se alocă periodic în mod transparent și nediscriminatoriu, pe baza pieței, prin intermediul unei platforme unice de alocare. Frecvența alocării și scadențele capacității interzonale pe termen lung sprijină funcționarea eficientă a piețelor la termen ale Uniunii.

(3) Structura piețelor la termen ale Uniunii cuprinde instrumentele necesare pentru îmbunătățirea capacității participanților la piață de a acoperi riscurile de preț pe piața internă a energiei electrice.

(4) Până la 17 ianuarie 2026, Comisia, după consultarea părților interesate relevante, efectuează o evaluare a impactului măsurilor posibile pentru atingerea obiectivului menționat la alineatul (3). Această evaluare a impactului se referă, printre altele, la:

(a)

posibile modificări ale frecvenței alocării pentru drepturile de transport pe termen lung;

(b)

posibile modificări ale scadențelor drepturilor de transport pe termen lung, în special scadențele prelungite până la cel puțin trei ani;

(c)

posibile modificări ale naturii drepturilor de transport pe termen lung;

(d)

modalități de consolidare a pieței secundare; și

(e)

posibila introducere a unor centre virtuale regionale pentru piețele la termen.

(5) În ceea ce privește centrele virtuale regionale pentru piețele la termen, evaluarea impactului efectuată în temeiul alineatului (4) se referă la următoarele:

(a)

definirea domeniului geografic de aplicare adecvat al centrelor virtuale regionale, inclusiv zonele de ofertare care constituie respectivele centre și situațiile specifice zonelor de ofertare care aparțin de două sau mai multe centre virtuale, cu scopul de a maximiza corelarea dintre prețurile de referință și prețurile zonelor de ofertare care constituie centre virtuale regionale;

(b)

nivelul de interconectivitate a energiei electrice al statelor membre, în special al statelor membre care se situează sub nivelul definit de obiectivele de interconectare electrică pentru 2020 și 2030 prevăzute la articolul 4 litera (d) punctul 1 din Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului (*3);

(c)

metodologia de calculare a prețurilor de referință pentru centrele virtuale regionale pentru piețele la termen, cu scopul de a maximiza corelările de prețuri dintre prețul de referință și prețurile zonelor de ofertare care alcătuiesc un centru virtual regional;

(d)

posibilitatea ca zonele de ofertare să facă parte din mai mult de un centru virtual regional;

(e)

moduri de a maximiza oportunitățile de tranzacționare pentru produsele de acoperire a riscului care fac referire la centrele virtuale regionale pentru piețele la termen, precum și pentru drepturile de transport pe termen lung dinspre zonele de ofertare către centrele virtuale regionale;

(f)

moduri de asigurare a faptului că platforma unică de alocare menționată la alineatul (2) oferă alocarea și facilitează tranzacționarea drepturilor de transport pe termen lung;

(g)

implicațiile acordurilor interguvernamentale preexistente și drepturile care decurg din acestea.

(6) Pe baza rezultatului evaluării asupra impactului menționate la alineatul (4) de la prezentul articol, Comisia adoptă, până la 17 iulie 2026, un act de punere în aplicare pentru a preciza mai în detaliu măsurile și instrumentele necesare pentru realizarea obiectivelor menționate la alineatul (3) de la prezentul articol și caracteristicile exacte ale respectivelor măsuri și instrumente. Respectivul act de punere în aplicare se adoptă în conformitate cu procedura de examinare menționată la articolul 67 alineatul (2).

(7) Platforma unică de alocare, instituită în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/1719 acționează în calitate de entitate care permite alocarea și care facilitează tranzacționarea drepturilor de transport pe termen lung în numele operatorilor de transport și de sistem. Aceasta are forma juridică menționată în anexa II la Directiva (UE) 2017/1132 a Parlamentului European și a Consiliului (*4).

(8) În cazul în care o autoritate de reglementare competentă consideră că nu există suficiente oportunități de acoperire a riscului pentru participanții la piață și după consultarea autorităților competente desemnate în temeiul articolului 67 din Directiva 2014/65/UE a Parlamentului European și a Consiliului (*5) în cazul în care piețele la termen se referă la instrumente financiare, astfel cum sunt definite la articolul 4 alineatul (1) punctul 15 din directiva respectivă, aceasta poate solicita burselor de energie sau operatorilor de transport și de sistem să pună în aplicare măsuri suplimentare, cum ar fi activitățile de formare a pieței, pentru a îmbunătăți lichiditatea piețele la termen.

(9) Sub rezerva respectării dreptului Uniunii în materie de concurență, precum și a Regulamentelor (UE) nr. 648/2012 (*6) și (UE) nr. 600/2014 (*7) ale Parlamentului European și ale Consiliului și a Directivei 2014/65/UE, operatorii de piață pot să dezvolte produse de acoperire a riscului la termen, inclusiv produse de acoperire a riscului pe termen lung, pentru a oferi participanților la piață, inclusiv proprietarilor de instalații de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie regenerabile, posibilități adecvate de acoperire a riscurilor financiare rezultate din fluctuațiile prețurilor. Statele membre nu impun cerința ca astfel de activități de acoperire a riscului să se limiteze la tranzacțiile din interiorul unui stat membru sau al unei zone de ofertare.

(*3) Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanța uniunii energetice și a acțiunilor climatice, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 663/2009 și (CE) nr. 715/2009 ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE și 2013/30/UE ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 2009/119/CE și (UE) 2015/652 ale Consiliului și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 al Parlamentului European și al Consiliului (JO L 328, 21.12.2018, p. 1)."

(*4) Directiva (UE) 2017/1132 a Parlamentului European și a Consiliului din 14 iunie 2017 privind anumite aspecte ale dreptului societăților comerciale (JO L 169, 30.6.2017, p. 46)."

(*5) Directiva 2014/65/UE a Parlamentului European și a Consiliului din 15 mai 2014 privind piețele instrumentelor financiare și de modificare a Directivei 2002/92/CE și a Directivei 2011/61/UE (JO L 173, 12.6.2014, p. 349)."

(*6) Regulamentul (UE) nr. 648/2012 al Parlamentului European și al Consiliului din 4 iulie 2012 privind instrumentele financiare derivate extrabursiere, contrapărțile centrale și registrele centrale de tranzacții (JO L 201, 27.7.2012, p. 1)."

(*7) Regulamentul (UE) nr. 600/2014 al Parlamentului European și al Consiliului din 15 mai 2014 privind piețele instrumentelor financiare și de modificare a Regulamentului (UE) nr. 648/2012 (JO L 173, 12.6.2014, p. 84).” "

7.

Articolul 18 se modifică după cum urmează:

(a)

alineatele (2) și (3) se înlocuiesc cu următorul text:

„(2) Metodologiile de calculare a tarifelor:

(a)

reflectă costurile fixe ale operatorilor de transport și de sistem și ale operatorilor de distribuție și iau în considerare atât cheltuielile de capital, cât și cheltuielile operaționale, pentru a oferi stimulente adecvate operatorilor de transport și de sistem și operatorilor de distribuție, atât pe termen scurt, cât și pe termen lung, inclusiv investiții anticipative, cu scopul de a spori eficiența, inclusiv eficiența energetică;

(b)

încurajează integrarea pieței, integrarea energiei din surse regenerabile și securitatea aprovizionării;

(c)

sprijină utilizarea serviciilor de flexibilitate și permit utilizarea racordărilor flexibile;

(d)

promovează investiții eficiente și în timp util, inclusiv soluții de optimizare a rețelei existente;

(e)

facilitează stocarea energiei, răspunsul părții de consum și activitățile de cercetare conexe;

(f)

contribuie la realizarea obiectivelor stabilite în planurile naționale integrate privind energia și clima, reduc impactul asupra mediului și promovează acceptarea de către public; și

(g)

facilitează inovarea în interesul consumatorilor în domenii precum digitalizarea, serviciile de flexibilitate și interconectarea, în special pentru a dezvolta infrastructura necesară pentru a atinge obiectivul minim de interconectare a rețelelor electrice pentru 2030 prevăzut la articolul 4 litera (d) punctul 1 din Regulamentul (UE) 2018/1999.

(3) După caz, nivelul tarifelor aplicate producătorilor sau clienților finali sau atât producătorilor, cât și clienților finali oferă semnale de localizare pentru investiții la nivelul Uniunii, cum ar fi stimulente prin intermediul structurii tarifare pentru a reduce costurile de redispecerizare și de consolidare a rețelei electrice și ia în considerare pierderile din rețea și congestiile provocate, precum și costurile investițiilor în infrastructură.”

(b)

alineatul (8) se înlocuiește cu următorul text:

„(8) Metodologiile de stabilire a tarifelor de transport și de distribuție stimulează operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție să-și exploateze și să-și dezvolte rețelele în cel mai eficient mod din punct de vedere al costurilor, inclusiv prin achiziționarea de servicii. În acest scop, autoritățile de reglementare recunosc costurile relevante ca fiind eligibile, inclusiv costurile legate de investițiile anticipative, și includ aceste costuri în tarifele de transport și de distribuție și, după caz, introduc obiective de performanță pentru a stimula operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție să sporească eficiența generală a sistemului în rețelele lor, inclusiv prin eficiență energetică, utilizarea serviciilor de flexibilitate și dezvoltarea rețelelor inteligente și a sistemelor de contorizare inteligentă.”

(c)

alineatul (9) se modifică după cum urmează:

(i)

litera (f) se înlocuiește cu următorul text:

„(f)

metodele, care urmează să fie stabilite după consultarea părților interesate relevante, pentru a asigura transparența în ceea ce privește stabilirea și structura tarifelor, inclusiv investițiile anticipative, care sunt în conformitate cu obiectivele energetice naționale și ale Uniunii relevante și ținând seama de zonele pretabile accelerării proiectelor, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu Directiva (UE) 2018/2001;”

;

(ii)

se adaugă următoarea literă:

„(i)

stimulentele pentru investiții eficiente în rețele, inclusiv resursele care oferă flexibilitate și acordurile flexibile de racordare.”

8.

La articolul 19, alineatul (2) se înlocuiește cu următorul text:

„(2) La alocarea veniturilor care decurg din alocarea capacității interzonale au prioritate următoarele obiective:

(a)

garantarea disponibilității reale a capacității alocate, inclusiv compensarea pentru fermitate;

(b)

menținerea sau creșterea capacităților interzonale prin optimizarea utilizării interconexiunilor existente cu ajutorul unor măsuri coordonate de remediere, dacă este cazul, sau acoperirea costurilor generate de investițiile în rețea relevante pentru reducerea congestionării la nivelul interconexiunilor; sau

(c)

compensarea operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile dintr-o zonă de ofertare offshore racordați direct la două sau mai multe zone de ofertare în care accesul la piețele interconectate a fost redus astfel încât operatorul de centrală offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile nu este în măsură să își exporte capacitatea de producție de energie electrică pe piață și, după caz, are loc o scădere corespunzătoare a prețurilor în zona de ofertare offshore, în comparație cu cele în absența reducerilor de capacitate.

Compensarea menționată la litera (c) de la primul paragraf se aplică în cazul în care, în rezultatele validate ale calculului capacităților, unul sau mai mulți operatori de transport și de sistem fie nu au pus la dispoziție capacitatea convenită în acordurile de racordare pe interconexiune, fie nu au pus la dispoziție capacitatea pe elementele critice ale rețelei în temeiul normelor de calcul al capacităților prevăzute la articolul 16 alineatul (8), sau niciuna. Operatorii de transport și de sistem care sunt responsabili pentru reducerea accesului la piețele interconectate sunt responsabili pentru compensarea operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile. Anual, această compensare nu depășește venitul total din congestii generat de interconexiunile dintre zonele de ofertare în cauză.”

9.

Se introduce următorul capitol:

„ Capitolul IIIa

STIMULENTE SPECIFICE PENTRU INVESTIȚII, ÎN VEDEREA ATINGERII OBIECTIVELOR DE DECARBONIZARE ALE UNIUNII

Articolul 19a

Contractele de achiziție de energie electrică

(1) Fără a aduce atingere Directivei (UE) 2018/2001, statele membre promovează utilizarea contractelor de achiziție de energie electrică, inclusiv prin eliminarea obstacolelor nejustificate și a procedurilor sau tarifelor disproporționate sau discriminatorii, în vederea asigurării previzibilității prețurilor și a atingerii obiectivelor stabilite în planurile lor naționale integrate privind energia și clima în ceea ce privește dimensiunea de decarbonizare menționată la articolul 4 litera (a) din Regulamentul (UE) 2018/1999, inclusiv în ceea ce privește energia din surse regenerabile, menținând în același timp competitivitatea și lichiditatea piețelor energiei electrice și comerțul transfrontalier.

(2) Atunci când efectuează revizuirea prezentului regulament în conformitate cu articolul 69 alineatul (2), Comisia, după consultarea părților interesate relevante, evaluează potențialul și viabilitatea uneia sau mai multor platforme de piață ale Uniunii pentru contracte de achiziție de energie electrică, care urmează să fie utilizate în mod voluntar, inclusiv interacțiunea respectivelor platforme potențiale cu alte platforme existente pe piața energiei electrice și punerea în comun a cererii de contracte de achiziție de energie electrică prin agregare.

(3) Statele membre se asigură, în mod coordonat, că există instrumente precum sistemele de garantare la prețurile pieței, menite să reducă riscurile financiare asociate incapacității de plată a beneficiarului în cadrul contractelor de achiziție de energie electrică, care sunt accesibile clienților care se confruntă cu obstacole la intrarea pe piața de contracte de achiziție de energie electrică și care nu au dificultăți financiare. Astfel de instrumente pot include, printre altele, scheme de garantare sprijinite de stat la prețurile pieței, garanții private sau mecanisme de punere în comun a cererii de contracte de achiziție de energie electrică, în conformitate cu actele legislative relevante ale Uniunii. În acest scop, statele membre asigură o coordonare adecvată, inclusiv cu mecanismele relevante de la nivelul Uniunii. Statele membre pot stabili categoriile de clienți care sunt vizate de respectivele instrumente, aplicând criterii nediscriminatorii între categoriile de clienți și în cadrul acestora.

(4) Fără a aduce atingere articolelor 107 și 108 din TFUE, în cazul în care o schemă de garantare a contractelor de achiziție de energie electrică este susținută de statul membru, aceasta include dispoziții pentru a evita scăderea lichidității pe piețele energiei electrice și nu oferă sprijin pentru achiziționarea de energie electrică produsă pe bază de combustibili fosili. Statele membre pot decide să limiteze aceste scheme de garantare la sprijinul exclusiv pentru achiziționarea de energie electrică produsă de noi instalații din surse regenerabile, în conformitate cu politicile de decarbonizare ale statelor membre, inclusiv, în special, în cazul în care piața de contracte de achiziție de energie electrică din surse regenerabile în sensul definiției de la articolul 2 punctul 17 din Directiva (UE) 2018/2001 nu este dezvoltată suficient.

(5) Schemele de sprijin pentru energia electrică din surse regenerabile permit participarea proiectelor care rezervă o parte din energia electrică spre vânzare prin intermediul unui contract de achiziție de energie electrică din surse regenerabile sau al altor acorduri bazate pe piață, cu condiția ca această participare să nu afecteze în mod negativ concurența pe piață, în special în cazul în care cele două părți implicate în contractul respectiv de achiziție de energie electrică sunt controlate de aceeași entitate.

(6) La conceperea schemelor de sprijin menționate la alineatul (5), statele membre depun eforturi pentru a utiliza criterii de evaluare pentru a stimula ofertanții să faciliteze accesul clienților care se confruntă cu obstacole la intrarea pe piața de contracte de achiziție de energie electrică, cu condiția ca acest lucru să nu afecteze în mod negativ concurența pe piață.

(7) Contractele de achiziție de energie electrică precizează zona de ofertare de livrare și responsabilitatea pentru asigurarea drepturilor de transport interzonal în cazul unei modificări a zonei de ofertare în conformitate cu articolul 14.

(8) Contractele de achiziție de energie electrică precizează clauzele și condițiile conform cărora clienții și producătorii se pot retrage din contractele de achiziție de energie electrică -uri, cum ar fi taxele de retragere și perioadele de preaviz aplicabile, în conformitate cu dreptul Uniunii în materie de concurență.

(9) Atunci când elaborează măsuri care afectează în mod direct contractele de achiziție de energie electrică, statele membre respectă eventualele așteptări legitime și să țină seama de efectele acestor măsuri asupra contractelor de achiziție de energie electrică existente și viitoare.

(10) Până la 31 ianuarie 2026 și ulterior la fiecare doi ani, Comisia evaluează dacă obstacolele persistă și dacă pe piețele de contracte de achiziție de energie electrică există suficientă transparență. Comisia poate elabora orientări specifice privind eliminarea barierelor de pe piețele de contracte de achiziție de energie electrică, inclusiv a procedurilor sau a taxelor disproporționate sau discriminatorii.

Articolul 19b

Modele voluntare de contracte de achiziție de energie electrică și monitorizarea contractelor de achiziție de energie electrică

(1) ACER publică o evaluare anuală privind piața de contracte de achiziție de energie electrică la nivelul Uniunii și al statelor membre, ca parte a raportului său anual publicat în temeiul articolului 15 alineatul (2) din Regulamentul (UE) 2019/942.

(2) Până la 17 octombrie 2024, ACER evaluează, în strânsă coordonare cu instituțiile și părțile interesate relevante, necesitatea de a elabora și de a emite modele voluntare de contracte de achiziție de energie electrică, adaptate la nevoile diferitelor categorii de contrapărți.

În cazul în care evaluarea concluzionează că este necesar să se elaboreze și să se emită astfel de modele voluntare de contracte de achiziție de energie electrică, ACER, împreună cu OPEED-urile și după consultarea părților interesate relevante, elaborează astfel de modele, ținând seama de următoarele:

(a)

utilizarea acestor modele de contracte este voluntară pentru părțile contractante;

(b)

printre altele, modelele de contracte:

(i)

oferă o varietate de durate ale contractului;

(ii)

oferă o varietate de formule de preț;

(iii)

iau în considerare profilul de sarcină al beneficiarului și profilul de producere al producătorului.

Articolul 19c

Măsuri la nivelul Uniunii pentru a contribui la atingerea ponderii suplimentare a energiei din surse regenerabile

Comisia evaluează dacă măsurile de la nivelul Uniunii pot contribui la realizarea eforturilor colective ale statelor membre privind o pondere suplimentară de 2,5 % a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie al Uniunii în 2030 în temeiul Directivei (UE) 2018/2001, care completează măsurile naționale. Comisia analizează posibilitatea de a utiliza mecanismul Uniunii de finanțare a energiei din surse regenerabile instituit în temeiul articolului 33 din Regulamentul (UE) 2018/1999 pentru a organiza licitații la nivelul Uniunii privind energia din surse regenerabile, în conformitate cu cadrul de reglementare relevant.

Articolul 19d

Schemele de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență pentru investiții

(1) Schemele de sprijinire directă a prețurilor pentru investiții în noi instalații de producere a energiei electrice pentru producerea de energie electrică din sursele enumerate la alineatul (4) iau forma unor contracte bidirecționale pentru diferență sau a unor scheme echivalente cu aceleași efecte.

Primul paragraf se aplică contractelor care fac obiectul schemelor de sprijinire directă a prețurilor pentru investiții în noi instalații încheiate la 17 iulie 2027 sau ulterior acestei date, ori în cazul centralelor offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile conectate la proiecte hibride offshore conectate la două sau mai multe zone de ofertare, încheiate la 17 iulie 2029 sau ulterior acestei date.

Participanții la piață iau parte pe bază voluntară la schemele de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență sau la scheme echivalente cu aceleași efecte.

(2) Toate schemele de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență și schemele echivalente cu aceleași efecte sunt concepute astfel încât:

(a)

să mențină stimulentele pentru ca instalația de producere a energiei electrice să funcționeze și să participe în mod eficient pe piețele energiei electrice, în special pentru a reflecta circumstanțele pieței;

(b)

să prevină orice efect de denaturare al schemei de sprijin asupra deciziilor de exploatare, de dispecerizare și de întreținere ale instalației de producere a energiei electrice sau asupra comportamentului de ofertare pe piața pentru ziua următoare, pe piața intrazilnică, pe piața serviciilor auxiliare și pe piața de echilibrare;

(c)

să se asigure că nivelurile de protecție a remunerației minime și de limitare a remunerației în exces sunt aliniate la costul noii investiții și la veniturile de pe piață, spre a garanta viabilitatea economică pe termen lung a instalației de producere a energiei electrice, evitând totodată supracompensarea;

(d)

să evite denaturarea nejustificată a concurenței și a schimburilor comerciale pe piața internă, în special prin stabilirea cuantumurilor remunerației prin intermediul unei proceduri de ofertare concurențiale care să fie deschisă, clară, transparentă și nediscriminatorie; atunci când nu se poate desfășura o astfel de procedură de ofertare concurențială, contractele bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte, și prețurile de exercitare aplicabile, sunt concepute astfel încât să se asigure că distribuirea veniturilor către întreprinderi nu creează o denaturare nejustificată a concurenței și a schimburilor comerciale pe piața internă;

(e)

să evite denaturarea concurenței și a schimburilor comerciale pe piața internă rezultată din distribuirea veniturilor către întreprinderi;

(f)

să includă clauze de penalizare aplicabile în cazul rezilierii anticipate unilaterale nejustificate a contractului.

(3) La evaluarea contractelor bidirecționale pentru diferență sau a schemelor echivalente cu aceleași efecte în temeiul articolelor 107 și 108 din TFUE, Comisia asigură respectarea principiilor de concepere în temeiul alineatului (2).

(4) Alineatul (1) se aplică investițiilor în noi instalații de producere de energie electrică din următoarele surse:

(a)

energie eoliană;

(b)

energie solară;

(c)

energie geotermală;

(d)

energie hidroelectrică fără rezervor;

(e)

energie nucleară.

(5) Toate veniturile sau echivalentul veniturilor respective ca valoare financiară, provenite din schemele de sprijinire directă a prețurilor sub formă de contracte bidirecționale pentru diferență sau schemele echivalente cu aceleași efecte menționate la alineatul (1), sunt distribuite clienților finali.

În pofida primului paragraf, veniturile, sau echivalentul veniturilor respective ca valoare financiară, pot fi utilizate, de asemenea, pentru a finanța costurile schemelor de sprijinire directă a prețurilor sau ale investițiilor menite să reducă costurile energiei electrice pentru clienții finali.

Distribuția veniturilor către clienții finali este concepută astfel încât să mențină stimulentele de a-și reduce consumul sau de a-l transfera către perioade în care prețurile energiei electrice sunt scăzute, precum și să nu submineze concurența dintre furnizorii de energie electrică.

(6) În conformitate cu articolul 4 alineatul (3) al treilea paragraf din Directiva (UE) 2018/2001, statele membre pot scuti instalațiile de mici dimensiuni și proiectele demonstrative de energie din surse regenerabile de obligația prevăzută la alineatul (1) de la prezentul articol.

Articolul 19e

Evaluarea nevoilor de flexibilitate

(1) În termen de cel mult un an de la aprobarea de către ACER a metodologiei în temeiul alineatului (6) și, ulterior, la fiecare doi ani, autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată de un stat membru adoptă un raport privind nevoile estimate de flexibilitate pentru o perioadă de cel puțin 5-10 ani la nivel național, având în vedere necesitatea de a realiza securitatea și fiabilitatea aprovizionării în mod eficient din punctul de vedere al costurilor și de a decarboniza sistemul de energie electrică, ținând seama de integrarea surselor regenerabile variabile de energie și a diferitelor sectoare, precum și de natura interconectată a pieței energiei electrice, inclusiv obiectivele de interconectare și disponibilitatea potențială a flexibilității transfrontaliere.

Raportul menționat la primul paragraf:

(a)

este în concordanță cu evaluarea adecvării resurselor la nivel european și cu evaluările adecvării resurselor la nivel național efectuate în temeiul articolelor 23 și 24;

(b)

se bazează pe datele și analizele furnizate de operatorii de transport și de sistem și de operatorii de distribuție din fiecare stat membru în temeiul alineatului (3) și utilizează metodologia comună prevăzută la alineatul (4) și, atunci când acest lucru este justificat în mod corespunzător, date și analize suplimentare.

În cazul în care statul membru a desemnat un operator de transport și de sistem sau o altă entitate în scopul adoptării raportului menționat la primul paragraf, autoritatea de reglementare aprobă sau modifică raportul.

(2) Este necesar ca raportul prevăzut la alineatul (1) să îndeplinească cel puțin următoarele condiții:

(a)

să evalueze diferitele tipuri de nevoi de flexibilitate, cel puțin pe bază sezonieră, zilnică și orară, pentru a integra energia electrică produsă din surse regenerabile în sistemul de energie electrică, printre altele, ipoteze diferite în ceea ce privește prețurile de pe piața energiei electrice, producția și cererea;

(b)

să ia în considerare potențialul resurselor de flexibilitate din surse nefosile, cum ar fi răspunsul părții de consum și stocarea energiei, inclusiv agregarea și interconectarea, pentru a răspunde acestor nevoi de flexibilitate, atât la nivelul transportului, cât și la nivelul distribuției;

(c)

să evalueze barierele din calea flexibilității de pe piață și să propună măsuri de atenuare și stimulente relevante, inclusiv eliminarea barierelor de reglementare și posibile îmbunătățiri ale piețelor și ale serviciilor sau produselor de exploatare a sistemului;

(d)

să evalueze contribuția digitalizării rețelelor de transport și distribuție a energiei electrice; și

(e)

să ia în considerare sursele de flexibilitate preconizate a fi disponibile în alte state membre.

(3) Operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție din fiecare stat membru furnizează autorității de reglementare sau altei autorități sau entități desemnate în temeiul alineatului (1), datele și analizele care sunt necesare pentru pregătirea raportului menționat la alineatul (1). În cazul în care acest lucru este justificat în mod corespunzător, autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată în temeiul alineatului (1) poate solicita operatorilor de transport și de sistem și operatorilor de distribuție în cauză să furnizeze informații suplimentare pentru raport, în plus față de cerințele menționate la alineatul (4). Operatorii de transport și de sistem de energie electrică sau operatorii de distribuție de energie electrică în cauză împreună cu operatorii de sisteme de gaze naturale și cu operatorii de sisteme de hidrogen coordonează colectarea informațiile relevante, atunci când este necesar pentru aplicarea prezentului articol.

(4) ENTSO pentru energie electrică și entitatea OSD UE coordonează activitatea operatorilor de transport și de sistem și a operatorilor de distribuție în ceea ce privește datele și analizele care trebuie furnizate în conformitate cu alineatul (3). În special, acestea:

(a)

definesc tipul și formatul datelor pe care operatorii de transport și de sistem și operatorii de distribuție trebuie să le furnizeze autorităților de reglementare sau altei autorități sau entități desemnate în temeiul alineatului (1);

(b)

elaborează o metodologie pentru analiza de către operatorii de transport și de sistem și de către operatorii de distribuție a nevoilor de flexibilitate, ținând seama cel puțin de:

(i)

toate sursele de flexibilitate disponibile într-un mod eficient din punctul de vedere al costurilor, în diferite intervale de timp, inclusiv în alte state membre;

(ii)

investițiile planificate în interconectare și flexibilitatea la nivel de transport și distribuție; și

(iii)

necesitatea decarbonizării sistemului de energie electrică pentru a îndeplini obiectivele Uniunii privind energia și clima pentru 2030, definite la articolul 2 punctul 11 din Regulamentul (UE) 2018/1999 și obiectivul său de neutralitate climatică până în 2050 prevăzut la articolul 2 din Regulamentul (UE) 2021/1119, în conformitate cu Acordul de la Paris adoptat în temeiul Convenției-cadru a Națiunilor Unite asupra schimbărilor climatice (*8).

Metodologia menționată la primul paragraf litera (b) include criterii orientative privind modul de evaluare a capacității diferitelor surse de flexibilitate de a acoperi nevoile de flexibilitate.

(5) ENTSO pentru energie electrică și entitatea OSD UE cooperează îndeaproape în ceea ce privește coordonarea operatorilor de transport și de sistem și a operatorilor de distribuție în ceea ce privește furnizarea de date și analize în temeiul alineatului (4).

(6) Până la 17 aprilie 2025, ENTSO pentru energie electrică și entitatea OSD UE prezintă în comun ACER o propunere privind tipul de date și formatul care trebuie transmise unei autorități de reglementare sau altei autorități sau entități desemnate în temeiul alineatului (1), precum și metodologia pentru analiza nevoilor de flexibilitate menționată la alineatul (4). În termen de trei luni de la primirea propunerii, ACER fie aprobă propunerea, fie o modifică. În acest din urmă caz, ACER se consultă cu Grupul de coordonare în domeniul energiei electrice, ENTSO pentru energie electrică, și cu entitatea OSD UE, înainte de a adopta modificările. Propunerea adoptată se publică pe site-ul web al ACER.

(7) Autoritatea de reglementare sau o altă autoritate sau entitate desemnată în temeiul alineatului (1) transmit Comisiei și ACER rapoartele menționate la alineatul (1) și le publică. În termen de 12 luni de la primirea rapoartelor, ACER emite un raport în care le analizează și oferă recomandări cu privire la aspecte de interes transfrontalier referitoare la constatările autorității de reglementare sau ale unei alte autorități sau entități desemnate în temeiul alineatului (1), inclusiv recomandări privind eliminarea barierelor din calea intrării pe piață a resurselor de flexibilitate din surse nefosile.

Printre aspectele de interes transfrontalier, ACER evaluează:

(a)

modul de a integra mai bine analiza nevoilor de flexibilitate menționată la alineatul (1) de la prezentul articol cu metodologia de evaluare a adecvării resurselor la nivel european în conformitate cu articolul 23 și metodologia pentru planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei pe 10 ani, asigurând coerența între acestea;

(b)

nevoile de flexibilitate estimate în sistemul de energie electrică la nivelul Uniunii și potențialul său preconizat disponibil din punct de vedere economic pentru o perioadă de 5-10 ani, ținând seama de rapoartele naționale;

(c)

posibila introducere a unor măsuri suplimentare de deblocare a potențialului de flexibilitate pe piețele energiei electrice și în funcționarea sistemului.

Rezultatele analizei menționate la al doilea paragraf litera (a) pot fi luate în considerare în cadrul revizuirilor ulterioare ale metodologiilor menționate la litera respectivă, în conformitate cu actele juridice relevante ale Uniunii.

Consiliul științific consultativ european privind schimbările climatice poate, din proprie inițiativă, să furnizeze informații către ACER cu privire la modul de asigurare a conformității cu țintele Uniunii privind energia și clima pentru 2030 și cu obiectivul său privind neutralitatea climatică până în 2050.

(8) ENTSO pentru energie electrică actualizează planul la nivelul Uniunii de dezvoltare a rețelei pentru a include rezultatele rapoartelor la nivel național privind nevoile de flexibilitate, menționate la alineatul (1). Rapoartele respective sunt luate în considerare de operatorii de transport și de sistem și de operatorii de distribuție în planurile lor de dezvoltare a rețelei.

Articolul 19f

Obiectiv național orientativ pentru flexibilitatea din surse nefosile

În termen de cel mult 6 luni de la transmiterea raportului în temeiul articolului 19e alineatul (1) din prezentul regulament, fiecare stat membru stabilește, pe baza acestui raport, un obiectiv național orientativ pentru flexibilitatea din surse nefosile, inclusiv contribuțiile specifice respective ale răspunsului părții de consum și ale stocării energiei la acest obiectiv. Statele membre pot atinge acest obiectiv prin realizarea potențialului identificat al flexibilității din surse nefosile, prin eliminarea obstacolelor identificate de pe piață sau prin schemele de sprijinire a flexibilității din surse nefosile menționate la articolul 19g din prezentul regulament. Acest obiectiv național orientativ, inclusiv contribuțiile specifice respective ale răspunsului părții de consum și ale stocării energiei la obiectivul respectiv, precum și măsurile de realizare a acestuia, se reflectă, de asemenea, în planurile naționale integrate privind energia și clima ale statelor membre în ceea ce privește dimensiunea «Piața internă a energiei» în conformitate cu articolele 3, 4 și 7 din Regulamentul (UE) 2018/1999 și în rapoartele lor naționale intermediare integrate privind energia și clima, în conformitate cu articolul 17 din regulamentul respectiv. Statele membre pot stabili obiective naționale orientative provizorii până la adoptarea raportului în temeiul articolului 19e alineatul (1) din prezentul regulament.

În urma evaluării efectuate în conformitate cu articolul 9 din Regulamentul (UE) 2018/1999, Comisia, după primirea obiectivului național orientativ stabilit și comunicat de statele membre în conformitate cu alineatul (1) de la prezentul articol, prezintă Parlamentului European și Consiliului un raport de evaluare a rapoartelor naționale.

Pe baza concluziilor raportului elaborat cu primele informații comunicate de statele membre, Comisia poate elabora o strategie a Uniunii privind flexibilitatea, cu un accent deosebit pe răspunsul părții de consum și pe stocarea energiei pentru a facilita implementarea acestora, corelată cu obiectivele Uniunii privind energia și clima pentru 2030 și obiectivul privind neutralitatea climatică până în 2050. Respectiva strategie a Uniunii privind flexibilitatea poate fi însoțită, după caz, de o propunere legislativă.

Articolul 19g

Scheme de sprijinire a flexibilității din surse nefosile

(1) În cazul în care investițiile în flexibilitatea din surse nefosile sunt insuficiente pentru atingerea obiectivului național orientativ sau, după caz, a obiectivelor naționale orientative provizorii stabilite în temeiul articolului 19f, statele membre pot aplica scheme de sprijinire a flexibilității din surse nefosile care constau în plăți pentru capacitatea disponibilă de flexibilitate din surse nefosile, fără a aduce atingere articolelor 12 și 13. Statele membre care aplică un mecanism de asigurare a capacității iau în considerare efectuarea adaptărilor necesare în conceperea mecanismelor de asigurare a capacității pentru a promova participarea flexibilității din surse nefosile, cum ar fi răspunsul părții de consum și stocarea energiei, fără a aduce atingere posibilității ca statele membre respective să utilizeze schemele de sprijinire a flexibilității din surse nefosile menționate la prezentul alineat.

(2) Posibilitatea ca statele membre să aplice măsurile de sprijinire a flexibilității din surse nefosile în temeiul alineatului (1) de la prezentul articol nu împiedică statele membre să își îndeplinească obiectivele naționale orientative stabilite în temeiul articolului 19f prin alte mijloace.

Articolul 19h

Principii de concepere a schemelor de sprijinire a flexibilității din surse nefosile

Schemele de sprijinire a flexibilității din surse nefosile aplicate de statele membre în conformitate cu articolul 19g alineatul (1):

(a)

nu depășesc ceea ce este necesar pentru atingerea obiectivului național orientativ sau, după caz, a obiectivului național orientativ provizoriu, stabilit în temeiul articolului 19f într-un mod eficient din punctul de vedere al costurilor;

(b)

se limitează la noi investiții în resursele de flexibilitate din surse nefosile, cum ar fi răspunsul părții de consum și stocarea energiei;

(c)

depun eforturi pentru a lua în considerare criterii legate de amplasare pentru a asigura faptul că investițiile în noi capacități se efectuează în amplasamente optime;

(d)

nu implică pornirea producției bazate pe combustibili fosili situate în aval de punctul de contorizare;

(e)

selectează furnizorii de capacitate prin intermediul unui proces deschis, transparent, concurențial, voluntar, nediscriminatoriu și eficient din punctul de vedere al costurilor;

(f)

previn denaturările nejustificate în ceea ce privește funcționarea eficientă a piețelor energiei electrice, inclusiv menținerea unor stimulente operaționale eficiente și a semnalelor de preț, precum și a expunerii la variația prețurilor și la riscul de piață;

(g)

oferă stimulente pentru integrarea pe piețele energiei electrice într-un mod bazat pe piață și care să răspundă cerințelor pieței, evitând, în același timp, denaturările inutile ale piețelor energiei electrice, precum și luând în considerare posibilele costuri de integrare în sistem și congestia și stabilitatea rețelei;

(h)

stabilesc un nivel minim de participare pe piețele energiei electrice în ceea ce privește energia activată, care ține seama de particularitățile tehnice ale activului care asigură flexibilitatea;

(i)

aplică sancțiuni adecvate furnizorilor de capacitate care nu respectă nivelul minim de participare pe piețele energiei electrice menționate la litera (h) sau care nu urmează stimulentele operaționale eficiente și semnalele de preț menționate la litera (f);

(j)

promovează deschiderea către participarea transfrontalieră a acelor resurse care sunt capabile să asigure performanța tehnică necesară, în cazul în care o analiză costuri-beneficii este pozitivă.

(*8) JO L 282, 19.10.2016, p. 4.” "

10.

Articolul 21 se modifică după cum urmează:

(a)

alineatul (1) se înlocuiește cu următorul text:

„(1) Atunci când pun în aplicare măsurile menționate la articolul 20 alineatul (3) din prezentul regulament în conformitate cu articolele 107, 108 și 109 din TFUE, statele membre pot introduce mecanisme de asigurare a capacității.”

(b)

alineatul (7) se elimină;

(c)

alineatul (8) se înlocuiește cu următorul text:

„(8) Mecanismele de asigurare a capacității sunt aprobate de Comisie pentru o perioadă de cel mult 10 ani. Volumul capacităților angajate se reduce pe baza planurilor de punere în aplicare menționate la articolul 20 alineatul (3). Statele membre continuă să aplice planul de punere în aplicare după introducerea mecanismului de asigurare a capacității.”

11.

La articolul 22 alineatul (1), litera (a) se elimină.

12.

La articolul 37 alineatul (1), litera (a) se înlocuiește cu următorul text:

„(a)

efectuarea calculului coordonat al capacităților în conformitate cu metodologiile elaborate în temeiul orientărilor privind alocarea capacităților pe piața pe termen lung, stabilite prin Regulamentul (UE) 2016/1719, al orientărilor privind mecanismul de alocare a capacităților și gestionarea congestiilor, stabilite prin Regulamentul (UE) 2015/1222, precum și al orientărilor privind echilibrarea energiei electrice stabilite prin Regulamentul (UE) 2017/2195;”.

13.

La articolul 50, se introduce următorul alineat:

„(4a) Operatorii de transport și de sistem publică în mod clar și transparent informații privind capacitatea disponibilă de a efectua noi racordări în zonele lor de operare cu o granularitate spațială ridicată, respectând siguranța publică și confidențialitatea datelor, inclusiv capacitatea la care se referă cererea de racordare și posibilitatea unei racordări flexibile în zonele congestionate. Publicarea respectivelor informații include informații referitoare la criteriile pentru calcularea capacității disponibile pentru racordările noi. Operatorii de transport și de sistem actualizează aceste informații cu regularitate, cel puțin o dată pe lună.

Operatorii de transport și de sistem furnizează utilizatorilor de sistem, în mod transparent, informații clare cu privire la situația și tratarea cererilor lor de racordare, inclusiv, dacă este cazul, informații referitoare la acordurile flexibile de racordare. Ei furnizează aceste informații în termen de trei luni de la data depunerii cererii. În cazul în care racordarea solicitată nu este nici acordată, nici respinsă definitiv, operatorii de transport și de sistem actualizează aceste informații periodic, cel puțin trimestrial.”

14.

La articolul 57, se adaugă următorul alineat:

„(3) Operatorii de distribuție și operatorii de transport și de sistem cooperează între ei pentru a publica, în mod consecvent, informații coerente privind capacitatea disponibilă de a efectua noi racordări în zonele lor de operare respective care oferă o vizibilitate suficient de detaliată dezvoltatorilor de noi proiecte energetice și altor potențiali utilizatori ai rețelei.”

15.

Articolul 59 se modifică după cum urmează:

(a)

la alineatul (1), litera (b) se înlocuiește cu următorul text:

„(b)

norme privind alocarea capacității și gestionarea congestiilor în temeiul articolelor 7-10, al articolelor 13-17, al articolului 19 și al articolelor 35-37 din prezentul regulament și al articolului 6 din Directiva (UE) 2019/944, inclusiv norme privind metodologii și procese de calcul al capacităților pentru ziua următoare, intrazilnice și la termen, modele de rețea, configurația zonelor de ofertare, redispecerizarea și comercializarea în contrapartidă, algoritmi de tranzacționare, cuplarea unică a piețelor pentru ziua următoare și a piețelor intrazilnice, diferitele opțiuni de guvernanță, fermitatea capacității interzonale alocate, distribuția veniturilor din congestii, detaliile și caracteristicile specifice ale instrumentelor menționate la articolul 9 alineatul (3) din prezentul regulament, în raport cu elementele specificate la alineatele (4) și (5) de la articolul menționat, alocarea și facilitarea tranzacționării drepturilor financiare de transport pe termen lung de către platforma unică de alocare, precum și frecvența, scadența și natura specifică a acestor drepturi de transport pe termen lung, acoperirea riscului în cazul transportului interzonal, proceduri de alocare, precum și recuperarea costurilor aferente alocării capacităților și gestionării congestiilor, precum și metodologia de compensare a operatorilor de centrale offshore de producere a energiei electrice din surse regenerabile pentru reducerea capacității;”

;

(b)

la alineatul (2), litera (a) se înlocuiește cu următorul text:

„(a)

norme privind racordarea la rețea, inclusiv norme privind racordarea locurilor de consum racordate la sistemul de transport, a instalațiilor de distribuție racordate la sistemul de transport și a sistemelor de distribuție, racordarea unităților consumatoare utilizate pentru a furniza răspunsul părții de consum, cerințele pentru racordarea la rețea a producătorilor și a altor utilizatori de sistem, cerințele pentru sistemele de înaltă tensiune în curent continuu, cerințele pentru modulele generatoare din centrală conectate în curent continuu, cerințele pentru modulele de parc energetic racordate la curent continuu și stațiile de conversie de curent continuu de înaltă tensiune din terminale și procedurile de notificare de funcționare pentru racordarea la rețea;”.

16.

La articolul 64 se introduc următoarele alineate:

„(2a) Prin derogare de la articolul 6 alineatele (9), (10) și (11), Estonia, Letonia și Lituania pot încheia contracte financiare vizând capacități de echilibrare cu până la cinci ani înainte de începerea furnizării capacităților de echilibrare. Durata acestor contracte nu poate depăși opt ani după aderarea Estoniei, Letoniei și Lituaniei la Zona Sincronă Europa Continentală.

Autoritățile de reglementare din Estonia, Letonia și Lituania pot permite operatorilor lor de transport și de sistem să aloce capacitate interzonală în cadrul unui proces bazat pe piață, astfel cum este prevăzut la articolul 41 din Regulamentul (UE) 2017/2195, fără limitări de volum, timp de șase luni de la data la care procesul de alocare co-optimizată este pe deplin pus în aplicare și operațional în temeiul articolului 38 alineatul (3) din regulamentul respectiv.

(2b) Prin derogare de la articolul 22 alineatul (4) litera (b), statele membre pot solicita ca o capacitate de producție care a început producția comercială înainte de 4 iulie 2019 și care are emisii mai mari de 550 g de CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică și mai mari de 350 kg CO2 din combustibili fosili în medie pe an per kWe instalat să fie, sub rezerva respectării articolelor 107 și 108 din TFUE, angajată în mod excepțional sau să primească plăți sau angajamente pentru plăți viitoare după 1 iulie 2025 în cadrul unui mecanism de asigurare a capacității aprobat de Comisie înainte de 4 iulie 2019.

(2c) Comisia evaluează impactul solicitării menționate la alineatul (2b) în ceea ce privește emisiile de gaze cu efect de seră. Comisia poate acorda derogarea după evaluarea raportului menționat la alineatul (2d), dacă sunt îndeplinite următoarele condiții:

(a)

statul membru a efectuat, la 4 iulie 2019 sau ulterior acestei date, o procedură de ofertare concurențială în temeiul articolului 22 și pentru o perioadă de livrare ulterioară datei de 1 iulie 2025, care vizează maximizarea participării furnizorilor de capacitate care îndeplinesc cerințele de la articolul 22 alineatul (4);

(b)

volumul de capacitate oferit în cadrul procedurii de ofertare concurențiale menționate la litera (a) de la prezentul alineat nu este suficient pentru a aborda problema de adecvare identificată în temeiul articolului 20 alineatul (1) pentru perioada de livrare care face obiectul respectivei proceduri de ofertare;

(c)

capacitatea de producție care emite mai mult de 550 g de CO2 din combustibili fosili per kWh de energie electrică este angajată sau primește plăți sau angajamente pentru plăți viitoare pentru o perioadă care nu depășește un an, și pentru o perioadă de livrare care nu depășește durata derogării, și este achiziționată printr-un proces suplimentar de achiziții care respectă toate cerințele de la articolul 22, cu excepția celor prevăzute la alineatul (4) litera (b) de la respectivul articol și numai pentru volumul de capacitate necesar pentru a aborda problema de adecvare menționată la litera (b) de la prezentul alineat.

Derogarea în temeiul prezentului alineat se poate aplica până la 31 decembrie 2028, sub rezerva respectării condițiilor prevăzute în prezentul alineat pe întreaga durată a derogării.

(2d) Cererea de derogare menționată la alineatul (2b) este însoțită de un raport al statului membru care include:

(a)

o evaluare a impactului derogării în ceea ce privește emisiile de gaze cu efect de seră și tranziția către energia din surse regenerabile, creșterea flexibilității, stocarea energiei, electromobilitatea și răspunsul părții de consum;

(b)

un plan cu etape intermediare pentru tranziția de la participarea capacității de producție menționate la alineatul (2b) la mecanismele de asigurare a capacității până la data expirării derogării, inclusiv un plan de achiziționare a capacității de înlocuire necesare în conformitate cu traiectoria națională orientativă pentru ponderea globală a energiei din surse regenerabile și o evaluare a obstacolelor în calea investițiilor care cauzează lipsa unor oferte suficiente în cadrul procedurii de ofertare concurențiale menționate la alineatul (2c) litera (a).”

17.

Articolul 69 se modifică după cum urmează:

(a)

alineatul (2) se înlocuiește cu următorul text:

„(2) Până la 30 iunie 2026, Comisia reexaminează prezentul regulament și transmite Parlamentului European și Consiliului un raport pe baza acestei reexaminări, însoțit de o propunere legislativă, dacă este cazul.

Raportul Comisiei evaluează, printre altele:

(a)

eficacitatea structurii și funcționării actuale a piețelor energiei electrice pe termen scurt, inclusiv în situații de criză sau de urgență, și, în general, potențialele ineficiențe în ceea ce privește piața internă a energiei electrice și diferitele opțiuni pentru introducerea unor posibile măsuri corective și instrumente care să fie aplicate în situații de criză sau de urgență, având în vedere experiența de la nivel internațional și evoluția și noile tendințe de pe piața internă a energiei electrice;

(b)

caracterul adecvat al cadrului juridic și financiar actual al Uniunii privind rețelele de distribuție pentru a atinge obiectivele Uniunii în materie de energie din surse regenerabile și de piață internă a energiei;

(c)

în conformitate cu articolul 19a, potențialul și viabilitatea instituirii uneia sau a mai multor platforme de piață ale Uniunii pentru contractele de achiziție de energie electrică, care urmează să fie utilizate în mod voluntar, inclusiv interacțiunea respectivelor platforme potențiale cu alte platforme existente pe piața energiei electrice și punerea în comun a cererii de contracte de achiziție de energie electrică prin agregare.”

(b)

se adaugă următorul alineat:

„(3) Până la 17 ianuarie 2025, Comisia prezintă Parlamentului European și Consiliului un raport detaliat de evaluare a posibilităților de raționalizare și simplificare a procesului de aplicare a unui mecanism de asigurare a capacității în temeiul capitolului IV, astfel încât să se asigure faptul că statele membre pot răspunde îngrijorărilor legate de adecvare în timp util. În acest context, Comisia solicită ACER să modifice metodologia de evaluare a adecvării resurselor la nivel european menționată la articolul 23, în conformitate cu articolele 23 și 27, după caz.

Până la 17 aprilie 2025, după consultarea statelor membre, Comisia prezintă propuneri în vederea simplificării procesului de evaluare a mecanismelor de asigurare a capacității, după caz.”

18.

Se introduce următorul articol:

„Articolul 69a

Interacțiunea cu actele juridice financiare ale Uniunii

Prezentul regulament nu aduce atingere aplicării Regulamentelor (UE) nr. 648/2012 și (UE) nr. 600/2014 și a Directivei 2014/65/UE în ceea ce privește activitățile participanților la piață sau ale operatorilor de piață care implică instrumente financiare, în sensul definiției de la articolul 4 alineatul (1) punctul 15 din Directiva 2014/65/UE.”

19.

În anexa I, punctul 1.2 se înlocuiește cu următorul text:

„1.2.

Articolul 3

Intrare în vigoare

Prezentul regulament intră în vigoare în a douăzecea zi de la data publicării în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.

Prezentul regulament este obligatoriu în toate elementele sale și se aplică direct în toate statele membre.

Adoptat la Bruxelles, 13 iunie 2024.

Pentru Parlamentul European

Președintele

R. METSOLA

Pentru Consiliu

Președintele

H. LAHBIB

(1) JO C 293, 18.8.2023, p. 112.

(2) JO C, C/2023/253, 26.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/C/2023/253/oj.

(3) Poziția Parlamentului European din 11 aprilie 2024 (nepublicată încă în Jurnalul Oficial) și Decizia Consiliului din 21 mai 2024.

(4) JO L 198, 22.7.2006, p. 18.

(5) Regulamentul (UE) 2022/1032 al Parlamentului European și al Consiliului din 29 iunie 2022 de modificare a Regulamentelor (UE) 2017/1938 și (CE) nr. 715/2009 în ceea ce privește înmagazinarea gazelor (JO L 173, 30.6.2022, p. 17).

(6) Regulamentul (UE) 2022/1369 al Consiliului din 5 august 2022 privind măsuri coordonate de reducere a cererii de gaze (JO L 206, 8.8.2022, p. 1).

(7) Regulamentul (UE) 2022/1854 al Consiliului din 6 octombrie 2022 privind o intervenție de urgență pentru abordarea problemei prețurilor ridicate la energie (JO L 261 I, 7.10.2022, p. 1).

(8) Regulamentul (UE) 2022/2577 al Consiliului din 22 decembrie 2022 de stabilire a unui cadru pentru accelerarea implementării energiei din surse regenerabile (JO L 335, 29.12.2022, p. 36).

(9) Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanța uniunii energetice și a acțiunilor climatice, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 663/2009 și (CE) nr. 715/2009 ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE și 2013/30/UE ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 2009/119/CE și (UE) 2015/652 ale Consiliului și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 al Parlamentului European și al Consiliului (JO L 328, 21.12.2018, p. 1).

(10) Regulamentul (UE) 2019/942 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 de instituire a Agenției Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (JO L 158, 14.6.2019, p. 22).

(11) Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică (JO L 158, 14.6.2019, p. 54).

(12) Directiva (UE) 2018/2001 a Parlamentului European și a Consiliului din 11 decembrie 2018 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (JO L 328, 21.12.2018, p. 82).

(13) Directiva (UE) 2018/2002 a Parlamentului European și a Consiliului din 11 decembrie 2018 de modificare a Directivei 2012/27/UE privind eficiența energetică (JO L 328, 21.12.2018, p. 210).

(14) Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European și a Consiliului din 5 iunie 2019 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de modificare a Directivei 2012/27/UE (JO L 158, 14.6.2019, p. 125).

(15) Regulamentul (UE) 2022/869 al Parlamentului European și al Consiliului din 30 mai 2022 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 715/2009, (UE) 2019/942 și (UE) 2019/943 și a Directivelor 2009/73/CE și (UE) 2019/944 și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 347/2013 (JO L 152, 3.6.2022, p. 45).

(16) Regulamentul (UE) 2016/679 al Parlamentului European și al Consiliului din 27 aprilie 2016 privind protecția persoanelor fizice în ceea ce privește prelucrarea datelor cu caracter personal și privind libera circulație a acestor date și de abrogare a Directivei 95/46/CE (Regulamentul general privind protecția datelor) (JO L 119, 4.5.2016, p. 1).

(17) Regulamentul (UE) nr. 182/2011 al Parlamentului European și al Consiliului din 16 februarie 2011 de stabilire a normelor și principiilor generale privind mecanismele de control de către statele membre al exercitării competențelor de executare de către Comisie (JO L 55, 28.2.2011, p. 13).

(18) Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei din 26 septembrie 2016 de stabilire a unei orientări privind alocarea capacităților pe piața pe termen lung (JO L 259, 27.9.2016, p. 42).

(19) Regulamentul (UE) 2015/1222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor (JO L 197, 25.7.2015, p. 24).

(20) Directiva (UE) 2023/2413 a Parlamentului European și a Consiliului din 18 octombrie 2023 de modificare a Directivei (UE) 2018/2001, a Regulamentului (UE) 2018/1999 și a Directivei 98/70/CE în ceea ce privește promovarea energiei din surse regenerabile și de abrogare a Directivei (UE) 2015/652 a Consiliului (JO L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj).

(21) Directiva (UE) 2024/1711 a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iunie 2024 de modificare a Directivelor (UE) 2018/2001 și (UE) 2019/944 în ceea ce privește îmbunătățirea organizării pieței energiei electrice a Uniunii (JO L, 2024/1711, 26.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1711/oj).

(22) Regulamentul (UE) 2017/2195 al Comisiei din 23 noiembrie 2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică (JO L 312, 28.11.2017, p. 6).

(23) Regulamentul (UE) 2016/1011 al Parlamentului European și al Consiliului din 8 iunie 2016 privind indicii utilizați ca indici de referință în cadrul instrumentelor financiare și al contractelor financiare sau pentru a măsura performanțele fondurilor de investiții și de modificare a Directivelor 2008/48/CE și 2014/17/UE și a Regulamentului (UE) nr. 596/2014 (JO L 171, 29.6.2016, p. 1).

(24) Regulamentul (UE) nr. 648/2012 al Parlamentului European și al Consiliului din 4 iulie 2012 privind instrumentele financiare derivate extrabursiere, contrapărțile centrale și registrele centrale de tranzacții (JO L 201, 27.7.2012, p. 1).

(25) Directiva 2014/65/UE a Parlamentului European și a Consiliului din 15 mai 2014 privind piețele instrumentelor financiare și de modificare a Directivei 2002/92/CE și a Directivei 2011/61/UE (JO L 173, 12.6.2014, p. 349).

ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1747/oj

ISSN 1977-0782 (electronic edition)