РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2019-943 вътрешния пазар на електроенергия

Регламент (ЕС) 2019/943 относно вътрешния пазар на електроенергия Консолидиран ТЕКСТ: 32019R0943 — BG — 16.07.2024 02019R0943 — BG — 16.07.2024 — 002.001 ►B РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2019/943 НА ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ И НА СЪВЕТА от 5 юни 2019 година относно вътрешния пазар на електроенергия (преработен текст) (текст от значение за ЕИП) (ОВ L 158, 14.6.2019 г., стр. 54) Изменен с: Официален вестник № страница дата ►M1 РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2022/869 НА ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ И НА СЪВЕТА от 30 май 2022 година L 152 45 3.6.2022 ►M2 РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2024/1747 НА ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ И НА СЪВЕТА от 13 юни 2024 година L 1747 1 26.6.2024 ▼B РЕГЛАМЕНТ (ЕС) 2019/943 НА ЕВРОПЕЙСКИЯ ПАРЛАМЕНТ И НА СЪВЕТА от 5 юни 2019 година относно вътрешния пазар на електроенергия (преработен текст) (текст от значение за ЕИП) ГЛАВА I ПРЕДМЕТ, ПРИЛОЖНО ПОЛЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Член 1 Предмет и приложно поле Настоящият регламент цели да: ▼M2 а) постави основата за ефикасно постигане на целите на Енергийния съюз и на целта за постигане на неутралност по отношение на климата най-късно до 2050 г., и по-специално на рамката в областта на климата и енергетиката до 2030 г., като се даде възможност за получаване на пазарни сигнали с цел повишена ефективност, по-висок дял енергия от възобновяеми източници, сигурност на доставките, гъвкавост, системна интегрираност при множество енергийни носители, устойчивост, декарбонизация и иновативност; б) определи основните принципи за добре функциониращи интегрирани пазари на електроенергия с оглед да се осигури недискриминационен достъп до пазара за всички доставчици на ресурси и клиенти на електроенергия, да се създадат условия за развитието на форуърдни пазари на електроенергия, за да се даде възможност на доставчиците и потребителите да извършват хеджиране или да се защитават срещу риска от бъдеща нестабилност на цените на електроенергията, да се предоставят повече права и защита на потребителите, да се осигури конкурентоспособност на световния пазар, да се повишат сигурността на доставките и гъвкавостта чрез оптимизиране на потреблението, съхраняване на енергия и други решения за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, да се гарантира енергийна ефективност, да се улесни агрегирането на разпределеното търсене и предлагане, както и да се създадат условия за пазарна и секторна интеграция и заплащане на пазарен принцип на електроенергията, произведена от енергия от възобновяеми източници; ▼B в) определи справедливи правила за трансграничен обмен на електроенергия и следователно засилване на конкуренцията на вътрешния пазар на електроенергия при отчитане на конкретните характеристики на националните и регионални пазари, включително създаването на компенсаторен механизъм по отношение на трансграничните потоци на електроенергия, създаването на хармонизирани принципи във връзка с таксите за трансграничен пренос и разпределението на наличния капацитет на междусистемните електропроводи между националните преносни системи; г) улесни възникването на добре работещ, ликвиден и прозрачен пазар на едро, който допринася за висока степен на сигурност на доставките на електроенергия, и да предостави механизми за хармонизиране на правилата за трансграничен обмен на електроенергия; ▼M2 д) подкрепи дългосрочните инвестиции в производството на енергия от възобновяеми източници, гъвкавост и мрежи, за да се осигури възможност на потребителите да направят сметките си за енергия финансово достъпни и да намалят зависимостта им от колебанията на краткосрочните пазарни цени на електроенергията, по-специално цените на изкопаемите горива в средносрочен и дългосрочен план; е) определи рамка за приемането на мерки за справяне с кризите, свързани с цените на електроенергията. ▼B Член 2 Определения Прилагат се следните определения: 1) „междусистемен електропровод“ означава преносна линия, която пресича или минава по протежението на граница между държави членки и която свързва националните преносни системи на държавите членки; 2) „регулаторен орган“ означава регулаторен орган, определен от всяка държава членка съгласно член 57, параграф 1 от Директива (ЕС) 2019/944; 3) „трансграничен поток“ означава физическия поток електроенергия в преносната мрежа на дадена държава членка, който е резултат от въздействието на дейността на производители, клиенти, или и двете категории, извън тази държава членка върху нейната преносна мрежа; 4) „претоварване“ означава ситуация, при която не могат да бъдат изпълнени всички заявки от пазарни участници за търговия между зони от мрежата защото те биха засегнали значително физическите потоци по мрежови елементи, които не могат да поемат тези потоци; 5) „нов междусистемен електропровод“ означава междусистемен електропровод, който не е бил завършен до 4 август 2003 г.; 6) „структурно претоварване“ означава претоварване в преносната система, което може да бъде еднозначно определено, което е предсказуемо, не се мени географски във времето и често възниква отново при нормални условия в електроенергийната система; 7) „пазарен оператор“ означава субект, предоставящ услуга, чрез която офертите за продажба на електроенергия се съгласуват с офертите за покупка на електроенергия; 8) „номиниран оператор на пазара на електроенергия“ или „НОПЕ“ означава пазарен оператор, определен от компетентния орган да изпълнява задачи по еднократно свързване на пазарите за ден напред или в рамките на деня; 9) „стойност на загубите от прекъсване на електроснабдяването“ (value of lost load) означава оценка в евро/MWh на максималната цена на електроенергията, която клиентите са готови да заплатят, за да избегнат изключване на електроснабдяването; 10) „балансиране“ означава всички действия и процеси, във всички срокове, чрез които операторите на преносни системи гарантират непрекъснатото поддържане на честотата в системата в предварително определен интервал на устойчивост в съответствие с размера на резервите, които са необходими с оглед на изискваното качество; 11) „балансираща енергия“ означава енергията, използвана от операторите на преносни системи, за да извършват балансиране; 12) „доставчик на услуга за балансиране“ означава пазарен участник, предоставящ на оператори на преносни системи балансираща енергия и балансиращ капацитет; 13) „балансиращ капацитет“ означава количество капацитет, което даден доставчик на услуга за балансиране се е съгласил да поддържа и по отношение на което да представя оферти за покупка за съответно количество балансираща енергия на оператора на преносни системи за времетраенето на договора; 14) „отговарящо за баланса лице“ означава участник на пазара или негов избран представител, отговорен за дисбалансите му на пазара на електроенергия; 15) „период за уреждане на дисбаланса“ означава единицата време, за която се изчислява дисбалансът на отговарящите за баланса лица; 16) „цена на дисбаланса“ означава цената, била тя положителна, нула или отрицателна, във всеки период за уреждане на даден дисбаланс във всяка посока; 17) „област за цената на дисбаланса“ означава областта, в която се изчислява дисбалансът; 18) „процес на предварителна оценка“ означава процеса на проверка дали даден доставчик на балансиращ капацитет отговаря на изискванията, поставени от операторите на преносни системи; 19) „резервен капацитет“ означава размера на резервите за първично регулиране на честотата, резервите за вторично регулиране на честотата или резервите за замяна, които трябва да са на разположение на оператора на преносни системи. 20) „приоритетно диспечиране“ означава, по отношение на модела на самодиспечиране, диспечирането на електрически централи въз основа на критерии, които се различават от подреждането на офертите за покупка по икономически показатели, а по отношение на модела на централно диспечиране, диспечирането на електрически централи въз основа на критерии, които се различават от подреждането на офертите за покупка по икономически показатели и от мрежови ограничения, като се отдава приоритет на диспечирането на конкретни технологии за производство на електроенергия; 21) „регион на изчисляване на капацитета“ означава географската област, в която се прилага координираното изчисляване на капацитета; ▼M2 22) „механизъм за осигуряване на капацитет“ означава мярка, с която да се осигури постигането на необходимото равнище на адекватност на ресурсите чрез възнаграждаване на наличието на ресурси, като се изключват на мерки, отнасящи се за спомагателни услуги или управление на претоварването; ▼B 23) „високоефективно комбинирано производство на енергия“ означава комбинирано производство на енергия, отговарящо на критериите, определени в приложение II към Директива 2012/27/ЕС на Европейския парламент и на Съвета ( 1 ); 24) „демонстрационен проект“ означава проект, който доказва наличието на технология, която е първа по рода си в Съюза и представлява значително нововъведение, което далеч надхвърля съвременното технологично равнище; 25) „участник на пазара“ означава физическо или юридическо лице, което купува, продава или произвежда електроенергия, занимава се с агрегиране или е оператор по оптимизация на потреблението или услуги за съхраняване, включително посредством издаване на нареждания за търговия, на един или повече пазари на електроенергия, включително пазари на балансираща енергия; 26) „повторно диспечиране“ означава мярка, включително ограничаване, задействана от един или повече оператори на преносни системи или оператори на разпределителни системи чрез промяна на графика за производство, графика на електроснабдяване, или и двете, за да се променят физическите потоци в електроенергийната система и да се облекчи физическото претоварване или по друг начин да се гарантира сигурността на системата; 27) „насрещна търговия“ означава междузонов обмен, иницииран от системни оператори между две пазарни зони, за да се облекчи физическото претоварване; 28) „съоръжение за производство на електроенергия“ означава съоръжение, което преобразува първична енергия в електрическа енергия и което се състои от един или повече модули за производство на електроенергия, свързани към мрежа; 29) „модел на централно диспечиране“ означава модел на съставяне на графиците и диспечиране, при който графиците за производство и потребление и за диспечиране на съоръженията за производство на електроенергия и потребяващите съоръжения, по отношение на диспечируемите съоръжения, се определят от оператор на преносна система в рамките на цялостната процедура по съставяне на графиците; 30) „модел на самодиспечиране“ означава модел на съставяне на графиците и диспечиране, при който графиците за производство и потребление, както и за диспечиране на съоръженията за производство на електроенергия и на потребяващите съоръжения се определят от агентите по съставяне на графици на тези съоръжения; 31) „стандартен балансиращ продукт“ означава хармонизиран балансиращ продукт, определен от всички оператори на преносни системи за обмена на услуги по балансиране; 32) „специален балансиращ продукт“ означава балансиращ продукт, различен от стандартен балансиращ продукт; 33) „делегиран оператор“ означава субект, на когото специални задачи или задължения, поверени на оператор на преносна система или номиниран оператор на пазара на електроенергия съгласно настоящия регламент или други правни актове на Съюза, са делегирани от въпросния оператор на преносна система или НОПЕ, или са били възложени от държава членка или регулаторен орган; 34) „клиент“ означава клиент съгласно определението в член 2, точка 1 от Директива (ЕС) 2019/944; 35) „краен клиент“ означава краен клиент съгласно определението в член 2, точка 3 от Директива (ЕС) 2019/944 36) „клиент на едро“ означава клиент на едро съгласно определението в член 2, точка 2 от Директива (ЕС) 2019/944; 37) „битов клиент“ означава битов клиент съгласно определението в член 2, точка 4 от Директива (ЕС) 2019/944; 38) „малко предприятие“ означава малко предприятие съгласно определението в член 2, точка 7 от Директива (ЕС) 2019/944; 39) „активен клиент“ означава активен клиент съгласно определението в член 2, точка 8 от Директива (ЕС) 2019/944; 40) „пазари на електроенергия“ означава пазари на електроенергия съгласно определението в член 2, точка 9 от Директива (ЕС) 2019/944; 41) „доставка“ означава доставка съгласно определението в член 2, точка 12 от Директива (ЕС) 2019/944; 42) „договор за доставка на електроенергия“ означава договор за доставка на електроенергия съгласно определението в член 2, точка 13 от Директива (ЕС) 2019/944; 43) „агрегиране“ означава агрегиране съгласно определението в член 2, точка 18 от Директива (ЕС) 2019/944; 44) „оптимизация на потреблението“ означава оптимизация на потреблението съгласно определението в член 2, точка 20 от Директива (ЕС) 2019/944; 45) „интелигентна измервателна система“ означава интелигентна измервателна система съгласно определението в член 2, точка 23 от Директива (ЕС) 2019/944; 46) „оперативна съвместимост“ означава оперативна съвместимост съгласно определението в член 2, точка 24 от Директива (ЕС) 2019/944; 47) „разпределение“ означава разпределение съгласно определението в член 2, точка 28 от Директива (ЕС) 2019/944; 48) „оператор на разпределителна система“ означава оператор на разпределителна система съгласно определението в член 2, точка 29 от Директива (ЕС) 2019/944; 49) „енергийна ефективност“ означава енергийна ефективност съгласно определението в член 2, точка 30 от Директива (ЕС) 2019/944; 50) „енергия от възобновяеми източници“ или „възобновяема енергия“ означава енергия от възобновяеми източници съгласно определението в член 2, точка 31 от Директива (ЕС) 2019/944; 51) „разпределено производство“ означава разпределено производство съгласно определението в член 2, точка 32 от Директива (ЕС) 2019/944; 52) „пренос“ означава пренос съгласно определението в член 2, точка 34 от Директива (ЕС) 2019/944; 53) „оператор на преносна система“ означава оператор на преносна система съгласно определението в член 2, точка 35 от Директива (ЕС) 2019/944; 54) „ползвател на система“ означава ползвател на система съгласно определението в член 2, точка 36 от Директива (ЕС) 2019/944; 55) „производство“ означава производство съгласно определението в член 2, точка 37 от Директива (ЕС) 2019/944; 56) „производител“ означава производител съгласно определението в член 2, точка 38 от Директива (ЕС) 2019/944; 57) „взаимосвързана система“ означава взаимосвързана система съгласно определението в член 2, точка 40 от Директива (ЕС) 2019/944; 58) „малка изолирана система“ означава малка изолирана система съгласно определението в член 2, точка 42 от Директива (ЕС) 2019/944; 59) „малка свързана система“ означава малка свързана система съгласно определението в член 2, точка 43 от Директива (ЕС) 2019/944; 60) „спомагателна услуга“ означава спомагателна услуга съгласно определението в член 2, точка 48 от Директива (ЕС) 2019/944; 61) „спомагателна услуга, различна от контрола на честотата“ означава спомагателна услуга, различна от контрола на честотата съгласно определението в член 2, точка 49 от Директива (ЕС) 2019/944; 62) „съхраняване на енергия“ означава съхраняване на енергия съгласно определението в член 2, точка 59 от Директива (ЕС) 2019/944; 63) „регионален координационен център“, както е определен в член 35 от настоящия регламент; 64) „пазар за търговия на едро с енергия“ означава пазар за търговия на едро с енергия съгласно определението в член 2, точка 6 от Регламент (ЕС) № 1227/2011 на Европейския парламент и на Съвета ( 2 ); 65) „пазарна зона“ означава най-голямата географска зона, в която участниците на пазара могат да обменят енергия без разпределяне на капацитета; 66) „разпределяне на капацитета“ означава определянето на междузоновия капацитет; 67) „контролна зона“ означава обособена част от взаимосвързаната система, която се управлява само от един системен оператор и включва свързани физически товари и/или генераторни единици, ако има такива; 68) „координиран нетен преносен капацитет“ означава метод за изчисляване на капацитета въз основа на принципа на оценка и предварително определяне на максималния енергиен обмен между съседни пазарни зони; 69) „критичен мрежови елемент“ означава даден мрежови елемент или в рамките на пазарна зона, или между пазарни зони, който е взет предвид в процеса на изчисляване на капацитета, като ограничава количеството на енергията, която може да бъде обменяна; 70) „междузонов капацитет“ означава способността на взаимосвързаната система да осъществява пренос на енергия между пазарни зони; 71) „генераторна единица“ означава самостоятелен генератор на електроенергия, принадлежащ към електропроизводствена единица; ▼M2 72) „час на върхово натоварване“ означава час, в който въз основа на прогнозите на операторите на преносни системи и, когато е приложимо, на НОПЕ, брутното потребление на електроенергия или брутното потребление на електроенергия, произведена от източници, различни от възобновяеми енергийни източници, или цената на едро на електроенергията за ден напред се очаква да бъде най-висока, като се вземе предвид междузоновият обмен; 73) „ограничаване на върховото потребление“ означава способността на участниците на пазара да намалят потреблението на електроенергия от мрежата в часовете на върхово натоварване по искане на оператора на преносната система; 74) „продукт за ограничаване на върховото потребление“ означава пазарен продукт, чрез който участниците на пазара могат да осигурят на операторите на системи ограничаване на върховото потребление; 75) „регионален виртуален център“ означава нефизически регион, обхващащ повече от една пазарна зона, за който въз основа на методика е определена референтна цена; 76) „двупосочен договор за разлика“ означава договор между оператор на съоръжение за производство на електроенергия и насрещна страна, обикновено публичен субект, който осигурява както защита на минималното възнаграждение, така и ограничение на прекомерното възнаграждение; 77) „споразумение за закупуване на електроенергия“ или „СЗЕ“ означава договор, съгласно който физическо или юридическо лице се съгласява да купува електроенергия от производител на електроенергия на пазарен принцип; 78) „специален измервателен уред“ означава уред, свързан със или вграден в актив, който изпълнява услуги за оптимизиране на потреблението или за гъвкавост на пазара на електроенергия или на оператори на системи; 79) „гъвкавост“ означава способността на дадена електроенергийна система да се адаптира към променливостта на моделите на производство и потребление и наличността на електроенергийната мрежа в съответните пазарни срокове. ▼B ГЛАВА II ОБЩИ ПРАВИЛА ЗА ПАЗАРА НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ Член 3 Принципи, отнасящи се за функционирането на пазарите на електроенергия Държавите членки, регулаторните органи, операторите на преносни системи, операторите на разпределителни системи, пазарните оператори и делегираните оператори осигуряват функционирането на пазарите на електроенергия в съответствие със следните принципи: а) цените се формират въз основа на търсенето и предлагането; б) правилата за пазара насърчават свободното ценообразуване и избягват действия, които пречат за формирането на цените въз основа на търсенето и предлагането; в) правилата за пазара улесняват развитието на по-гъвкаво производство, устойчиво производство с ниски въглеродни емисии и по-гъвкаво търсене; г) клиентите получават възможност да се възползват от пазарните възможности и от увеличената конкуренция на пазарите на дребно и получават право да действат като участници на енергийния пазар и в енергийния преход; д) крайните клиенти и малките предприятия получават възможност да участват на пазара чрез агрегиране на производството от множество съоръжения за производство на електроенергия или на електроснабдяването от множество съоръжения за оптимизация на потреблението, за да подават съвместни предложения на пазара на електроенергия и да бъдат съвместно обслужвани в електроенергийната система в съответствие с правото на Съюза в областта на конкуренцията; е) правилата за пазара дават възможност за декарбонизацията на електроенергийната система, а оттам и на икономиката, например като дават възможност за интеграцията на електроенергията от възобновяеми енергийни източници и като предоставят стимули за енергийната ефективност; ж) правилата за пазара осигуряват подходящи стимули за инвестиране в производството, и по-специално за дългосрочни инвестиции за декарбонизирана и устойчива електроенергийна система, съхраняване на енергия, енергийна ефективност, оптимизация на потреблението, за да се отговори на нуждите на пазара и да се способства лоялната конкуренция като по този начин се гарантира сигурност на доставките; з) премахват се постепенно пречките за трансграничните електроенергийни потоци между пазарни зони или държави членки и за трансграничните сделки на пазарите на електроенергия и свързаните пазари на услуги; и) в правилата за пазара се предвижда регионално сътрудничество, когато е ефективно; й) на пазара се осигурява равноправно участие на безопасното и устойчиво производство, съхраняването на енергия и оптимизация на потреблението съгласно изискванията, предвидени в правото на Съюза; к) всички производители отговарят пряко или косвено за продажбата на произведената от тях електроенергия; л) правилата за пазара дават възможност за разработване на демонстрационни проекти в областта на устойчивите, сигурни и нисковъглеродни енергийни източници, технологии или системи, които трябва да бъдат осъществявани и използвани в полза на обществото; м) правилата за пазара дават възможност за ефикасно диспечерско управление на генериращите мощности, на съхраняването на енергия и на оптимизацията на потреблението; н) правилата за пазара дават възможност за влизането на него и напускането му от предприятия за производство на електроенергия, съхраняване на енергия и доставки на електроенергия въз основа на оценка от страна на тези предприятия на икономическата и финансовата жизнеспособност на дейността им; о) за да се даде възможност на участниците на пазара да бъдат защитени срещу рискове от нестабилност на цените на пазарна основа и да смекчават несигурността относно бъдещата възвръщаемост на инвестициите, дългосрочните продукти за хеджиране са търгуеми на борсите по прозрачен начин, а дългосрочни договори за доставка на електроенергия е възможно да се договарят извънборсово, при спазване на правото на Съюза в областта на конкуренцията; п) правилата за пазара улесняват търговията с продукти в рамките на целия Съюз, а при регулаторните промени се взема предвид въздействието както върху краткосрочните, така и върху дългосрочните форуърдни и фючърсни пазари и продукти; р) участниците на пазара имат право да получат достъп до преносните и разпределителните мрежи при обективни, прозрачни и недискриминационни условия. Член 4 Справедлив преход Комисията подпомага държавите членки, които въвеждат национална стратегия за постепенно намаляване на съществуващите мощности за производство на електроенергия чрез изгаряне на въглища и други твърди изкопаеми горива и на добивния капацитет, с всички налични средства, за да се даде възможност за „справедлив преход“ в регионите, засегнати от структурни промени. Комисията подпомага държавите членки да се справят със социалното и икономическото въздействие на прехода към чиста енергия. Комисията работи в тясно партньорство със заинтересованите страни от въглищните и въглеродно-интензивните региони, улеснява достъпа до наличните фондове и програми и използването им и насърчава обмена на добри практики, включително дискусиите относно пътни карти за промишлеността и нуждите от преквалификация. Член 5 Отговорност за балансиране 1. Всички участници на пазара отговарят за дисбалансите, които причиняват в системата („отговорност за балансиране“). За тази цел участниците на пазара се явяват отговарящи за баланса лица или чрез договор делегират своята отговорност на дадено отговарящо за баланса лице по свой избор. Всяко отговарящо за баланса лице носи финансова отговорност за своите дисбаланси и се стреми да постигне баланс или да помага електроенергийната система да бъде балансирана. 2. Държавите членки могат да предоставят дерогации от отговорността за балансирането единствено в следните случаи: а) демонстрационни проекти за иновативни технологии, като това подлежи на одобрение от регулаторния орган, при условие че тези дерогации са ограничени в рамките на срока и обхвата, необходими за постигането на демонстрационните цели; б) съоръжения за производство на електроенергия, използващи възобновяеми енергийни източници, с инсталирана генерираща мощност под 400 kW; в) инсталации, за които се ползва подкрепа, одобрена от Комисията по правилата на Съюза относно държавната помощ съгласно членове 107, 108 и 109 от ДФЕС, и които са пуснати в експлоатация преди 4 юли 2019 г. Държавите членки могат, без да се засягат членове 107 и 108 от ДФЕС, да предоставят стимули на участниците на пазара, които са освободени изцяло или частично от отговорността за балансирането, да поемат пълната отговорност за балансирането. 3. Когато държава членка предостави дерогация в съответствие с член 5, параграф 2, тя гарантира, че финансовата отговорност за дисбалансите е изпълнена от друг участник на пазара. 4. По отношение на съоръженията за производство на електроенергия, пуснати в експлоатация от 1 януари 2026 г., параграф 2, буква б) се прилага само за инсталации за производство, използващи възобновяеми енергийни източници с инсталирана генерираща мощност под 200 kW. Член 6 Балансиращ пазар 1. Балансиращите пазари, включително процесите на предварителна оценка, се организират по такъв начин, че: а) да се гарантира действителното недопускане на дискриминация между участниците на пазара, като се отчитат различните технически потребности на електроенергийната система и различните технически възможности на източниците на производство на електроенергия, съхраняване на енергия и оптимизация на потреблението; б) да се гарантира, че услугите се определят по прозрачен и технологично неутрален начин и се възлагат по прозрачен, основан на пазара начин; в) да се осигури недискриминационен достъп за всички участници на пазара, индивидуално или чрез агрегиране, включително за електроенергия, произведена от променливи възобновяеми енергийни източници, оптимизация на потреблението и съхраняване на енергия; г) да се зачита необходимостта от приспособяване към растящия дял на променливото производство на електроенергия, увеличената еластичност на потреблението и появата на нови технологии. 2. Цената на балансиращата енергия не се определя предварително в договора за балансиращ капацитет. Процесите на възлагане на поръчки са прозрачни в съответствие с член 40, параграф 4 от Директива (ЕС) 2019/944, като същевременно се защитава поверителността на търговската информация с чувствителен характер. 3. Балансиращите пазари трябва да осигуряват оперативна сигурност, като същевременно дават възможност за максимално използване и ефикасно разпределение на междузоновия капацитет в сроковете за търгуване в съответствие с член 17. 4. Уреждането на балансиращата енергия за стандартните балансиращи продукти и специалните балансиращи продукти се основава на най-високата приета офертна цена (pay-as-cleared), с изключение на случаите, когато всички регулаторни органи одобрят алтернативен метод на ценообразуване въз основа на съвместно предложение от всички оператори на преносни системи след анализ, който показва, че този алтернативен метод на ценообразуване е по-ефективен. На участниците на пазара се позволява да оферират възможно най-близо до реално време и часовете на затваряне на пазара на балансираща енергия не са преди часовете на затваряне на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня. Операторите на преносни системи, които прилагат модел на централно диспечиране, може да установят допълнителни правила в съответствие с насоките за електроенергийното балансиране, приети въз основа на член 6, параграф 11 от Регламент (ЕО) № 714/2009. 5. Дисбалансите се уреждат на цена, която отразява стойността на енергията в реално време. 6. Всяка област за цената на дисбаланса е еднаква с дадена пазарна зона, с изключение на случаите на модел на централно диспечиране, когато дадена област за цената на дисбаланса може да представлява част от дадена пазарна зона. 7. Оразмеряването на резервния капацитет се извършва от операторите на преносни системи и се улеснява на регионално равнище. 8. Възлагането на поръчки за балансиращ капацитет се извършва от операторите на преносни системи и може да бъде улеснявано на регионално равнище. Резервирането на трансграничен капацитет за тази цел може да бъде ограничено. Възлагането на поръчки за балансиращ капацитет се основава на пазара и се организира по такъв начин, че да не се допуска дискриминация между участниците на пазара в процеса на предварителна оценка, в съответствие с член 40, параграф 4 от Директива (ЕС) 2019/944 независимо от това дали участниците на пазара участват индивидуално или чрез агрегиране. Възлагането на поръчки за балансиращ капацитет се основава на първичния пазар, освен ако и доколкото регулаторният орган е предвидил дерогация с цел да бъде одобрено използването на други форми на основано на пазара възлагане на поръчки поради липсата на конкуренция на пазара за услуги по балансиране. Дерогациите от задължението възлагането на поръчки за балансиращ капацитет да се основава на използването на първичните пазари се преразглеждат на всеки три години. 9. Възлагането на поръчки за повишаващ балансиращ капацитет и за понижаващ балансиращ капацитет се извършва поотделно, освен ако регулаторният орган одобри дерогация от този принцип въз основа на това, че това би довело до по-висока икономическа ефективност, както е доказано с оценка, извършена от оператора на преносна система. Договорите за балансиращ капацитет не се сключват повече от един ден преди предоставянето на балансиращия капацитет и срокът на договора не надвишава един ден, освен ако и доколкото регулаторният орган е одобрил по-ранното сключване на договори или по-дълги срокове на договорите, за да се гарантира сигурността на доставките или да се подобри икономическата ефективност. Когато се предоставя дерогация за най-малко 40 % от стандартните балансиращи продукти и най-малко 30 % от всички продукти, използвани за балансиращ капацитет, договорите за балансиращия капацитет се сключват за не повече от един ден преди предоставянето на балансиращия капацитет и срокът на договора не е по-дълъг от един ден. Договорът за останалата част от балансиращия капацитет се сключва най-много един месец преди предоставянето на балансиращия капацитет, а срокът на договора е с максимална продължителност един месец. 10. По искане на оператора на преносни системи регулаторният орган може да реши да удължи срока на договора за останалата част от балансиращия капацитет, посочен в параграф 9, на не повече от дванадесет месеца, при условие че това решение е ограничено във времето, а положителното въздействие по отношение на намаляването на цените за крайните клиенти надхвърля отрицателните последици върху пазара. Искането включва: а) конкретния период, през който ще се прилага освобождаването; б) конкретния обем на балансиращия капацитет, за който ще се прилага освобождаването; в) анализ на въздействието на освобождаването върху участието на балансиращите ресурси; и г) обосновка за освобождаването, доказваща, че това освобождаване би довело до по-ниски цени за крайните клиенти. 11. Независимо от параграф 10, считано от 1 януари 2026 г. сроковете на договорите не трябва да надвишават шест месеца. 12. До 1 януари 2028 г. регулаторни органи докладват на Комисията и на ACER за дела на продължителността на договорите и за периодите за възлагане на обществени поръчки, по-дълги от един ден. 13. Операторите на преносни системи или техните делегирани оператори публикуват във възможно най-близко до реалното време, но със забавяне не повече от 30 минути след доставката, текущия баланс на системата на своите зони за съставяне на графици, прогнозните цени на дисбаланса и прогнозните цени на балансиращата енергия. 14. В случай че стандартните балансиращи продукти не са достатъчни, за да гарантират оперативната сигурност, или в случай че някои балансиращи ресурси не могат да участват на балансиращия пазар чрез стандартни балансиращи продукти, операторите на преносни системи може да предложат, а регулаторните органи може да одобрят дерогации от параграфи 2 и 4 за конкретни балансиращи продукти, които се активират на местно равнище, без да ги обменят с други оператори на преносни системи. Предложенията за дерогации включват описание на предложените мерки за свеждане до минимум на използването на специални продукти, при условие за гарантиране на икономическа ефективност, доказателство, че специалните продукти не създават значителна неефективност и нарушения на балансиращия пазар във зоната за съставяне на графиците или извън нея, както и когато е приложимо, правилата и информацията за процеса за преобразуване на офертите за балансираща енергия от специални балансиращи продукти в оферти за енергия от стандартни балансиращи продукти. Член 7 Пазари за ден напред и в рамките на деня ▼M2 1. Операторите на преносни системи и НОПЕ организират съвместно управлението на интегрираните пазари за ден напред и в рамките на деня в съответствие с Регламент (ЕС) 2015/1222*. Операторите на преносни системи и НОПЕ си сътрудничат на равнището на Съюза или, когато това е по-целесъобразно, на регионално ниво, за да увеличат максимално ефикасността и ефективността на търговията с електроенергия в Съюза за ден напред и в рамките на деня. Задължението за сътрудничество не засяга прилагането на правото на Съюза в областта на конкуренцията. По отношение на своите функции във връзка с търговията с електроенергия операторите на преносни системи и НОПЕ подлежат на регулаторен надзор от регулаторните органи съгласно член 59 от Директива (ЕС) 2019/944 и от ACER съгласно членове 4 и 8 от Регламент (ЕС) 2019/942 и спрямо тях се прилагат задълженията за прозрачност и ефективен надзор срещу манипулиране на пазара, установени в съответните разпоредби на Регламент (ЕС) № 1227/2011. ▼B 2. Пазарите за ден напред и в рамките на деня: а) са организирани по такъв начин, че да не се допуска дискриминация; б) максимално увеличават способността на всички участници на пазара да управляват дисбалансите; ▼M2 в) максимално увеличават възможностите за всички участници на пазара да участват в междузоновата и вътрешнозоновата търговия по недискриминационен начин и възможно най-близо до реално време във всички пазарни зони и в рамките на всяка пазарна зона; ва) са организирани по такъв начин, че да се гарантира споделянето на ликвидност между всички НОПЕ, по всяко време, както за междузоновата, така и за вътрешнозоновата търговия. За пазара за ден напред, от един час преди момента на затваряне на пазара до последния момент, в който е разрешена търговията за ден напред, НОПЕ подават всички нареждания за продукти за ден напред и продукти със същите характеристики на единното свързване на пазарите за ден напред, от една страна, и не организират търговия с продукти за ден напред или продукти със същите характеристики извън единното свързване на пазарите за ден напред, от друга страна. За пазара в рамките на деня, от момента на отваряне на единното свързване на пазарите за сделки в рамките на деня до последния момент, в който търговията в рамките на деня е разрешена в дадена пазарна зона, НОПЕ подават всички нареждания за продукти и продукти с еднакви характеристики за единното свързване на пазарите в рамките на деня, от една страна, и не организират търговия с продукти или продукти със същите характеристики в рамките на деня извън рамките на деня, от друга страна. Това задължение се прилага за НОПЕ, за предприятията, които пряко или непряко упражняват контрол върху НОПЕ, както и за предприятията, които пряко или непряко са контролирани от НОПЕ; ▼B г) предоставят цени, които отразяват пазарните принципи, включително стойността на енергията в реално време, и на които участниците на пазара могат да разчитат, когато договарят дългосрочни продукти за хеджиране; д) осигуряват оперативна сигурност, като същевременно дават възможност за максимално използване на преносния капацитет; ▼M2 е) са прозрачни, и когато е приложимо, предоставят информация по генераторни единици, като същевременно се защитава поверителността на чувствителната търговска информация и се гарантира, че търговията се извършва анонимно; ▼B ж) не правят разлика между сделки, направени в рамките на дадена пазарна зона и между пазарни зони; и з) са организирани по такъв начин, че да се гарантира, че всички участници на пазара имат достъп до пазара индивидуално или чрез агрегиране. ▼M2 Член 7а Продукт за ограничаване на върховото потребление 1. Когато е обявена криза, свързана с цените на електроенергията, на регионално равнище или на равнището на целия Съюз, в съответствие с член 66а от Директива (ЕС) 2019/944, държавите членки могат да поискат от системните оператори да предложат доставката на продукти за ограничаване на върховото потребление, за да се постигне намаляване на потреблението на електроенергия през пиковите часове. Поръчките за тези продукти се ограничават до срока, определен в решението за изпълнение, прието съгласно член 66а, параграф 1 от Директива (ЕС) 2019/944. 2. Когато е отправено искане съгласно параграф 1, системните оператори, след консултация със заинтересованите страни, представят за одобрение на регулаторния орган на съответната държава членка предложение, в което се определят оразмеряването и условията за възлагане на поръчки и използването на продукта за ограничаване на върховото потребление. 3. Съответният регулаторен орган оценява предложението за продукт за ограничаване на върховото потребление, посочено в параграф 2, по отношение на постигането на намаляване на търсенето на електроенергия и на въздействието върху цената на едро на електроенергията през пиковите часове. При тази оценка се отчита необходимостта продуктът за ограничаване на върховото потребление да не нарушава функционирането на пазарите на електроенергия и да не води до пренасочване на услугите за оптимизация на потреблението към продукти за ограничаване на върховото потребление. Въз основа на тази оценка регулаторният орган може да поиска от системния оператор да измени предложението си. 4. Предложението за продукт за ограничаване на върховото потребление, посочено в параграф 2, трябва да отговаря на следните изисквания: a) оразмеряването на продукта за ограничаване на върховото потребление трябва: i) да се основава на анализ на необходимостта от допълнителна услуга за гарантиране на сигурността на електроснабдяването, без да се застрашава стабилността на мрежата, както и на анализ на въздействието му върху пазара и на очакваните разходи и ползи от него; ii) да е съобразено с прогнозата за потреблението, прогнозата за електроенергията, произведена от възобновяеми източници, прогнозата за други източници на гъвкавост в системата, като например въздействието на съхраняването на енергия и цените на едро на избегнатото разпределяне; и iii) да бъде ограничено, за да се гарантира, че прогнозните разходи не надвишават очакваните ползи от продукта за ограничаване на върховото потребление; б) възлагането на поръчка за продукт за ограничаване на върховото потребление се основава на обективни, прозрачни, пазарни и недискриминационни критерии, ограничава се до оптимизиране на потреблението и не изключва участващите активи от достъп до други пазари; в) възлагането на поръчка за продукт за ограничаване на върховото потребление се извършва чрез конкурентна тръжна процедура, която може да бъде непрекъсната, като подборът се основава на най-ниските разходи за изпълнение на предварително определени технически и екологични критерии, и дава възможност на потребителите да участват ефективно, пряко или чрез агрегиране; г) минималният размер на офертата не може да надвишава 100 kW, включително чрез агрегиране; д) договорите за продукт за ограничаване на върховото потребление не се сключват повече от една седмица преди неговото използване; е) използването продукта за ограничаване на върховото потребление не трябва да намалява междузоновия преносен капацитет; ж) използването на продукта за ограничаване на върховото потребление се извършва преди или в пазарния времеви интервал за ден напред и може да се извърши въз основа на предварително определена цена на електроенергията; з) използването на продукта за ограничаване на върховото потребление не трябва да предполага започване на производство на основата на изкопаеми горива след точката на измерване, за да се избегне увеличаването на емисиите на парникови газове. 5. Действителното намаляване на потреблението в резултат на използването на продукт за ограничаване на върховото потребление се измерва спрямо базова стойност, отразяваща очакваното потребление на електроенергия без използването на продукта за ограничаване на върховото потребление. Когато системен оператор получи продукт за ограничаване на върховото потребление, той разработва базова методика, след консултация с участниците на пазара, взема предвид, когато е приложимо, акта за изпълнение, приет съгласно член 59, параграф 1, буква д), и я представя на съответния регулаторен орган за одобрение. 6. Съответният регулаторен орган одобрява предложението на системните оператори, които желаят да получат продукт за ограничаване на върховото потребление, и базовата методика, представена в съответствие с параграфи 2 и 5, или изисква от системните оператори да изменят предложението или базовата методика, когато това предложение или тази методика не отговарят на изискванията, предвидени в параграфи 2, 4 и 5. 7. До шест месеца след края на кризата, свързана с цените на електроенергията, на регионално равнище или на равнището на целия Съюз, посочена в параграф 1, ACER, след консултация със заинтересованите страни, оценява въздействието, което използването на продукти за ограничаване на върховото потребление оказва върху пазара на електроенергия в Съюза. При тази оценка се отчита необходимостта продуктите за ограничаване на върховото потребление да не водят до необосновано нарушаване на функционирането на пазарите на електроенергия, нито до пренасочване на услугите за оптимизация на потреблението към продукти за ограничаване на върховото потребление. ACER може да отправя препоръки, които регулаторните органи вземат предвид в своята оценка съгласно параграф 3. 8. До 30 юни 2025 г. ACER, след консултация със заинтересованите страни, оценява въздействието, което разработването на продукти за ограничаване на върховото потребление оказва върху пазара на електроенергия в Съюза при нормални пазарни условия. При тази оценка се отчита необходимостта продуктите за ограничаване на върховото потребление да не водят до необосновано нарушаване на функционирането на пазарите на електроенергия, нито до пренасочване на услугите за оптимизация на потреблението към продукти за ограничаване на върховото потребление. Въз основа на извършената оценка, Комисията може да представи законодателно предложение за изменение на настоящия регламент с цел въвеждането на продукти за ограничаване на върховото потребление извън кризисни ситуации, свързани с цените на електроенергията, на регионално равнище или на равнището на целия Съюз. Член 7б Специален измервателен уред 1. Без да се засяга член 19 от Директива (ЕС) 2019/944, операторите на преносни системи, операторите на разпределителни системи и съответните участници на пазара, включително независимите доставчици на агрегирани услуги, могат да използват, след съгласието на крайния клиент, данни от специални измервателни уреди за осигуряване на наблюдение и уреждане на услугите за оптимизация на потреблението и услугите за гъвкавост, включително от съоръжения за съхраняване на енергия. За целите на настоящия член при използването на данни от специални измервателни уреди се спазват членове 23 и 24 от Директива (ЕС) 2019/944 и другото приложимо право на Съюза, включително в областта на защитата на данните и неприкосновеността на личния живот, по-специално Регламент (ЕС) 2016/679 на Европейския парламент и на Съвета ( 3 ). Когато тези данни се използват за научноизследователски цели, информацията се обобщава и анонимизира. 2. Когато даден краен клиент не разполага с монтиран интелигентен измервателен уред или когато интелигентният измервателен уред на краен клиент не дава необходимите данни за предоставяне на услуги за оптимизация на потреблението или услуги за гъвкавост, включително чрез независим доставчик на агрегирани услуги, операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи приемат данните от специалния измервателен уред, ако има такъв, за уреждане на услугите за оптимизация на потреблението и услугите за гъвкавост, включително съхраняване на енергия, и не дискриминират този краен клиент при възлагането на поръчки за услуги за гъвкавост. Това задължение се прилага при спазване на правилата и изискванията, установени от държавите членки съгласно параграф 3. 3. Държавите членки установяват правилата и изискванията за процес на валидиране на данните от специални измервателни уреди, за да се провери и гарантира качеството и последователността на съответните данни, както и оперативната съвместимост, в съответствие с членове 23 и 24 от Директива (ЕС) 2019/944 и другото приложимо право на Съюза. ▼B Член 8 Търговия на пазарите за ден напред и в рамките на деня ▼M2 1. НОПЕ позволяват на участниците на пазара да търгуват с енергия възможно най-близо до реално време и най-малко до момента на затварянето на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня. От 1 януари 2026 г. времето на затваряне на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня трябва да е не повече от 30 минути преди реалното време. 1а. Съответният регулаторен орган може, по искане на съответния оператор на преносна система, да предостави дерогация до 1 януари 2029 г. от изискването, предвидено в параграф 1. Операторът на преносна система подава искането до съответния регулаторен орган. Искането трябва да включва: a) оценка на въздействието, в която се отчита обратната информация, получена от съответните НОПЕ и участниците на пазара, и се доказва отрицателното въздействие на мярката върху сигурността на доставките в националната електроенергийна система, икономическата ефективност, включително по отношение на съществуващите платформи за балансиране в съответствие с Регламент (ЕС) 2017/2195, както и върху интегрирането на енергия от възобновяеми източници и емисиите на парникови газове; и б) план за действие за съкращаване на времето за затваряне на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на 30 минути преди реалното време в срок до 1 януари 2029 г. 1б. Регулаторният орган може, по искане на съответния оператор на преносна система, да предостави допълнителна дерогация от изискването, предвидено в параграф 1, за максимален срок от две години и половина, считано от крайната дата на предвидения в параграф 1а срок. До 30 юни 2028 г. съответният оператор на преносна система подава искането до съответния регулаторен орган, до ЕМОПС за електроенергия и до ACER. Искането трябва да включва: a) нова оценка на въздействието, в която се отчита обратната информация, получена от участниците на пазара и съответните НОПЕ, и се обосновава необходимостта от допълнителна дерогация въз основа на рисковете за сигурността на доставките в националната електроенергийна система, икономическата ефективност, интегрирането на енергия от възобновяеми източници и емисиите на парникови газове; и б) преразгледан план за действие за съкращаване на времето за затваряне на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня до 30 минути преди реалното време до датата, от която се иска удължаване на срока, и не по-късно от датата, поискана за целите на дерогацията. ACER приема становище относно трансграничното въздействие на допълнителната дерогация в срок от 6 месеца от получаването на искане за допълнителна дерогация. Съответният регулаторен орган взема предвид това становище, преди да вземе решение по искането за допълнителна дерогация. 1в. До 1 декември 2027 г. Комисията, след консултация с НОПЕ, ЕМОПС за електроенергия, ACER и съответните заинтересовани страни, представя на Европейския парламент и на Съвета доклад, в който оценява въздействието от съкращаването на времето за затваряне на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня, предвидено съгласно настоящия член, разходите и ползите, осъществимостта и практическите решения за по-нататъшното му съкращаване, за да се даде възможност на участниците на пазара да търгуват с енергия възможно най-близо до реалното време. В доклада се разглежда въздействието върху сигурността на електроенергийните системи, икономическата ефективност, ползите за интегрирането на енергия от възобновяеми източници и за намаляването на емисиите на парникови газове. ▼B 2. НОПЕ предоставят на участниците на пазара възможност да търгуват с енергия на времеви интервали, които са поне толкова кратки, колкото е периодът за уреждане на дисбаланса на пазарите както за ден напред, така и в рамките на деня. ▼M2 3. НОПЕ предоставят продукти за търгуване на пазарите за ден напред и в рамките на деня, които са достатъчно малки по размер — с минимален размер на офертата 100 kW или по-малко, за да позволят ефективно участие за оптимизацията на потреблението, съхраняването на енергия и използването в малък мащаб на възобновяеми източници, включително прякото участие от клиентите, както и чрез агрегиране. ▼B 4. Към 1 януари 2021 г. периодът за уреждане на дисбаланса е 15 минути във всички зони за съставяне на графици, освен ако регулаторните органи са предоставили дерогация или освобождаване. Дерогации може да се предоставят само до 31 декември 2024 г. Считано от 1 януари 2025 г., периодът за уреждане на дисбаланса е не повече от 30 минути, когато е предоставено освобождаване от страна на всички регулаторни органи в рамките на дадена синхронна зона. ▼M2 Член 9 Форуърдни пазари 1. В съответствие с Регламент (ЕС) 2016/1719 операторите на преносни системи предоставят дългосрочни права за пренос или прилагат равностойни мерки, за да осигурят на участниците на пазара, включително на собствениците на съоръжения за производство на електроенергия, използващи възобновяема енергия, възможност да хеджират ценовите рискове, освен когато оценката на форуърдния пазар по границите на пазарните зони, извършена от компетентните регулаторни органи, покаже наличието на достатъчно възможности за хеджиране в съответните пазарни зони. 2. Дългосрочните права за пренос се разпределят редовно по прозрачен, пазарен и недискриминационен начин чрез единна платформа за разпределяне. Честотата на разпределяне и падежите на дългосрочната междузонова преносна способност трябва да спомагат за ефективното функциониране на форуърдните пазар на Съюза. 3. Структурата на форуърдните пазар на Съюза трябва да включва необходимите инструменти за подобряване на способността на участниците на пазара да хеджират ценовите рискове в рамките на вътрешния пазар на електроенергия. 4. До 17януари 2026 г. Комисията, след консултация със съответните заинтересовани страни, прави оценка на въздействието на възможните мерки за постигане на целта, посочена в параграф 3. Тази оценка на въздействието обхваща, наред с другото: a) възможни промени в честотата на разпределяне на дългосрочните права за пренос; б) възможни промени в падежите на дългосрочните права за пренос, по-специално падежите, удължени до най-малко три години; в) възможни промени в естеството на дългосрочните права за пренос; г) начини за укрепване на вторичния пазар; и д) възможното въвеждане на регионални виртуални центрове за форуърдния пазар. 5. По отношение на регионалните виртуални центрове за форуърдния пазар, оценката на въздействието, направена съгласно параграф 4, обхваща следното: a) подходящия географски обхват на регионалните виртуални центрове, включително пазарните зони, които биха били включени в състава на тези центрове, и специфичната ситуация на пазарните зони, спадащи към два или повече виртуални центъра, с цел максимално увеличаване на ценовата взаимовръзка между референтните цени и цените на пазарните зони, включени в състава на регионалните виртуални центрове; б) степента на междусистемна електроенергийна свързаност между държавите членки, и по-специално за онези държави членки, които не са постигнали целите за междусистемна електроенергийна свързаност за 2020 и 2030 г., определени в член 4, буква г), точка 1 от Регламент (ЕС) 2018/1999 на Европейския парламент и на Съвета ( 4 ); в) методиката за изчисляване на референтните цени за регионалните виртуални центрове за форуърдния пазар с цел максимално увеличаване на ценовата взаимовръзка между референтната цена и цените на пазарните зони, включени в състава на регионален виртуален център; г) възможността пазарните зони да бъдат част от повече от един регионален виртуален център; д) начини за максимално увеличаване на възможностите за търговия с продукти за хеджиране, отнасящи се до регионалните виртуални центрове за форуърдния пазар, както и за дългосрочни права за пренос от пазарните зони до регионалните виртуални центрове; е) начините да се гарантира, че единната платформа за разпределяне, посочена в параграф 2, осигурява разпределяне и улеснява търговията с дългосрочни права за пренос; ж) последиците на вече съществуващите междуправителствени споразумения и на правата по тях. 6. Въз основа на резултатите от оценката на въздействието, посочена в параграф 4 от настоящия член, до 17 юли 2026 г. Комисията приема акт за изпълнение за конкретизиране на мерките и инструментите за постигане на целите, посочени в параграф 3 от настоящия член, и конкретните характеристики на тези мерки и инструменти. Този акт за изпълнение се приема в съответствие с процедурата по разглеждане, посочена в член 67, параграф 2. 7. Единната платформа за разпределяне, създадена в съответствие с Регламент (ЕС) 2016/1719, служи като структура, която осигурява разпределянето и улеснява търговията с дългосрочни права за пренос от името на операторите на преносни системи. Тя има правната форма, посочена в приложение II към Директива (ЕС) 2017/1132 на Европейския парламент и на Съвета ( 5 ). 8. Когато компетентен регулаторен орган счита, че участниците на пазара не разполагат с достатъчно възможности за хеджиране, той може, след консултация със съответните компетентни органи, определени съгласно член 67 от Директива 2014/65/ЕС на Европейския парламент и на Съвета ( 6 ), в случай че форуърдните пазари се отнасят до финансови инструменти, определени в член 4, параграф 1, точка 15 от същата директива, да изиска от енергийните борси или операторите на преносни системи да приложат допълнителни мерки, като например дейности по поддържане на пазара, за да подобрят ликвидността на форуърдните пазари. 9. При спазване на правото на Съюза в областта на конкуренцията и на регламенти (ЕС) № 648/2012 ( 7 )и (ЕС) № 600/2014 ( 8 ) на Европейския парламент и на Съвета и на Директива 2014/65/ЕС, пазарните оператори могат да разработват форуърдни продукти за хеджиране, включително дългосрочни форуърдни продукти за хеджиране, за да осигурят на участниците на пазара, включително собствениците на съоръжения за производство на електроенергия, използващи възобновяеми енергийни източници, подходящи възможности за хеджиране на финансови рискове срещу колебания на цените. Държавите членки не изискват тази дейност по хеджиране да може да бъде ограничена до сделки в рамките на една държава членка или пазарна зона. ▼B Член 10 Технически ограничения за офериране 1. Цената на едро на електроенергията не се ограничава нито с максимално, нито с минимално допустима стойност. Настоящата разпоредба се прилага, наред с другото, за офериране и клиринг за всички срокове за търгуване и включва цените за балансираща енергия и дисбаланси без това да засяга техническите ограничения на цените, които може да се приложат в рамките на времевия интервал за балансиране и за ден напред и в рамките на деня, в съответствие с параграф 2. 2. НОПЕ могат да прилагат хармонизирани ограничения за максималните и минималните клирингови цени за сроковете за търгуване за ден напред или в рамките на деня. Тези ограничения са достатъчно високи, за да не ограничават ненужно търговията, хармонизирани в рамките на вътрешния пазар и отчитат максималната стойност на загубите от прекъсване на електроснабдяването. НОПЕ прилагат прозрачен механизъм за своевременно автоматично адаптиране на техническите ограничения за офериране, в случай че се очаква определените ограничения да бъдат достигнати. Адаптираните по-високи ограничения продължават да бъдат приложими, докато възникне необходимост от допълнителни увеличения съгласно посочения механизъм. 3. Операторите на преносни системи не предприемат никакви мерки с цел промяна на цените на едро. 4. Регулаторните органи или, когато дадена държава членка е определила друг компетентен орган за тази цел, такива посочени компетентни органи определят политики и мерки, прилагани на територията им, които биха могли да допринасят за непряко ограничаване на формирането на цените на едро, включително ограничаване на офертите за покупка във връзка с активирането на балансираща енергия, механизми за осигуряване на капацитет, мерки от страна на операторите на преносни системи, мерки в противодействие на резултатите от действието на пазара или за предотвратяване на злоупотребата с господстващо положение или неефикасно определени пазарни зони. 5. Когато регулаторен орган или посочен компетентен орган определи политика или мярка, която би могла да послужи за ограничаване на формирането на цените на едро, тя предприема всички подходящи действия, за да премахне или, ако това е невъзможно, да ограничи въздействието на тази политика или мярка върху пазарното поведение. Държавите членки представят на Комисията доклад до 5 януари 2020 г. с подробности за мерките и действията, които са предприели или възнамеряват да предприемат. Член 11 Стойност на загубите от прекъсване на електроснабдяването 1. До 5 юли 2020 г., когато е необходимо с цел установяване на норма за надеждност в съответствие с член 25, регулаторните органи или, когато дадена държава членка е посочила друг компетентен орган за тази цел, такива посочени компетентни органи установяват единна оценка за стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването за тяхната територия. Тази оценка се предоставя публично. Регулаторните органи или други посочени компетентни органи могат да установят различни оценки по пазарни зони, ако на тяхната територия има повече от една пазарна зона. В случай че една пазарна зона се състои от териториите на повече от една държава членка, съответните регулаторни органи или други посочени компетентни органи определят единна оценка за стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването за тази пазарна зона. За определяне на единната оценка за стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването регулаторните органи или други посочени компетентни органи прилагат методиката, посочена в член 23, параграф 6. 2. Регулаторните органи и посочените компетентни органи актуализират своята оценка за стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването най-малко на всеки пет години или по-рано, ако констатират значителна промяна. Член 12 Диспечиране на производството на електроенергия и на оптимизацията на потреблението 1. Диспечирането на съоръженията за производство на електроенергия и на оптимизацията на потреблението трябва да са недискриминационни, прозрачни и освен ако е предвидено друго съгласно параграфи 2 — 6, на пазарен принцип. 2. Без да се засягат членове 107, 108 и 109 от ДФЕС, държавите членки гарантират, че когато диспечират инсталации за производство на електроенергия, операторите на системи дават приоритет на инсталациите за производство, използващи възобновяеми енергийни източници, доколкото това се позволява от сигурната експлоатация на националната електроенергийна система, въз основа на прозрачни и недискриминационни критерии и когато такива съоръжения за производство на електроенергия представляват едно от следните: а) съоръжения за производство на електроенергия, които използват възобновяеми енергийни източници и притежават инсталирана генерираща мощност под 400 kW; или б) демонстрационни проекти за иновативни технологии, подлежащи на одобрение от регулаторния орган, при условие, че този приоритет е ограничен до срока и обхвата, необходими за постигането на демонстрационните цели. 3. Дадена държава членка може да реши да не прилага приоритетното диспечиране спрямо съоръженията за производство на електроенергия съгласно посоченото в параграф 2, буква а) с начало на експлоатация най-малко шест месеца след това решение или да прилага по-нисък минимален капацитет от установения съгласно параграф 2, буква а), при условие че: а) разполага с добре функциониращи пазари в рамките на деня и с други пазари на едро и балансиращи пазари и при условие, че тези пазари са напълно достъпни за всички участници на пазара в съответствие с настоящия регламент; б) правилата за повторно диспечиране и управлението на претоварването са прозрачни за всички участници на пазара; в) националният принос на държавата членка към обвързващата обща цел на Съюза за дял на енергията от възобновяеми източници съгласно член 3, параграф 2 от Директива (ЕС) 2018/2001 на Европейския парламент и на Съвета ( 9 ) и член 4, буква а), точка 2) от Регламент (ЕС) 2018/1999 на Европейския парламент и на Съвета ( 10 ) е най-малко равен на съответния резултат от формулата, посочена в приложение II към Регламент (ЕС) 2018/1999, а делът на държавата членка в енергията от възобновяеми източници не е под референтните равнища за него по член 4, буква а), точка 2) от Регламент (ЕС) 2018/1999, или като алтернатива, делът на енергията от възобновяеми източници на държавата членка в брутното крайно потребление на електроенергия е най-малко 50 %; г) държавата членка е уведомила Комисията за планираната дерогация, като е описала подробно как са изпълнени условията, посочени в букви а, б) и в); и д) държавата членка е публикувала планираната дерогация, включително подробната обосновка за предоставянето на тази дерогация, като взема надлежно предвид защитата на търговската информация с чувствителен характер, когато това се изисква. Всяка дерогация трябва да избягва промени с обратна сила, които се отразяват на инсталации за производство, които вече се възползват от приоритетното диспечиране, независимо от всякакво споразумение между дадена държава членка и инсталация за производство на доброволна основа. Без да се засягат членове 107, 108 и 109 от ДФЕС, държавите членки могат да предоставят стимули за инсталации, отговарящи на условията за приоритетно диспечиране, да се откажат доброволно от приоритетно диспечиране. 4. Без да се засягат членове 107, 108 и 109 от ДФЕС, държавите членки могат да предвидят приоритетно диспечиране за електроенергията, произведена в съоръжения за производство на електроенергия, използващи високоефективно комбинирано производство на енергия с инсталирана генерираща мощност под 400 kW. 5 По отношение на съоръженията за производство на електроенергия, пуснати в експлоатация от 1 януари 2026 г., параграф 2, буква а) се прилага само за съоръжения за производство на електроенергия, които използват възобновяеми енергийни източници и разполагат с инсталирана генерираща мощност под 200 kW. 6. Без да се засягат договорите, сключени преди 4 юли 2019 г., съоръженията за производство на електроенергия, които използват възобновяеми енергийни източници или високоефективно комбинирано производство на енергия и са пуснати в експлоатация преди 4 юли 2019 г. и при пускането си в експлоатация са подлежали на приоритетно диспечиране съгласно член 15, параграф 5 от Директива 2012/27/ЕС или член 16, параграф 2 от Директива 2009/28/ЕО на Европейския парламент и на Съвета ( 11 ), продължават да се ползват от приоритетно диспечиране. Приоритетното диспечиране не се прилага повече от датата, на която съоръжението за производство на електроенергия бъде подложено на значителни изменения, като това е валидно най-малкото когато се изисква ново споразумение за присъединяване или при увеличаване на производствения капацитет. 7. Приоритетното диспечиране не застрашава сигурната експлоатация на електроенергийната система и не се използва като оправдание за ограничаване на междузоновите капацитети свръх предвиденото в член 16 и трябва да се основава на прозрачни и недискриминационни критерии. Член 13 Повторно диспечиране 1. Повторното диспечиране на производството на електроенергия и повторното диспечиране на оптимизацията на потреблението се осъществяват въз основа на обективни, прозрачни и недискриминационни критерии. Повторното диспечиране е достъпно за всички технологии за производство, всяко съхраняване на енергия и всяка оптимизация на потреблението, включително за тези, разположени в други държави членки, освен ако това е технически невъзможно. 2. Повторно диспечираните ресурси се подбират измежду съоръженията за производство, за съхраняване на енергия или за оптимизация на потреблението, като се използват пазарни механизми и се компенсират финансово. Офертите за балансираща енергия, използвани за повторно диспечиране, не определят балансираща цена на енергията. 3. Повторно диспечиране на производството, съхраняването на енергия и оптимизацията на потреблението на непазарен принцип може да се използва само ако: а) липсва пазарна алтернатива; б) всички налични на пазара ресурси са изчерпани; в) броят на наличните съоръжения за производство, съхраняване на енергия или оптимизация на потреблението е твърде малък за осигуряването на ефективна конкуренция в зоната, в която са разположени подходящи съоръжения за предоставяне на услугата; или г) текущото състояние на електроенергийната мрежа води до претоварване по толкова обичаен и предвидим начин, че повторното диспечиране на пазарен принцип би довело до редовно стратегическо офериране, което би повишило степента на вътрешното претоварване, а съответната държава членка или е приела план за действие за справяне с това претоварване, или гарантира, че минималният наличен капацитет за междузонова търговия е в съответствие с член 16, параграф 8. 4. Съответните оператори на преносни системи и оператори на разпределителни системи представят доклад най-малко веднъж годишно на компетентния регулаторен орган относно: а) степента на развитие и ефективност на пазарните механизми за повторно диспечиране на съоръженията за производство на електроенергия, съхраняване на енергия и оптимизация на потреблението; б) основанията, обемите в MWh и вида производствен ресурс, които подлежат на повторно диспечиране; в) предприетите мерки за намаляване на необходимостта от понижаващо повторно диспечиране на инсталации за производство, използващи възобновяеми енергийни източници или високоефективно комбинирано производство на енергия в бъдеще, включително инвестициите в цифровизирането на мрежовата инфраструктура и в услуги, увеличаващи гъвкавостта. Регулаторният орган предава доклада на ACER и публикува обобщение на данните, посочени в първа алинея, букви а), б) и в) заедно с препоръки за подобряване, когато е необходимо. 5. При спазване на изискванията, отнасящи се за поддържането на надеждността и безопасността на мрежата, въз основа на установените от регулаторните органи критерии, операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи: а) гарантират способността на преносните и разпределителните мрежи да пренасят електроенергия, произведена от възобновяеми енергийни източници или получена от високоефективно комбинирано производство на енергия, с минимално възможно повторно диспечиране, което не трябва да пречи при мрежовото планиране да се има предвид ограничено повторно диспечиране, когато операторът на преносни системи или операторът на разпределителни системи може да демонстрира по прозрачен начин, че това е икономически по-ефективно и не превишава 5 % от годишното производство на електроенергия от инсталации, които използват възобновяеми енергийни източници и които са свързани пряко със съответната си мрежа, освен ако е предвидено друго от държава членка, в която електричеството, получено от съоръжения за производство на електроенергия, използващо възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство на енергия, представлява над 50 % от годишното брутно крайно потребление на електроенергия; б) предприемат подходящи оперативни мерки във връзка с мрежата и пазара, за да сведат до минимум понижаващото повторно диспечиране на електроенергия, произведена от възобновяеми енергийни източници или получена от високоефективно комбинирано производство на енергия; в) гарантират, че мрежите им са достатъчно гъвкави, така че да могат да ги управляват. 6. Когато се използва понижаващо повторно диспечиране на непазарен принцип, се прилагат следните принципи: а) съоръженията за производство на електроенергия, използващи възобновяеми енергийни източници, подлежат на понижаващо повторно диспечиране само когато липсва друга алтернатива или други решения биха довели до значителни прекомерни разходи или сериозни рискове за мрежовата сигурност; б) електроенергията, произведена в процес на високоефективно комбинирано производство, подлежи на понижаващо повторно диспечиране само когато липсва друга алтернатива, различна от понижаващо повторно диспечиране на съоръженията за производство на електроенергия, използващи възобновяеми енергийни източници, или когато други решения биха довели до прекомерни разходи или сериозни рискове за мрежовата сигурност; в) електроенергията собствено производство от инсталации за производство, използващи възобновяеми енергийни източници или високоефективно комбинирано производство на енергия, която не се подава на преносната или разпределителната мрежа, не подлежи на понижаващо повторно диспечиране, освен ако няма друго решение за решаване на проблеми с мрежовата сигурност; г) понижаващото повторно диспечиране съгласно букви а), б) и в) се обосновава надлежно и прозрачно. Обосновката се включва в доклада по параграф 3. 7. Когато се използва повторно диспечиране на непазарен принцип, то подлежи на финансова компенсация от страна на системния оператор, поискал повторното диспечиране, предназначена за оператора на повторно диспечирано съоръжение за производство, съхраняване на енергия или оптимизация на потреблението, освен в случай на производители, които са приели споразумение за присъединяване което не предвижда гаранция за постоянното доставяне на електроенергията. Такава финансовата компенсация е най-малко равна на по-голямата от стойностите на следните елементи или на комбинация от двата, ако прилагането само на по-голямата стойност би довело до необосновано ниска или необосновано висока компенсация: а) допълнителни оперативни разходи, причинени от повторното диспечиране – например допълнителни разходи за гориво в случай на повишаващо повторно диспечиране или за поемане на топлинната енергия в случай на понижаващо повторно диспечиране на съоръжения за производство на електроенергия с използване на високоефективно комбинирано производство на енергия; б) нетните приходи от продажбата на пазара за ден напред на електроенергията, която съоръжението за производство, съхраняване на енергия или оптимизация на потреблението би произвело в отсъствие на искането за повторно диспечиране; когато се предоставя финансова подкрепа за съоръжения за производство на електроенергия, съхраняване на енергия или оптимизация на потреблението въз основа на количеството произведена или консумирана електроенергия, финансовата подкрепа, която би била получена без искането за повторно диспечиране, се счита за част от нетните приходи. ГЛАВА III ДОСТЪП ДО МРЕЖАТА И УПРАВЛЕНИЕ НА ПРЕТОВАРВАНЕТО РАЗДЕЛ 1 Разпределяне на капацитета Член 14 Преглед на пазарните зони 1. Държавите членки предприемат всички необходими мерки за преодоляване на претоварванията. Границите на пазарните зони се определят въз основа на дългосрочните структурни претоварвания в преносната мрежа. Пазарните зони не съдържат такива структурни претоварвания, освен ако те нямат никакво въздействие върху съседни пазарни зони или, като временно освобождаване, тяхното въздействие върху съседните пазарни зони се смекчава чрез прилагането на коригиращи действия и тези структурни претоварвания не водят до намаляване на междузоновия капацитет за търговия в съответствие с изискванията на член 16. Конфигурацията на пазарните зони в Съюза се проектира по такъв начин, че максимално да се увеличи икономическата ефективност и максимално да се увеличат възможностите за междузонова търговия в съответствие с член 16, като същевременно се запази сигурността на доставките. 2. На всеки три години ЕМОПС за електроенергия докладва относно структурни претоварвания и други големи физически претоварвания между и в рамките на пазарните зони, включително местоположението и честотата на тези претоварвания, в съответствие с насоките относно разпределянето на капацитета и управлението на претоварването, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009. Този доклад съдържа оценка на това дали капацитетът за междузонова търговия е достигнал линейната траектория съгласно член 15 или минималния капацитет съгласно член 16 от настоящия регламент. 3. С оглед да се осигури оптимална конфигурация на пазарните зони, се извършва преглед на пазарните зони. Въпросният преглед открива всички структурни претоварвания и включва анализ на различни конфигурации на пазарните зони по координиран начин с участието на засегнатите заинтересовани страни от всички съответни държави членки в съответствие с насоките относно разпределянето на капацитета и управлението на претоварването, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009. Съществуващите пазарни зони се оценяват въз основа на способността им да създадат надеждна пазарна среда, включително гъвкаво производство на електроенергия и капацитет на електроснабдяването, което е от съществено значение за избягването на затрудненията в електроенергийната мрежа, балансирането на търсенето и предлагането на електроенергия и осигуряването на сигурността на инвестициите в мрежовата инфраструктура в дългосрочен план. 4. За целите на настоящия член и на член 15 от настоящия регламент съответните държави членки, оператори на преносни системи или регулаторни органи са онези държави членки, оператори на преносни системи или регулаторни органи, които участват в прегледа на конфигурацията на пазарните зони, както и онези, които се намират в същия регион на изчисляване на капацитета съгласно насоките относно разпределянето на капацитета и управлението на претоварването, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009. 5. До 5 октомври 2019 г. всички относими оператори на преносни системи представят за одобрение на съответните регулаторни органи предложение за методиката и допусканията, които трябва да бъдат използвани в процеса на преглед на пазарната зона и за алтернативните конфигурации на пазарните зони, които трябва да бъдат разгледани. Съответните регулаторни органи вземат единодушно решение по предложението в срок от 3 месеца от представянето на предложението. В случай че регулаторните органи не могат да вземат единодушно решение по предложението в този срок, в срок от още три месеца, ACER взема решение относно методиката и допусканията, и относно алтернативните конфигурации на пазарните зони, които трябва да бъдат разгледани. Методиката се основава на структурни претоварвания, които не се очаква да бъдат преодолени в рамките на следващите три години, при надлежно отчитане на осезаемия напредък по проекти за развитие на инфраструктурата, които се очаква да бъдат реализирани в рамките на следващите три години. 6. Въз основа на методиката и допусканията, одобрени съгласно параграф 5, и не по-късно от 12 месеца след одобряването на методиката и допусканията съгласно параграф 5, операторите на преносни системи, участващи в прегледа на пазарните зони, представят съвместно предложение до съответните държави членки или техните определени компетентни органи за изменение или запазване на конфигурацията на пазарните зони. Други държави членки, договарящи се страни от Енергийната общност или други трети държави, споделящи една и съща синхронна зона с някоя от съответните държавите членки могат да представят коментари. 7. Когато бъде установено структурно претоварване в доклад съгласно параграф 2 от настоящия член или в преглед на пазарната зона съгласно настоящия член или от един или повече оператори на преносна система в техните контролни зони в доклад, одобрен от компетентния регулаторен орган, държавата членка с установено структурно претоварване, в сътрудничество със своите оператори на преносни системи, взема решение в рамките на шест месеца от получаване на доклада за създаване на национални или многонационални планове за действие съгласно член 15 или за преразглеждане и изменение на конфигурацията на своята пазарна зона. Комисията и ACER се уведомяват незабавно за тези решения. 8. Що се отнася до тези държави членки, които са избрали да изменят конфигурацията на пазарните зони съгласно параграф 7, съответните държави членки постигат единодушно решение в срок до шест месеца след уведомяването, посочено в параграф 7. Другите държави членки могат да изпратят коментари до съответните държави членки, които следва да отчетат тези коментари при вземането на своето решение. Решението се мотивира и Комисията и ACER се уведомяват за него. В случай че съответните държави членки не успеят да постигнат единодушно решение в рамките на посочения шест месечен срок, те незабавно уведомяват Комисията за това. Като крайна мярка, в срок от шест месеца след получаването на такова уведомление и след консултация с ACER, Комисията приема решение дали да бъде изменена или запазена конфигурацията на пазарната зона в тези държави членки и между тях. 9. Държавите членки и Комисията се консултират със съответните заинтересовани страни, преди да приемат решение по настоящия член. 10. Във всяко решение, прието по настоящия член, се определя датата за осъществяване на дадена промяна. Въпросната дата за осъществяване трябва да съчетава необходимостта от навременност със съображения за практичност, включително за форуърдна търговия с електроенергия. В решенията може да се предвидят подходящи преходни разпоредби. 11. Ако се извършват допълнителни прегледи на пазарните зони съгласно насоките относно разпределянето на капацитета и управлението на претоварването, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009, се прилага настоящият член. Член 15 Планове за действие 1. След приемането на решение по член 14, параграф 7 държавата членка, в която е установено структурно претоварване, разработва план за действие в сътрудничество със своя регулаторен орган. Този план за действие съдържа конкретен график за приемане на мерки за намаляване на установените структурни претоварвания в срок от не повече от 4 години след приемането на решението съгласно член 14, параграф 7. 2. Независимо от конкретния напредък във връзка с плана за действие, държавите членки гарантират, че без да се засяга дерогацията, предоставена съгласно член 16, параграф 9 или отклоненията по член 16, параграф 3, капацитетът за междузонова търговия се увеличава на годишна база докато бъде достигнат минималния капацитет, предвиден в член 16, параграф 8. Този минимален капацитет се достига до 31 декември 2025 г. Посочените годишни увеличения се постигат посредством линейна траектория. Началната точка на тази траектория е или капацитетът, разпределен на границата или по критичните мрежови елементи в годината преди приемането на плана за действие, или средното равнище за трите години преди приемането на плана за действие, като се взема по-високата стойност. Държавите членки гарантират, че по време на изпълнението на техните планове за действие, капацитетът, предоставен за междузонова търговия, който да е в съответствие с член 16, параграф 8, е поне равен на стойностите на линейната траектория, включително като се използват коригиращи действия в региона на изчисляване на капацитета. 3. Разходите за коригиращи действия, необходими за достигане на посочената в параграф 2 линейна траектория или за предоставяне на междузонов капацитет на границите или по критичните мрежови елементи, засегнати от плана за действие, се поемат от държавата членка или държавите членки, изпълняващи плана за действие. 4. Всяка година, по време на изпълнението на плана за действие и в срок от шест месеца от изтичането, съответните оператори на преносни системи оценяват за предходните 12 месеца дали наличният трансграничен капацитет е достигнал линейната траектория или, от 1 януари 2026 г. — дали са постигнати минималните капацитети, предвидени в член 16, параграф 8. Те представят своите оценки на ACER и на съответните регулаторни органи. Преди да изготвят доклада, всеки оператор на преносна система представя своя принос за доклада, включително всички свързани с това данни, на своя регулаторен орган за одобрение. 5. Що се отнася до държавите членки, за които посочените в параграф 4 оценки показват, че даден оператор на преносна система не е спазил линейната траектория, съответните държави членки вземат единодушно решение, в срок от шест месеца от получаването на посочения в параграф 4 доклад за оценка, дали да изменят или да запазят конфигурацията на пазарната зона в тези държави членки и между тях. В своето решение съответните държави членки отчитат представените от други държави членки коментари. Решението на съответните държави членки е мотивирано и Комисията и ACER се уведомяват за него. Съответните държави незабавно уведомяват Комисията ако не успеят да вземат единодушно решение в рамките на определения срок. Като крайна мярка и след консултация с ACER и съответните заинтересовани страни, в срок от шест месеца след получаването на такова уведомление Комисията приема решение дали да изменени или да запази конфигурацията на пазарната зона в тези държави членки и между тях. 6. Шест месеца преди изтичане на плана за действие държавите членки с установено структурно претоварване вземат решение дали да се справят с оставащото претоварване посредством изменение на своята пазарна зона или да отстранят останалите вътрешни претоварвания чрез коригиращи действия, за които те покриват разходите. 7. Ако в срок от шест месеца след установяване на структурно претоварване по член 14, параграф 7 не е изготвен план за действие, съответните оператори на преносни системи в срок от 12 месеца след установяването на такова структурно претоварване правят оценка дали наличният трансграничен капацитет е достигнал минималните капацитети, предвидени в член 16, параграф 8 през предходните 12 месеца и представят доклад за оценка на съответните регулаторни органи и на ACER. Преди да изготвят доклада, всеки оператори на преносна система представя своя принос за доклада, включително всички свързани с това данни, на своя регулаторен орган за одобрение. Ако оценката покаже, че даден оператор на преносна система не е спазил минималния капацитет се прилага процесът на вземане на решения, определен в параграф 5 от настоящия член. Член 16 Общи принципи на разпределяне на капацитета и управление на претоварването 1. Към проблемите, свързани с претоварване на мрежата, се подхожда с недискриминационни пазарно обусловени решения, които подават ефикасни икономически сигнали към участниците на пазара и операторите на преносни системи. Проблемите, свързани с претоварването на мрежата, се решават чрез методи, които не са свързани със сделки, а именно методи, които не включват подбор между договорите с индивидуалните участници на пазара. Когато операторът на преносна система предприема оперативни мерки, за да гарантира, че неговата преносна система остава в нормално състояние, той отчита въздействието на тези мерки върху съседни контролни зони и координира такива мерки с операторите на други засегнати преносни системи, както е предвидено в Регламент (ЕС) 2015/1222. 2. Процедури за ограничаване на сделките се прилагат само при извънредни ситуации, а именно когато операторът на преносна система трябва да действа експедитивно и повторното диспечиране или насрещната търговия не са възможни. Такива процедури се прилагат по недискриминационен начин. Освен в случаи на непреодолима сила участниците на пазара, на които е разпределен капацитет, се компенсират за подобно ограничаване. 3. Регионалните координационни центрове извършват координирано изчисляване на капацитета в съответствие с параграфи 4 и 8 от настоящия член, съгласно предвиденото в член 37, параграф 1, буква а) и в член 42, параграф 1. Регионалните координационни центрове изчисляват междузоновите капацитети, като спазват ограниченията за експлоатационна сигурност, като използва данни от операторите на преносни системи, включително данни относно техническата възможност за коригиращи действия, които не включват прекъсване на захранването. Когато регионалните координационни центрове стигнат до заключението, че тези налични коригиращи действия в региона за изчисляване на капацитета или между регионите за изчисляване на капацитета не са достатъчни за достигане на линейната траектория съгласно член 15, параграф 2 или минималните капацитети, предвидени в настоящия член, като същевременно се спазват границите за експлоатационна сигурност, като крайна мярка, те могат да определят координирани действия за намаляване на междузоновите капацитети по съответния начин. Операторите на преносни системи могат да се отклоняват от координираните действия по отношение на координираното изчисляване на капацитета и координирания анализ на сигурността само в съответствие с член 42, параграф 2. Три месеца след започването на дейността на регионалните координационни центрове съгласно член 35, параграф 2 от настоящия регламент и на всеки три месеца след това регионалните координационни центрове представят доклад на съответните регулаторни органи и на ACER относно всяко намаляване на капацитета или отклонение от координираните действия съгласно втора алинея, като правят оценка на случаите и дават препоръки, ако е необходимо, относно начините да се избегнат подобни отклонения в бъдеще. Ако ACER заключи, че предпоставките за отклонение съгласно настоящия параграф не са изпълнени или са със структурен характер, ACER представя становище на съответните регулаторни органи и на Комисията. Компетентните регулаторни органи предприемат подходящи действия по отношение на операторите на преносни системи или регионалните координационни центрове съгласно член 59 или член 62 от Директива (ЕС) 2019/944, ако предпоставките за отклонение съгласно настоящия параграф не са изпълнени.. Отклоненията от структурен характер се разглеждат в плана за действие, посочен в член 14, параграф 7, или в актуализация на съществуващ план за действие. 4. На участниците на пазара се предоставя максималното равнище на капацитет на междусистемните електропроводи и на преносните мрежи, засегнати от трансграничния капацитет, като се спазват стандартите за безопасност и сигурна експлоатация на мрежата. Използват се насрещна търговия и повторно диспечиране, включително трансгранично повторно диспечиране, за да се увеличи максимално наличният капацитет с цел достигане на минималните прагове на капацитета, предвидени в параграф 8. За да стане възможно такова максимално увеличение, се прилага координиран и недискриминационен процес за трансгранични коригиращи действия, след като бъде приложена методика за поделяне на разходите за повторното диспечиране и насрещната търговия. 5. Капацитетът се разпределя посредством експлицитни търгове за капацитет или имплицитни търгове, обхващащи както капацитета, така и енергията. И двата метода може да се прилагат едновременно за един и същ междусистемен електропровод. При търговия в рамките на текущия ден се прилага непрекъсваща търговия, която може да бъде допълнена от търгове. 6. Независимо дали се провежда експлицитен или имплицитен търг, в случай на претоварване са успешни валидните най-високи по стойност оферти за мрежов капацитет, които предлагат най-високата стойност за ограничен преносен капацитет за даден срок. Освен в случаите на нови междусистемни електропроводи, които се ползват от изключение съгласно член 7 от Регламент (ЕО) № 1228/2003, член 17 от Регламент (ЕО) № 714/2009 или член 63 от настоящия регламент, при методите за разпределяне на капацитет се забранява определянето на цени за резервиране. 7. Капацитетът се търгува свободно на вторичния пазар, при условие че операторът на преносната система е информиран достатъчно време предварително. Когато операторът на преносната система откаже вторична търговия (сделка), това се съобщава и обяснява ясно и открито от този оператор на всички участници на пазара и регулаторният орган се уведомява за това. 8. Операторите на преносни системи не ограничават обема на междусистемния капацитет, който трябва да бъде на разположение на участниците на пазара като средство за справяне с претоварване в своята собствена пазарна зона или като средство за управление на потоците, получени от сделки, които са вътрешни за пазарните зони. Без да се засяга прилагането на дерогациите съгласно параграфи 3 и 9 от настоящия член и прилагането на член 15, параграф 2, настоящият параграф се счита за спазен, когато са достигнати следните минимални равнища на наличния капацитет за междузонова търговия: а) за граници, използващи подход, основан на координиран нетен преносен капацитет, минималният праг е 70 % от преносния капацитет при спазване на границите за експлоатационна сигурност, като се вземат предвид извънредните ситуации, както са определени в съответствие с насоките относно разпределянето на капацитета и управлението на претоварването, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009; б) за граници, използващи подход, основан на потоците, минималният капацитет е марж, установен в процеса на изчисляване на капацитета като наличен за потоци, породени от междузонов обмен. Маржът е 70 % от капацитета при спазване на границите за експлоатационна сигурност на вътрешните и междузоновте критични мрежови елементи, като се вземат предвид извънредните ситуации, както са определени в съответствие с насоките относно разпределянето на капацитета и управлението на претоварването, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009. Общото количество от 30 % може да се използва за маржове на надеждност, кръгови потоци и вътрешни потоци при всеки критичен мрежови елемент. 9. По искане на операторите на преносни системи в даден регион на изчисляване на капацитета съответните регулаторни органи могат да предоставят дерогация от параграф 8 на предвидими основания, когато това е необходимо за запазване на оперативната сигурност. Такива дерогации, които не са свързани с ограничаване на вече разпределени капацитети съгласно параграф 2, се предоставят за срок не по-дълъг от една година за всеки отделен случай или, при условие че обхватът на дерогацията значително намалее след първата година, до максимум две години. Обхватът на такива дерогации е строго ограничен до необходимото за запазване на оперативната сигурност, като избягват дискриминацията между вътрешния и междузоновия обмен. Преди да предостави дерогация съответният регулаторен орган се консултира с регулаторните органи на другите държави членки, които представляват част от засегнатите региони на изчисляване на капацитета. Когато регулаторният орган е несъгласен с предложената дерогация ACER взема решение дали тя трябва да бъде предоставена съгласно член 6, параграф 10, буква а) от Регламент (ЕС) 2019/942. Причините и мотивите за дерогацията се публикуват. Когато бъде предоставена дерогация, съответните оператори на преносни системи разработват и публикуват методика и проекти, осигуряващи решение в дългосрочен план на проблема, чието разрешение се търси с дерогацията. Дерогацията е валидна до изтичането на нейния срок или до прилагането на решението, като в сила е по-ранната от съответните две дати. 10. Участниците на пазара информират съответните оператори на преносни системи в разумен срок преди съответния експлоатационен период дали възнамеряват да използват разпределения им капацитет. Разпределен капацитет, който няма да бъде използван, се предоставя отново на пазара по открит, прозрачен и недискриминационен начин. 11. Доколкото е технически възможно операторите на преносни системи салдират изискванията за капацитет на който и да е енергиен поток в обратна посока по претоварени междусистемни електропроводи с цел използване на тези електропроводи до максималния им капацитет. При пълно отчитане на сигурността на мрежата, не се отхвърлят сделки, които спомагат за облекчаване на претоварването. 12. Финансовите последствия от неизпълнение на задължения, свързани с разпределянето на капацитет, се покриват от операторите на преносни системи или НОПЕ, които са отговорни за това неизпълнение. Когато участниците на пазара не използват капацитет, който са се задължили да използват, или в случай на капацитет от експлицитен търг не продадат капацитет на вторичния пазар или не върнат своевременно капацитет, тези участници на пазара губят правото върху него и заплащат такса, която отразява разходите. Всички такси, които отразяват разходите за неизползване на капацитет, трябва да са обосновани и пропорционални. Ако оператор на преносна система не изпълни свое задължение за предоставяне на гарантиран преносен капацитет, той носи отговорност за компенсирането на участника на пазара за загубата на права върху капацитет. За тази цел не се вземат предвид последващи загуби. Ключовите понятия и методи за определяне на отговорността при неизпълнение на задълженията се определят предварително по отношение на финансовите последствия и подлежат на преразглеждане от съответния регулаторен орган. 13. При разпределяне на разходите за коригиращи действия между операторите на преносни системи, регулаторните органи анализират до каква степен потоците, произтичащи от вътрешни за пазарните зони операции, допринасят за наблюдаваното претоварване между две пазарни зони, и разпределят разходите въз основа на приноса за претоварването върху операторите на преносни мрежи от пазарните зони, които са създали такива потоци, с изключение на разходите, породени от потоци в резултат на вътрешни за пазарните зони трансакции, които са под равнището, което би могло да се очаква без структурно претоварване в дадена пазарна зона. Това равнище се анализира и определя съвместно от всички оператори на преносни системи в даден регион за изчисляване на капацитета за всяка отделна граница на пазарна зона и подлежи на одобрение от всички регулаторни органи в региона за изчисляване на капацитета. Член 17 Разпределение на междузонов капацитет в сроковете за търгуване 1. Операторите на преносни системи преизчисляват наличния междузонов преносен капацитет най-малко след часовете на затваряне на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет за ден напред и в рамките на деня. Операторите на преносни системи разпределят наличния междузонов преносен капацитет плюс останалия неразпределен междузонов преносен капацитет, както и междузоновия капацитет от предишни разпределения, освободен от притежателите на физически права за пренос, в последващия процес на разпределяне на междузонов преносен капацитет. 2. Операторите на преносни системи предлагат подходяща структура за разпределянето на междузонов капацитет в сроковете за търгуване, включително за ден напред, в рамките на деня и за балансиране. Тази структура на разпределяне подлежи на преразглеждане от съответните регулаторни органи. При изготвяне на предложението си операторите на преносни системи вземат предвид: а) характеристиките на пазарите; б) оперативните условия на електроенергийната система, като например последствията от салдиране на обявени гарантирани графици; в) степента на хармонизиране на нивото на процентите, разпределени на отделните времеви периоди и времевите периоди, приети за различните вече съществуващи механизми за разпределение на междузонов капацитет. 3. Когато е наличен междузонов преносен капацитет след затварянето на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня, операторите на преносни системи използват междузоновия капацитет за обмена на балансираща енергия или за осъществяване на процеса на нетиране на дисбаланса. 4. Когато междузоновият капацитет се разпределя с цел обмен на балансиращ капацитет или поделяне на ресурси съгласно член 6, параграф 8 от настоящия регламент, операторите на преносни системи използват методиките, разработени в мрежовите кодекси и насоките относно балансирането, приети въз основа на член 6, параграф 11 от Регламент (ЕО) № 714/2009. 5. Операторите на преносни системи не увеличават резерва за надеждност, изчислен съгласно Регламент (ЕС) 2015/1222, поради обмена на балансиращ капацитет или съвместното ползване на резерви. РАЗДЕЛ 2 Мрежови такси и приходи от претоварване Член 18 Такси за достъп до мрежите, използване на мрежите и укрепване 1. Таксите, прилагани от операторите на мрежите за достъп до мрежите, включително такси за присъединяване към мрежите, такси за използване на мрежите и когато е приложимо, такси за съответно укрепване на мрежите, отразяват разходите, прозрачни са, отчитат необходимостта от сигурност на мрежата и гъвкавост и отразяват действително направените разходи, доколкото те съответстват на тези, извършени от ефективен и сравним в структурно отношение оператор на мрежа, и се прилагат без дискриминация. Тези такси не включват несвързаните разходи в подкрепа на несвързани политически цели. Без да се засягат член 15, параграфи 1 и 6 от Директива 2012/27/ЕС и критериите, посочени в приложение XI към същата директива, използваният за определяне на мрежовите такси метод оказва неутрална подкрепа за цялостната ефективност на системата в дългосрочен план чрез подаване на ценови сигнали на клиентите и производителите и се прилага по-специално по начин, при който не се прави разграничение в положително или отрицателно отношение в производството в зависимост от това дали то е свързано с разпределение или с пренос. Те не правят разграничение нито в положително, нито в отрицателно отношение за съхраняването или агрегирането на енергия и не възпират производството, потреблението на собствена енергия или участието в оптимизацията на потреблението. Без да се засяга параграф 3 от настоящия член, тези такси не зависят от разстоянието. ▼M2 2. Методиките за определяне на тарифите: a) отразяват постоянните разходи на операторите на преносни и разпределителни системи и отчитат както капиталовите, така и оперативните разходи, за да се осигурят подходящи стимули на операторите на преносни и разпределителни системи както в краткосрочен, така и в дългосрочен план, включително инвестиции с оглед очаквани бъдещи промени в натоварването, с цел повишаване на ефективността, включително на енергийната ефективност; б) насърчават пазарната интеграция, интегрирането на енергията от възобновяеми източници и сигурността на доставките; в) подпомагат използването на услуги за гъвкавост и създават условия за използване на гъвкави връзки; г) насърчават ефективни и навременни инвестиции, включително решения за оптимизиране на съществуващата мрежа; д) улесняват съхраняването на енергия, оптимизацията на потреблението и свързаните с тях научноизследователски дейности; е) допринасят за постигането на целите, определени в интегрираните национални планове в областта на енергетиката и климата, намаляват въздействието върху околната среда и насърчават възприемането от обществеността; и ж) улесняват иновациите в интерес на потребителите в области като цифровизацията, услугите за гъвкавост и междусистемната свързаност, по-специално с цел разработване на необходимата инфраструктура за постигане на минималната цел за междусистемна електроенергийна свързаност за 2030 г., определена в член 4, буква г), точка 1 от Регламент (ЕС) 2018/1999. 3. Когато е целесъобразно, равнището на тарифите, които се прилагат към производителите или крайните клиенти, или и към двете категории, включва свързани с местоположението инвестиционни сигнали на равнището на Съюза, като например стимули чрез структурата на тарифите, с цел намаляване на разходите за преразпределението и подобряването на електрическата мрежа, и отчита размера на загубите по мрежата и предизвиканото претоварване, както и инвестиционните разходи за инфраструктура. ▼B 4. При определяне на таксите за достъп до мрежата се вземат предвид: а) плащанията и приходите от компенсаторния механизъм между операторите на преносни системи; б) действително извършените плащания и получените суми, както и очакваните плащания за бъдещи периоди, изчислени на базата на предходни периоди. 5. Определянето на такси за достъп до мрежата съгласно настоящия член не засяга таксите в резултат на управлението на претоварването, посочени в член 16. 6. Не се прилага специална мрежова такса за индивидуалните сделки при междузонова търговия с електроенергия. 7. Тарифите за разпределение отразяват разходите, като отчитат използването на разпределителната мрежа от ползвателите на системата, включително активни клиенти. Тарифите за разпределение може да съдържат елементи, свързани с капацитета за свързване на мрежите, и може да бъдат диференцирани въз основа на профилите на потребление или производство на ползвателите на системата. Когато държавите членки са осъществили внедряването на интелигентни измервателни системи, при определянето или одобряването на тарифите за пренос и разпределение или на техните методики в съответствие с член 59 от Директива (ЕС) 2019/944 и когато е целесъобразно, може да бъдат въведени диференцирани по време мрежови тарифи, които да отразяват използването на мрежата по прозрачен, рентабилен и предвидим начин за крайния клиент. ▼M2 8. Методиките за определяне на тарифите за пренос и разпределение осигуряват стимули на операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи за постигане на икономически най-ефективна експлоатация и развитие на техните системи, включително чрез възлагане на поръчки за услуги. За тази цел регулаторните органи признават съответните разходи за допустими, включително разходите, свързани с инвестиции с оглед очаквани бъдещи промени в натоварването, включват тези разходи в тарифите за пренос и разпределение и въвеждат, когато е целесъобразно, цели за ефективност, за да предоставят стимули на операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи да повишават цялостната ефективност на системата, включително посредством енергийна ефективност, използване на услуги за гъвкавост и разработване на интелигентни електроенергийни мрежи и интелигентни измервателни системи. ▼B 9. До 5 октомври 2019 г. с цел смекчаване на риска от пазарна фрагментация ACER предоставя доклад за най-добри практики относно методиките за определяне на тарифите за пренос и разпределение, като отчита националните особености. Въпросният доклад за най-добри практики обхваща като минимум: а) отношението на тарифите, прилагани към производителите и към крайните клиенти; б) разходите, които трябва да бъдат възстановени чрез тарифи; в) диференцираните по време мрежови тарифи; г) локационните сигнали; д) връзката между тарифите за пренос и разпределение; ▼M2 е) методите, които се определят след консултация със съответните заинтересовани страни, за осигуряване на прозрачност в определянето и структурата на тарифите, включително инвестиции с предвидено увеличено натоварване в бъдещи периоди, които са съобразени със съответните цели на Съюза и национални цели в областта на енергетиката, и като се вземат предвид зоните за ускорено внедряване, установени в съответствие с Директива (ЕС) 2018/2001; ▼B ж) групите от потребители на мрежата, за които се отнасят тарифите, включително, където е приложимо, характеристиките на тези групи, формите на потребление и всякакви освобождавания от тарифите; з) загубите в мрежите за високо, средно и ниско напрежение; ▼M2 и) стимулите за ефективни инвестиции в мрежи, включително ресурси за осигуряване на гъвкавост и договори за гъвкаво свързване. ▼B ACER актуализира своя доклад за най-добри практики най-малко веднъж на всеки две години. 10. Регулаторните органи надлежно вземат предвид доклада за най-добри практики, когато определят или одобряват тарифите за пренос и тарифите за разпределение или методиките си в съответствие с член 59 от Директива (ЕС) 2019/944. Член 19 Приходи от претоварване 1. Процедурите за управление на претоварването, свързани с предварително определен срок, могат да генерират приходи единствено в случай на претоварване, което възниква за този срок, освен в случай на нови междусистемни електропроводи, които се ползват от освобождаването по член 63 от настоящия регламент, член 17 от Регламент (ЕО) № 714/2009 или член 7 от Регламент (ЕО) № 1228/2003. Процедурата за разпределяне на тези приходи подлежи на преразглеждане от страна на регулаторните органи и нито нарушава процеса на разпределяне в полза на участник, който кандидатства за капацитет или енергия, нито обезсърчава намаляването на претоварването. ▼M2 2. Следните цели се ползват с приоритет при разпределянето на всички приходи от разпределението на междузонов капацитет: a) гарантиране на действителната наличност на разпределения капацитет, включително обезщетение за гарантиране на капацитета; б) поддържане или увеличаване на междузоновите капацитети чрез оптимизиране на използването на съществуващите междусистемни връзки посредством координирани коригиращи действия, когато е приложимо, или покриване на разходи, произтичащи от мрежови инвестиции, свързани с намаляване на претоварването на междусистемните връзки; или в) обезщетяване на операторите на разположени в морето съоръжения за производство на електроенергия от възобновяеми източници, в дадена морска пазарна зона, пряко свързана с две или повече пазарни зони, ако достъпът до взаимосвързаните пазари е бил намален по такъв начин, че води до ситуация, в която операторът на разположено в морето съоръжение за производство на електроенергия от възобновяеми източници не е в състояние да изнесе на пазара своя капацитет за производство на електроенергия, и когато е приложимо, до съответно намаление на цените в морската пазарна зона, в сравнение със ситуация, при която няма намаляване на капацитета. Обезщетението, посочено в първа алинея, буква в), се прилага, когато, предвид валидираните резултати от изчислението на капацитета, един или повече оператори на преносни системи не са предоставили капацитета, договорен в договорите за свързване по междусистемната връзка, или не са предоставили капацитета в елементите на мрежата от критично значение съгласно правилата за изчисляване на капацитета, установени в член 16, параграф 8, или и двете. Операторите на преносни системи, които отговарят за намаляването на достъпа до взаимосвързани пазари, отговарят за обезщетяването на операторите на разположени в морето съоръжения за производство на електроенергия от възобновяеми източници. На годишна основа това обезщетение не надвишава общите приходи от претоварване, генерирани по междусистемните връзки между съответните пазарни зони. ▼B 3. Когато приоритетните цели, посочени в параграф 2, бъдат изпълнени по подходящ начин, приходите може да бъдат използвани като доход, който се взема предвид от регулаторни органи при одобряването на методиката за изчисляване на мрежовите тарифи или определянето на мрежовите тарифи, или и двете. Остатъкът от приходите се записва на отделен ред по вътрешна сметка, докато стане възможно да бъде изразходван за целите, посочени в параграф 2. 4. Използването на приходите в съответствие с букви а) или б) от параграф 2 е съобразно методиката, предложена от операторите на преносни системи след консултация с регулаторните органи и съответните заинтересовани страни и след одобрение от ACER. Операторите на преносни системи представят предложената методика на ACER до 5 юли 2020 г. и ACER взема решение относно предложената методика в срок от шест месеца от нейното получаване ACER може да поиска от операторите на преносни системи да изменят или актуализират посочената в първа алинея методика. ACER взема решение относно изменената или актуализираната методика не по-късно от шест месеца след нейното представяне. Методиката установява най-малко условията, при които приходите могат да се използват за посочените в параграф 2 цели, условията, при които тези приходи могат да бъдат записани по вътрешна сметка на отделен ред за бъдещо използване за тези цели, и периодът, през който тези приходи могат да бъдат записани на такъв ред. 5. Операторите на преносни системи предварително определят ясно как ще се използват приходите от претоварване и докладват на регулаторните органи за действителното използване на тези приходи. Всяка година до 1 март регулаторните органи информират ACER и публикуват доклад, в който се посочват: а) размерът на приходите, събрани за 12-месечния период, завършващ на 31 декември предходната календарна година; б) как са били използвани тези приходи съгласно параграф 2, включително конкретните проекти, за които са били използвани и сумата, записана по сметка на отделен ред; в) сумата, използвана при изчисляване на мрежовите тарифи; и г) доказателство, че посочената в буква в) сума е в съответствие с настоящия регламент и с методиката, разработена съгласно параграфи 3 и 4. Когато при изчисляването на мрежовите тарифи се използват някои от приходите от избягване на претоварване, в доклада се посочва как операторите на преносни системи са изпълнили приоритетните цели, посочени в параграф 2, ако е приложимо. ▼M2 ГЛАВА IIIa СПЕЦИФИЧНИ СТИМУЛИ ЗА ИНВЕСТИЦИИ ЗА ПОСТИГАНЕ НА ЦЕЛИТЕ НА СЪЮЗА ЗА ДЕКАРБОНИЗАЦИЯ Член 19a Споразумения за закупуване на електроенергия 1. Без да се засяга Директива (ЕС) 2018/2001, държавите членки насърчават възприемането на споразумения за закупуване на електроенергия (СЗЕ), включително чрез премахване на необоснованите пречки и непропорционалните или дискриминационни процедури или такси, с цел да се осигури предвидимост на цените и да се постигнат целите, определени в техните интегрирани национални планове в областта на енергетиката и климата по отношение на измерението „Декарбонизация“, посочено в член 4, буква а) от Регламент (ЕС) 2018/1999, включително по отношение на възобновяемата енергия, като същевременно се запазят конкурентните и ликвидни пазари на електроенергия и трансграничната търговия. 2. При извършването на прегледа на настоящия регламент в съответствие с член 69, параграф 2 Комисията, след консултация със съответните заинтересовани страни, оценява потенциала и жизнеспособността на една или няколко пазарни платформи на Съюза за СЗЕ, които да се използват на доброволен принцип, включително взаимодействието на тези евентуални платформи с други съществуващи платформи на пазара на електроенергия и обединяването на търсенето на СЗЕ чрез агрегиране. 3. Държавите членки гарантират по координиран начин, че инструменти като гаранционни схеми по пазарни цени за намаляване на финансовите рискове, свързани с неизпълнение на задължението за плащане от страна на изкупвач в рамките на СЗЕ, са въведени и са достъпни за клиенти, които се сблъскват с пречки за навлизане на пазара на СЗЕ и не изпитват финансови затруднения. Тези инструменти могат да включват, наред с другото, гарантирани от държавата гаранционни схеми по пазарни цени, частни гаранции или инструменти, обединяващи търсенето на СЗЕ, в съответствие с приложимото право на Съюза. За тази цел държавите членки осигуряват подходяща координация, включително със съответните инструменти на равнището на Съюза. Държавите членки могат да определят категориите клиенти, към които са насочени тези инструменти, като прилагат недискриминационни критерии между и в рамките на различните категории клиенти. 4. Без да се засягат членове 107 и 108 от ДФЕС, ако дадена гаранционна схема за СЗЕ се подкрепя от държавата членка, тя включва разпоредби за избягване на намаляването на ликвидността на пазарите на електроенергия и не предоставя подпомагане за закупуването на електроенергия от изкопаеми горива. Държавите членки могат да решат да ограничат тези гаранционни схеми изключително до подпомагане за закупуване на електроенергия от нов производствен капацитет за енергия от възобновяеми източници в съответствие с политиките за декарбонизация на държавата членка, включително по-специално, когато не е достатъчно развит пазарът на СЗЕ за енергия от възобновяеми източници по смисъла на определението в член 2, точка 17 от Директива (ЕС) 2018/2001. 5. Схемите за подпомагане за електроенергията от възобновяеми източници трябва да дават възможност за участието на проекти, които запазват част от електроенергията за продажба чрез СЗЕ за възобновяеми източници или други пазарни договорености, при условие че това участие не оказва отрицателно въздействие върху конкуренцията на пазара, по-специално когато двете страни по съответното СЗЕ се контролират от един и същ субект. 6. При разработването на схемите за подпомагане, посочени в параграф 5, държавите членки се стремят да използват критерии за оценка, за да насърчат оферентите да улесняват достъпа до пазара на СЗЕ за клиенти, които са изправени пред пречки за навлизане на пазара, при условие че това не оказва отрицателно въздействие върху конкуренцията на пазара. 7. В СЗЕ се посочва пазарната зона на доставка и отговорността за осигуряване на права за междузонов пренос в случай на промяна на пазарна зона в съответствие с член 14. 8. В СЗЕ се посочват условията, при които клиентите и производителите могат да се оттеглят от СЗЕ, като например всички приложими такси за оттегляне и срокове на предизвестие, в съответствие с правото на Съюза в областта на конкуренцията. 9. При разработването на мерки, които пряко засягат СЗЕ, държавите членки зачитат оправданите правни очаквания и вземат предвид въздействието на тези мерки върху съществуващите и бъдещите СЗЕ. 10. До 31 януари 2026 г. и веднъж на всеки две години след това Комисията прави оценка на това дали продължават да съществуват пречки и дали е налице достатъчна прозрачност на пазарите на СЗЕ. Комисията може да изготви конкретни насоки за премахване на пречките на пазарите на СЗЕ, включително на непропорционални или дискриминационни процедури или такси. Член 19б Незадължителни образци за СЗЕ и наблюдение на СЗЕ 1. ACER публикува годишна оценка на пазара на СЗЕ на равнището на Съюза и на държавите членки, като част от годишния доклад, публикуван съгласно член 15, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2019/942. 2. До 17 октомври 2024 г. ACER оценява, в тясно сътрудничество със съответните институции и заинтересовани страни, необходимостта от разработване и публикуване на незадължителни образци за СЗЕ, адаптирани към нуждите на различните категории участници. Когато заключението от оценката е, че е необходимо да се разработят и публикуват такива незадължителни образци на СЗЕ, ACER, заедно с НОПЕ и след консултация със съответните заинтересовани страни, разработва тези образци, като взема предвид, че: a) използването на тези образци на договори е незадължително за договарящите се страни; б) образците на договорите, наред с другото, трябва да: i) предвиждат възможност за различни срокове на договорите; ii) включват различни ценови формули; iii) са съобразени с товаровия профил на изкупвача и профила на производството на генератора. Член 19в Мерки на равнището на Съюза за подпомагане на постигането на допълнителния дял електроенергия от възобновяеми източници Комисията оценява дали мерките на равнището на Съюза могат да подпомогнат колективните усилия на държавите членки за допълнителен дял от 2,5 % на енергията от възобновяеми източници в брутното крайно потребление на енергия на Съюза през 2030 г. съгласно Директива (ЕС) 2018/2001, в допълнение към националните мерки. Комисията анализира възможността за използване на механизма за финансиране на възобновяемата енергия в Съюза, създаден съгласно член 33 от Регламент (ЕС) 2018/1999, за организиране на търгове за енергия от възобновяеми източници на равнището на Съюза съгласно приложимата регулаторна уредба. Член 19г Схеми за пряко ценово подпомагане под формата на двупосочни договори за разлика за инвестиции 1. Схемите за пряко ценово подпомагане за инвестиции в нови съоръжения за производство на електроенергия за производството на електроенергия от източниците, изброени в параграф 4, са под формата на двупосочни договори за разлика или на равностойни схеми със същия резултат. Първа алинея се прилага за договорите по схеми за пряко ценово подпомагане за инвестиции в нови производства, сключени на или след 17 юли 2027 г. или, за разположени в морето съоръжения за производство на електроенергия от възобновяеми източници, свързани към хибридни проекти в морето, които на свой ред са свързани с две или повече пазарни зони, 17 юли 2029 г. Участието на участниците на пазара в схемите за пряко ценово подпомагане под формата на двупосочни договори за разлика и в равностойни схеми със същия резултат е доброволно. 2. Всички схеми за пряко ценово подпомагане под формата на двупосочни договори за разлика и равностойни схеми със същия резултат се разработват въз основа на следните принципи: a) запазване на стимулите за съоръжението за производство на електроенергия да функционира и да участва ефективно на пазарите на електроенергия, по-специално с цел отразяване на пазарните условия; б) предотвратяване възникнали в резултат на схемата за подпомагане отклонения в решенията относно експлоатацията, разпределянето и поддръжката на съоръжението за производство на електроенергия или в тръжното поведение на пазарите за ден напред, в рамките на деня, пазарите на спомагателни услуги и балансиращите пазари; в) осигуряване на съответствие на равнището на защита на минималното възнаграждение и на ограничителния таван на прекомерното възнаграждение с разходите за новата инвестиция и пазарните приходи с цел осигуряване на дългосрочната икономическа жизнеспособност на съоръжението за производство на електроенергия, като същевременно се избягва прекомерно обезщетение; г) избягване на неоправдани нарушения на конкуренцията и търговията на вътрешния пазар, по-специално чрез определяне на размера на възнагражденията чрез конкурентна тръжна процедура, която е открита, ясна, прозрачна и недискриминационна; когато не може да се проведе конкурентна тръжна процедура, двупосочните договори за разлика или равностойните схеми със същия резултат — и приложимите цени на упражняване — се разработват така, че да се гарантира, че разпределението на приходите между предприятията не води до неоправдано нарушаване на конкуренцията и търговията на вътрешния пазар; д) избягване на нарушения на конкуренцията и търговията на вътрешния пазар в резултат на разпределянето на приходите на предприятията; е) включване на наказателни клаузи, приложими в случай на едностранно предсрочно прекратяване на договора. 3. При оценката на двупосочните договори за разлика или равностойните схеми със същия резултат съгласно членове 107 и 108 от ДФЕС Комисията гарантира спазването на принципите на разработване на схемите съгласно параграф 2. 4. Параграф 1 се прилага за инвестиции в нови съоръжения за генериране на електроенергия от следните източници: a) вятърна енергия; б) слънчева енергия; в) геотермална енергия; г) водноелектрическа енергия без язовир; д) ядрена енергия. 5. Приходите, получени от схеми за пряко ценово подпомагане под формата на двупосочни договори за разлика и равностойни схеми със същия резултат, посочени в параграф 1, или паричната равностойност на тези приходи се разпределя на крайните клиенти. Независимо от първа алинея, приходите или паричната равностойност на тези приходи могат да се използват и за финансиране на разходите по схемите за пряко ценово подпомагане или инвестициите за намаляване на разходите за електроенергия за крайните клиенти. Разпределението на приходите на крайните клиенти се разработва така, че да се запазят стимулите те да намаляват потреблението си или да го изместват към периоди, когато цените на електроенергията са ниски, и да не се засяга конкуренцията между доставчиците на електроенергия. 6. В съответствие с член 4, параграф 3, трета алинея от Директива (ЕС) 2018/2001 държавите членки могат да освободят малките по мащаб инсталации за енергия от възобновяеми източници и демонстрационни проекти от задължението по параграф 1 от настоящия член. Член 19д Оценка на нуждите от гъвкавост 1. Не по-късно от една година след одобряването от ACER на методиката по параграф 6 и на всеки две години след това регулаторният орган или друг орган или субект, определен от държава членка, приема доклад относно очакваните нужди от гъвкавост за период, обхващащ най-малко следващите 5 до 10 години, на национално равнище с оглед на необходимостта от постигане по икономически ефективен начин на сигурност и надеждност на доставките и на декарбонизация на електроенергийната система, като взема предвид интеграцията на различните възобновяеми енергийни източници и различните сектори, както и взаимосвързаното естество на пазара на електроенергия, включително целите за междусистемна електроенергийна свързаност и евентуалната наличност на трансгранична гъвкавост. Докладът, посочен в първа алинея трябва да: a) съответства на оценката на адекватността на европейските ресурси и оценките на адекватността на националните ресурси, извършени съгласно членове 23 и 24; б) се основава на данните и анализите, предоставени от операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи на всяка държава членка съгласно параграф 4, и на общата методика съгласно параграф 4 и — когато е надлежно обосновано — на допълнителни данни и анализ. Когато държавата членка е определила оператор на преносна система или друг субект за целите на приемането на доклада, посочен в първа алинея, регулаторният орган одобрява или изменя доклада. 2. В доклада, посочен в параграф 1, най-малкото: a) се прави оценка на различните видове нужди от гъвкавост, най-малкото на сезонна, дневна и почасова основа, за интегриране в електроенергийната система на електроенергията, произведена от възобновяеми източници, както и, наред с другото, на различни допускания по отношение на пазарните цени, производството и търсенето на електроенергия; б) се разглежда потенциалът на ресурсите за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, като например оптимизацията на потреблението и съхраняването на енергия, включително обединяване и взаимосвързаност, за задоволяване на нуждите от гъвкавост както на равнище пренос, така и на равнище разпределение; в) се прави оценка на пречките пред гъвкавостта на пазара и се предлагат подходящи мерки и стимули за смекчаване, включително премахване на регулаторните пречки и възможни подобрения на пазарите и услугите или продуктите, свързани с експлоатацията на системата; г) се прави оценка на приноса на цифровизацията на преносните и разпределителните мрежи за електроенергия; и д) се вземат предвид източниците на гъвкавост, които се очаква да бъдат налични в други държави членки. 3. Операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи на всяка държава членка предоставят на регулаторния орган или на друг орган или субект по параграф 1 данните и анализите, които са необходими за изготвянето на доклада, посочен в параграф 1. В надлежно обосновани случаи регулаторният орган или другият орган или субект по параграф 1 може да поиска от засегнатите оператори на преносни системи и оператори на разпределителни системи да предоставят допълнителна информация към доклада в допълнение към изискванията, посочени в параграф 4. Засегнатите оператори на електропреносни системи и оператори на електроразпределителни системи съгласуват действията си с операторите на системи за природен газ и операторите на системи за водород, за да съберат съответната информация, когато това е необходимо за целите на настоящия член. 4. ЕМОПС за електроенергия и ООРСЕС координират работата на операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи по отношение на данните и анализите, които трябва да бъдат предоставени в съответствие с параграф 3. Те по-специално: a) определят вида и формата на данните, които операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи предоставят на регулаторните органи или на другия орган или субект по параграф 1; б) разработват методика за анализ от операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи на нуждите от гъвкавост, като се вземат предвид най-малко: i) всички налични източници на гъвкавост по икономически ефективен начин в различните времеви интервали, включително в други държави членки; ii) планираните инвестиции в междусистемни връзки и гъвкавостта на равнище пренос и разпределение; и iii) необходимостта от декарбонизация на електроенергийната система, за да се постигнат целите на Съюза за 2030 г. в областта на енергетиката и климата, определени в член 2, точка 11 от Регламент (ЕС) 2018/1999, и неговата цел за неутралност по отношение на климата до 2050 г., установена в член 2 от Регламент (ЕС) 2021/1119, в съответствие с Парижкото споразумение, прието съгласно Рамковата конвенция на ООН по изменението на климата ( 12 ). Методиката, посочена в първа алинея, буква б), съдържа водещи критерии за това как да се оценява способността на различните източници на гъвкавост да покриват нуждите от гъвкавост. 5. ЕМОПС за електроенергия и ООРСЕС сътрудничат тясно помежду си по отношение на координацията между операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи във връзка с предоставянето на данните и анализите съгласно параграф 4. 6. До 17 април 2025 г. ЕМОПС за електроенергия и ООРСЕС съвместно представят на ACER предложение относно вида и формата на данните, които трябва да бъдат представени на регулаторния орган или на другия орган или субект по параграф 1, и методиката за анализа на нуждите от гъвкавост, посочена в параграф 4. В срок от три месеца от получаването на предложението ACER го одобрява или го изменя. Във втория случай ACER се консултира с Групата за координация в областта на електроенергетиката, ЕМОПС за електроенергия и ООРСЕС, преди да приеме измененията. Приетото предложение се публикува на уебсайта на ACER. 7. Регулаторният орган или другият орган или субект по параграф 1 представя на Комисията и ACER докладите, посочени в параграф 1, и ги публикува. В срок от 12 месеца от получаването на докладите ACER изготвя доклад, в който ги анализира и включва препоръки по въпроси от трансгранично значение във връзка с констатациите на регулаторния орган или другия орган или субект по параграф 1, включително препоръки за премахване на пречките пред навлизането на ресурси за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива. Сред въпросите от трансгранично значение ACER оценява: a) как по-добре да се интегрира анализът на нуждите от гъвкавост, посочен в параграф 1 от настоящия член, в методиката за оценка на адекватността на европейските ресурси в съответствие с член 23 и методиката за десетгодишния план за развитие на мрежата в целия Съюз, като се гарантира съгласуваност между тях; б) прогнозните нужди от гъвкавост в електроенергийната система на равнището на Съюза и нейния очакван икономически наличен потенциал за период от 5 до 10 години, като се вземат предвид националните доклади; в) евентуалното въвеждане на допълнителни мерки за разгръщане на потенциала за гъвкавост на пазарите на електроенергия и при експлоатацията на системата. Резултатите от анализа, посочен във втора алинея, буква а), могат да бъдат взети предвид при последващи преразглеждания на методиките, посочени в същата буква, при спазване на съответните правни актове на Съюза. Европейският научен консултативен съвет по изменението на климата може по собствена инициатива да предоставя на ACER информация за начините на осигуряване на спазването на целите на Съюза за 2030 г. в областта на енергетиката и климата и неговата цел за неутралност по отношение на климата до 2050 г.. 8. ЕМОПС за електроенергия актуализира плана за развитие на мрежата в целия Съюз, за да включи резултатите от националните доклади относно нуждите от гъвкавост, посочени в параграф 1. Тези доклади се вземат предвид от операторите на преносни системи и операторите на разпределителни системи в техните планове за развитие на мрежата. Член 19е Индикативна национална цел за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива Не по-късно от шест месеца след предаването на доклада съгласно член 19д, параграф 1 от настоящия регламент всяка държава членка определя въз основа на този доклад индикативна национална цел за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, включително съответния конкретен принос на оптимизацията на потреблението и на съхраняването на енергия за постигането на тази цел. Държавите членки могат да постигнат тази цел чрез реализиране на установения потенциал за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, чрез премахване на установените пазарни пречки или чрез схемите за подпомагане на гъвкавостта по отношение на неизкопаемите горива по член 19ж от настоящия регламент. Тази индикативна национална цел, включително съответният конкретен принос на оптимизацията на потреблението и на съхраняването на енергията за постигането на тази цел, както и мерките за постигането ѝ, се отразяват и в интегрираните национални планове на държавите членки в областта на енергетиката и климата по отношение на измерението „Вътрешен енергиен пазар“ в съответствие с членове 3, 4 и 7 от Регламент (ЕС) 2018/1999, и в техните интегрирани национални доклади за напредъка в областта на енергетиката и климата в съответствие с член 17 от същия регламент. До приемането на доклада съгласно член 19д, параграф 1 от настоящия регламент държавите членки могат да определят предварителни индикативни национални цели. След оценката, извършена в съответствие с член 9 от Регламент (ЕС) 2018/1999, Комисията, след като получи националните индикативни цели, които държавите членки са определили и съобщили в съответствие с параграф 1 от настоящия член, представя на Европейския парламент и на Съвета доклад за оценка на националните доклади. Въз основа на заключенията от доклада, изготвен въз основа на първата информация, съобщена от държавите членки, Комисията може да изготви стратегия на Съюза за гъвкавост, насочена конкретно към оптимизацията на потреблението и съхранението на енергия с цел улесняване на внедряването им, която е в съответствие с целите на Съюза за 2030 г. в областта на енергетиката и климата и с целта за неутралност по отношение на климата до 2050 г. Тази стратегия на Съюза за гъвкавост може да бъде придружена, когато е целесъобразно, от законодателно предложение. Член 19ж Схеми за подпомагане на гъвкавостта по отношение на неизкопаемите горива 1. Когато инвестициите в гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива са недостатъчни за постигане на индикативната национална цел или, когато е приложимо, на предварителните индикативни национални цели, определени в съответствие с член 19е, държавите членки могат да прилагат схеми за подпомагане на гъвкавостта по отношение на неизкопаемите горива, състоящи се от плащания за наличния капацитет за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, без да се засягат членове 12 и 13. Държавите членки, които прилагат механизъм за осигуряване на капацитет, разглеждат възможността за внасяне на необходимите адаптации при разработването на механизмите за осигуряване на капацитет, за да насърчат използването на гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, като например оптимизация на потреблението и съхранение на енергия, без да се засяга възможността тези държави членки да използват схемите за подпомагане на гъвкавостта по отношение на неизкопаемите горива, посочени в настоящия параграф. 2. Възможността държавите членки да прилагат мерките за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива съгласно параграф 1 от настоящия член не пречи на държавите членки да изпълняват с други средства своите индикативни национални цели, определени съгласно член 19е. Член 19з Принципи на разработване на схеми за подпомагане на гъвкавостта по отношение на неизкопаемите горива Схемите за подпомагане на гъвкавостта по отношение на неизкопаемите горива, прилагани от държавите членки в съответствие с член 19ж, параграф 1: a) не надхвърлят необходимото за постигане на индикативната национална цел или, когато е приложимо, на предварителната индикативна национална цел, определена в съответствие с член 19е, по икономически ефективен начин; б) се ограничават до нови инвестиции в ресурси за гъвкавост по отношение на неизкопаемите горива, като например оптимизация на потреблението и съхраняване на енергия; в) са разработени със стремеж за отчитане на критериите за местоположение с цел да се осигури оптималното разположение на новия капацитет, в който се инвестира; г) не предполагат започване на производство на електроенергия на основата на изкопаеми горива след точката на измерване; д) избират доставчици на капацитет чрез открит, прозрачен, конкурентен, доброволен, недискриминационен и икономически ефективен процес; е) предотвратяват неоправдано нарушаване на ефективното функциониране на пазарите на електроенергия, включително като запазват стимулите за ефективно функциониране и ценовите сигнали, както и излагането на риск от промени в цените и пазарен риск; ж) осигуряват стимули за интеграция на пазара на електроенергия по пазарно ориентиран и съобразен с пазара начин, като същевременно се избягват ненужните нарушения на пазарите на електроенергия и се отчитат възможните разходи за интеграция на системата, както и претоварването и стабилността на електроенергийната мрежа; з) определят минимално равнище на участие на пазарите на електроенергия по отношение на „активираната“ енергия, което е съобразено с техническите особености на актива, предоставящ гъвкавостта; и) налагат подходящи санкции на доставчиците на капацитет, които не спазват минималното равнище на участие на пазарите на електроенергия, посочено в буква з), или които не следват стимулите за ефективно функциониране и ценовите сигнали, посочени в буква е); й) насърчават предоставянето на възможности за трансграничното участие на ресурсите, които са в състояние да отговорят на изискванията за технически характеристики, когато анализът на разходите и ползите е положителен. ▼B ГЛАВА IV АДЕКВАТНОСТ НА РЕСУРСИТЕ Член 20 Адекватност на ресурсите на вътрешния пазар на електроенергия 1. Държавите членки наблюдават адекватността на ресурсите на своята територия въз основа на оценката на адекватността на европейските ресурси, посочена в член 23. За целите на допълването на оценката на адекватността на европейските ресурси държавите членки могат също така да извършват национални оценки на адекватността на ресурсите съгласно член 24. 2. Когато при оценката на адекватността на европейските ресурси, посочена в член 23, или на националните ресурси, посочена в член 24, се установи опасение за адекватността на ресурсите, въпросната държава членка установява всякакви регулаторни отклонения или неефективност на пазара, причинили или допринесли за възникването на това опасение. 3. Държавите членки с установени опасения за адекватността на ресурсите разработват и публикуват план за изпълнение с график за приемане на мерки за премахване на установените регулаторни отклонения или прояви на неефективност на пазара като част от процедурата за държавна помощ. Когато разглеждат опасения за адекватността на ресурсите, държавите членки вземат предвид принципите, посочени в член 3, и обмислят предприемането на всяко от следните действия: а) премахване на регулаторните отклонения; б) премахване на пределните цени в съответствие с член 10; в) въвеждане на функция за ценообразуване в условията на недостиг на балансираща енергия, както е посочено в член 44, параграф 3 от Регламент (ЕО) № 2017/2195; г) увеличаване на междусистемния капацитет и на вътрешния мрежови капацитет с оглед на постигането най-малко на техните цели за междусистемна свързаност, както е посочено в член 4, буква г), подточка 1 от Регламент (ЕС) № 2018/1999; д) предоставяне на възможност за собствено производство, съхраняване на енергия, мерки от страна на търсенето и енергийна ефективност чрез приемане на мерки за премахване на всякакви установени регулаторни отклонения; е) осигуряване на разходоефективно и основано на пазарни принципи възлагане на балансиращи и спомагателни услуги; ж) премахване на регулираните цени, когато това се изисква от член 5 от Директива (ЕС) 2019/944. 4. Съответните държави членки представят своите планове за изпълнение на Комисията за преглед. 5. В срок от четири месеца след получаването на плана за прилагане Комисията изготвя становище относно това дали мерките са достатъчни за премахване на регулаторните отклонения или проявите на неефективност на пазара, установени съгласно параграф 2 и може да прикани държавите членки да изменят своите планове за изпълнение по съответния начин. 6. Съответните държави членки наблюдават прилагането на своите планове за изпълнение и публикуват резултатите от наблюдението в годишен доклад и представят този доклад на Комисията. 7. Комисията изготвя становище дали плановете за изпълнение са били осъществени в достатъчна степен и дали са били отстранени опасенията относно адекватността на ресурсите. 8. Държавите членки продължават да се придържат към плана за изпълнение след разрешаване на установеното опасение относно адекватността на ресурсите. Член 21 Общи принципи за механизми за осигуряване на капацитет ▼M2 1. Държавите членки могат да въведат механизми за осигуряване на капацитет наред с прилагането на мерките, посочени в член 20, параграф 3 от настоящия регламент, в съответствие с членове 107, 108 и 109 от ДФЕС. ▼B 2. Преди въвеждането на механизми за осигуряване на капацитет съответните държави членки провеждат всеобхватно проучване относно възможните последици от тези механизми за съседните държави членки, като се консултират поне със съседните си държави членки, с които поддържат електроенергийни връзки, и заинтересованите страни от тези държави членки. 3. Държавите членки преценяват дали даден механизъм за осигуряване на капацитет под формата на стратегически резерв може да даде отговор на опасенията за адекватността на ресурсите. Когато случаят не е такъв, държавите членки може да приложат различен вид механизъм за осигуряване на капацитет. 4. Държавите членки не въвеждат механизми за осигуряване на капацитет, когато нито европейските, нито националните оценки на адекватността на ресурсите, или — при липса на национална оценка на адекватността на ресурсите — европейската оценка на адекватността на ресурсите, не са установили опасение за адекватността на ресурсите. 5. Държавите членки не въвеждат механизми за осигуряване на капацитет, преди подробният план за изпълнение, посочен в член 20, параграф 3, да е получил становище от Комисията, както е посочено в член 20, параграф 5. 6. Когато държава членка прилага механизъм за осигуряване на капацитет, тя прави преглед на този механизъм и гарантира, че няма да се сключват нови договори в рамките на този механизъм, когато оценката на адекватността нито на европейските, нито на националните ресурси, или при липса на оценка на адекватността на националните ресурси, оценката на адекватността на европейските ресурси, не са установили опасение за адекватността на ресурсите или планът за изпълнение, посочен в член 20, параграф 3, не е получил становище от Комисията съгласно посоченото в член 20, параграф 5. ▼M2 ————— ▼M2 8. Механизмите за осигуряване на капацитет се одобряват от Комисията за срок, не по-дълъг от 10 години. Размерът на ангажирания капацитет се намалява въз основа на плановете за изпълнение, посочени в член 20, параграф 3. Държавите членки продължават да прилагат плана за изпълнение след въвеждането на механизма за осигуряване на капацитет. ▼B Член 22 Принципи за проектиране на механизми за осигуряване на капацитет 1. Всеки механизъм за осигуряване на капацитет: ▼M2 ————— ▼B б) не поражда ненужни смущения на пазара и не ограничава междузоновата търговия; в) не превишава необходимото, за да се отговори на опасението за адекватност, посочени в член 20; г) подбира доставчици на капацитет чрез прозрачен, недискриминационен и конкурентен процес; д) предоставя стимули за доставчиците на капацитет да бъдат на разположение в периоди на очаквано извънредно натоварване на системата; е) гарантира, че възнаграждението на доставчиците на капацитет се определя чрез конкурентен процес; ж) определя технически условия за участие на доставчиците на капацитет преди процеса на подбор; з) е отворен за участие на всички ресурси, които са способни да предоставят изискваните технически характеристики, включително за съхраняване на енергия и управление на търсенето; и) прилагат подходящи санкции за доставчиците на капацитет, когато не са на разположение в моменти на извънредно натоварване на системата. 2. Планирането на стратегически резерви отговаря на следните изисквания: а) когато механизъм за осигуряване на капацитет е бил планиран като стратегически резерв, ресурсите в стратегическия резерв трябва да се диспечират само ако има вероятност операторите на преносни системи да изчерпят своите балансиращи ресурси за установяване на равновесие между търсенето и предлагането; б) по време на периодите за уреждане на дисбаланса, когато ресурсите в стратегическия резерв са били диспечирани, дисбалансите на пазара трябва да се уреждат най-малко на стойността на загубите от прекъсване/на стойност или на по-висока от техническите ограничения на цените в рамките на деня, както е посочено в член 10, параграф 1, в зависимост от това коя от двете стойности е по-висока; в) производството на стратегическия резерв след диспечиране трябва да бъде приписан на отговарящите за баланса лица чрез механизма за уреждане на дисбалансите; г) Възнаграждението за ресурсите, които участват в стратегическия резерв, не трябва да се осъществява чрез пазарите на електроенергия на едро, нито на балансиращите пазари; д) ресурсите в стратегическия резерв трябва да се държат извън пазара най-малко за срока на договора. Изискването, посочено в първа алинея, буква а) не засяга активирането на ресурсите преди действителното им диспечиране с цел да бъдат спазени ограниченията, свързани с линейното изменение, и оперативните изисквания на ресурсите. Производството на стратегическия резерв по време на активиране не се покрива от балансовите групи чрез пазарите на едро, нито променя дисбалансите им. 3. В допълнение към изискванията, определени в параграф 1, механизмите за осигуряване на капацитет, различни от стратегическите резерви: а) се изграждат по начин, който гарантира, че цената, заплащана за наличност, автоматично клони към нула, когато се очаква нивото на доставяния капацитет да бъде достатъчно, за да се отговори на нивото на търсения капацитет; б) предоставят възнаграждение за участващите ресурси само за тяхното наличие и гарантират, че възнаграждението не оказва влияние върху решенията на доставчика на капацитет дали да произвежда или не; в) гарантират, че задълженията за осигуряване на капацитет са прехвърляеми между отговарящите на условията доставчици на капацитет. 4. Механизмите за осигуряване на капацитет включват в себе си следните изисквания по отношение на допустимите стойности на емисиите на CO 2 : а) най-късно от 4 юли 2019 г. производственият капацитет, който е започнал производство за търговски цели на или след тази дата и е с емисии над 550 грама CO 2 от изкопаеми горива за kWh електроенергия не се ангажира, нито получава плащания или задължения за бъдещи плащания в рамките на механизъм за осигуряване на капацитет; б) най-късно от 1 юли 2025 г. производственият капацитет, който е започнал производство за търговски цели преди 4 юли 2019 г. и е с емисии над 550 грама CO 2 от изкопаеми горива за kWh електроенергия и над 350 килограма CO 2 от изкопаеми горива средно на година за инсталирана мощност в kW не се ангажира, нито получава плащания или задължения за бъдещи плащания в рамките на механизъм за осигуряване на капацитет. Нормите за допустими емисии от 550 грама CO 2 от изкопаеми горива за kWh електроенергия и ограничението от 350 килограма CO 2 от изкопаеми горива средно на година за инсталирана мощност в kW, посочени в първа алинея, букви а) и б) се изчисляват въз основа на проектния КПД на генераторната единица, което означава нетна ефикасност при номинален капацитет съгласно относимите стандарти на Международната организация по стандартизация. До 5 януари 2020 г. ACER публикува становище, в което предоставя технически насоки, свързани с изчисляването на посочените в алинея 1 стойности. 5. Държавите членки, прилагащи механизми за осигуряване на капацитет към 4 юли 2019 г., адаптират своите механизми, така че те да са в съответствие с глава 4, без да се засягат ангажиментите или договорите, сключени преди 31 декември 2019 г. Член 23 Оценка на адекватността на европейските ресурси 1. В оценката на адекватността на европейските ресурси се посочват опасенията относно адекватността на ресурсите, като се оценява цялостната адекватност на електроенергийната система за задоволяване на текущото и планираното търсене на електроенергия на нивото на Съюза, на нивото на държавите членки и на нивото на отделните пазарни зони, по целесъобразност. Оценката на адекватността на европейските ресурси обхваща период от една година в рамките на даден десетгодишен период, считано от датата на въпросната оценка. 2. Оценката на адекватността на европейските ресурси се извършва от ЕМОПС за електроенергия. 3. До 5 януари 2020 г. ЕМОПС за електроенергия представя на Групата за координация в областта на електроенергетиката, създадена съгласно член 1 от решение на Комисията от 15 ноември 2012 г. ( 13 ) и на ACER проект на методика за оценка на адекватността на европейските ресурси въз основа на принципите, предвидени в параграф 5 от настоящия член. 4. Операторите на преносни системи предоставят на ЕМОПС за електроенергия данните, от които се нуждае, за да извършва оценката на адекватността на европейските ресурси. ЕМОПС за електроенергия извършва оценката на адекватността на европейските ресурси ежегодно. Производителите на електроенергия и други участници на пазара представят на операторите на преносни системи данни относно очакваното използване на производствените ресурси, като отчитат наличието на първични ресурси и подходящи сценарии за планираното търсене и предлагане. 5. Оценката на адекватността на европейските ресурси се прави въз основа на прозрачна методика, която гарантира, че оценката: а) да се извършва на равнището на всяка пазарна зона, като се обхващат най-малко всички държави членки; б) да се основава на подходящи централни референтни сценарии за прогнозираното търсене и предлагане, включително икономическа оценка на вероятността за излизане от експлоатация, спиране на експлоатацията, изграждане на нови генериращи мощности и мерки за постигане на целите за енергийната ефективност и за свързаност между електроенергийните системи и подходяща чувствителност на екстремни метеорологични събития, хидроложки условия, цените на едро и развитието на цената на въглеродните емисии; в) да съдържа отделни сценарии, отразяващи различните вероятности за възникване на опасения относно адекватността на ресурсите, за чието отстраняване са разработени различните видове механизми за осигуряване на капацитет; г) да е надлежно съобразена с приноса на всички ресурси, включително сегашните и бъдещите възможности за производство, съхраняването на енергията, секторната интеграция, оптимизацията на потреблението и възможностите за внос и износ, както и с техния принос за гъвкава експлоатация на системата; д) да предвижда вероятното въздействие на мерките, посочени в член 20, параграф 3; е) да включва варианти без съществуващи или бъдещи механизми за осигуряване на капацитет, и където е приложимо, вариант с такива механизми; ж) да се основава на пазарен модел, в който се използва основан на потоците подход, когато е приложим такъв; з) да е с прилагане на изчисления за вероятността; и) да прилага единен инструмент за моделиране; й) включва най-малко на следните показатели, посочени в член 25: — „очаквана непредоставена електроенергия“, и — „очаквани загуби от прекъсване на електроснабдяването“; к) да разкрива източниците за възможни опасения за адекватността на ресурсите, по-специално дали те представляват мрежово или ресурсно ограничение или и двете; л) да отчита действителното развитие на мрежата; м) да гарантира, че националните производствени характеристики, търсенето, гъвкавостта и съхраняването на енергия, наличието на първични ресурси и равнището на междусистемна свързаност са надлежно взети предвид. 6. До 5 януари 2020 г. ЕМОПС за електроенергия представя на ACER проект на методика за изчисляване на: а) стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването; б) „разходи за въвеждане на нови мощности“ (cost of new entry) в производството или в оптимизацията на потреблението; и в) нормата за надеждност, посочена в член 25. Методиката се основава на прозрачни, обективни и проверими критерии. 7. Предложенията по параграфи 3 и 6 за проекта на методика, сценариите, чувствителността и допусканията, на които те се основават, и резултатите от оценката на адекватността на европейските ресурси съгласно параграф 4 подлежат на предварителната консултация с държавите членки, Групата за координация в областта на електроенергетиката и съответните заинтересовани страни и на одобрение от ACER съгласно процедурата, посочена в член 27. Член 24 Оценки на адекватността на националните ресурси 1. Оценките на адекватността на националните ресурси имат регионален обхват и се основават на методиката, посочена в член 23, параграф 3, и по-специално в член 23, параграф 5, букви б) — м). Оценките на адекватността на националните ресурси съдържат референтните централни сценарии, съгласно посоченото в член 23, параграф 5, буква б). Оценките на адекватността на националните ресурси може да вземат предвид допълнителна чувствителност освен тази, посочена в член 23, параграф 5, буква б). В такива случаи в оценките на адекватността на националните ресурси може: а) да се правят допускания, при които да се отчитат особеностите на националното търсене и предлагане на електроенергия; б) да се използват инструменти и съгласувани скорошни данни, които са в допълнение на използваните от ЕМОПС за електроенергия за оценка на адекватността на европейските ресурси. В допълнение към това при оценяването на приноса на доставчиците на капацитет, разположени в друга държава членка за сигурността на доставките на обхванатите от тях пазарни зони, в оценките на адекватността на националните ресурси се използва методиката, предвидена в член 26, параграф 11, буква а). 2. До оценките на адекватността на националните ресурси и когато е приложимо, до оценката на адекватността на европейските ресурси и становището на ACER по параграф 3 се осигурява публичен достъп. 3. Когато при оценката на адекватността на националните ресурси се установи опасение за адекватността във връзка с дадена пазарна зона, което не е било установено при оценката на адекватността на европейските ресурси, оценката на адекватността на националните ресурси включва причините за разликите между двете оценки на адекватността на ресурсите, в това число и подробности за използваната чувствителност и съответните заложени допускания. Държавите членки публикуват тази оценка и я представят на ACER. В срок от два месеца след получаването на доклада ACER предоставя становище относно това дали разликите между националните и европейската оценка на адекватността на ресурсите са обосновани. Органът, компетентен за оценката на адекватността на националните ресурси взема надлежно предвид становището на ACER и, когато е необходимо, променя своята окончателна оценка. Ако реши да не вземе напълно предвид становището на ACER, той публикува подробно мотивиран доклад. Член 25 Норма за надеждност 1. Когато прилагат механизми за осигуряване на капацитет, държавите членки въвеждат норма за надеждност. Нормата за надеждност посочва по прозрачен начин необходимото равнище на сигурност на доставките за държавата членка. По отношение на трансграничните пазарни зони тези норми за надеждност се определят съвместно от съответните органи. 2. По предложение на регулаторните органи нормата за надеждност се задава от държавата членка или от компетентен орган, определен от държавата членка. Нормата за надеждност се определя въз основа на посочената в член 23, параграф 6 методика. 3. Стойността на нормата за надеждност се изчислява, като се използва най-малко стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването, както и стойността на разходите за нов вход за даден срок, и се изразява като „очаквана непредоставена електроенергия“ и „очаквани загуби от прекъсване на електроснабдяването“. 4. Когато се прилагат механизми за осигуряване на капацитет, параметрите, определящи размера на капацитета, набавен в механизма за осигуряване на капацитет, се одобряват от държавата членка или от компетентен орган, определен от държавата членка въз основа на предложение на регулаторния орган. Член 26 Трансгранично участие в механизми за осигуряване на капацитет 1. Механизмите за осигуряване на капацитет, които са различни от стратегически резерви, и когато това е технически изпълнимо, стратегическите резерви са отворени за пряко трансгранично участие на доставчиците на капацитет, разположени в други държави членки, при спазване на предвидените в настоящия член условия. 2. Държавите членки гарантират, че чуждестранен капацитет, който е в състояние да предостави равностойни на националния капацитет технически характеристики, има възможност да участва в същия конкурентен процес, както националният. Когато механизмите за осигуряване на капацитет функционират от 4 юли 2019 г., държавите членки могат да разрешат пряко участие в същия конкурентен процес на междусистемните електропроводи като чуждестранен капацитет за максимум четири години, считано от 4 юли 2019 г. или две години след одобряването на методиките, посочени в параграф 11, което от двете настъпи първо. Държавите членки могат да изискват чуждестранният капацитет да бъде разположен в държава членка с пряка мрежова връзка между тази държава членка и държавата членка, която прилага механизма. 3. Държавите членки не лишават капацитета, който е на тяхната територия, от участие в механизми на други държави членки за осигуряване на капацитет. 4. Трансграничното участие в механизми за осигуряване на капацитет не трябва да променя или да се отразява другояче на междузоновите графици или на физическите потоци между държавите членки. Тези графици и потоци се определят единствено от резултата от разпределянето на капацитета съгласно член 16. 5. Доставчиците на капацитет могат да участват в повече от един механизъм за осигуряване на капацитет. Когато доставчиците на капацитет участват в повече от един механизъм за осигуряване на капацитет за един и същ срок на доставяне, те участват до очакваното наличие на междусистемни свързаности и вероятността за съвпадение на извънредно натоварване между системата, в която се прилага механизмът, и системата, в която се намира чуждестранният капацитет в съответствие с методиката, посочена в параграф 11, буква а). 6. Доставчиците на капацитет са задължени да извършват плащания за неналичие по отношение на периоди, през които техния капацитет не е на разположение. Когато доставчиците на капацитет участват в повече от един механизъм за осигуряване на капацитет за един и същ срок на доставяне, те са задължени да извършат множество плащания за неналичие, когато не са в състояние да изпълнят множество задължения. 7. За целите на предоставянето на препоръка на операторите на преносни системи регионалните координационни центрове, създадени съгласно член 35, ежегодно изчисляват максималния входен капацитет, който е на разположение за участието на чуждестранен капацитет. При това изчисление се вземат предвид очакваното наличие на междусистемна свързаност и вероятността за съвпадение на извънредно натоварване в системата, в която се прилага механизмът, и системата, в която се намира чуждестранният капацитет. Такова изчисление се изисква за всяка една граница между пазарни зони. Операторите на преносни системи ежегодно определят максималния входен капацитет, който е на разположение за участието на чуждестранен капацитет, въз основа на препоръката на регионалния координационен център. 8. Държавите членки гарантират, че входният капацитет, посочен в параграф 7, се разпределя на отговарящи на условията доставчици на капацитет по прозрачен, пазарен и недискриминационен начин. 9. Когато механизмите за осигуряване на капацитет позволяват трансгранично участие в две съседни държави членки, всички приходи, възникващи вследствие на разпределението, посочено в параграф 8, се начисляват на съответните оператори на преносни системи и се разпределят между тях в съответствие с методиката, посочена в параграф 11, буква б) от настоящия член, или в съответствие с обща методика, одобрена от двата съответни регулаторни органа. Ако съседната държава членка не прилага механизъм за осигуряване на капацитет или прилага механизъм за осигуряване на капацитет, който не е отворен за трансгранично участие, делът на приходите се одобрява от компетентния национален орган на държавата членка, в която се прилага механизмът за осигуряване на капацитет, след като се поиска становище от регулаторните органи на съседните държави членки. Операторите на преносни системи използват приходите от това за целите, посочени в член 19, параграф 2. 10. Операторът на преносната система, където се намира чуждестранният капацитет: а) установява дали заинтересованите доставчици на капацитет могат да предоставят техническите характеристики, изисквани за механизма за осигуряване на капацитет, в който възнамеряват да участват, и вписва отговарящите на условията доставчици на капацитет в създаден за целта регистър; б) извършва проверки за наличие; в) уведомява оператора на преносна система в държавата членка, в която се прилага механизмът за осигуряване на капацитет, за информацията, получена по букви а) и б) от настоящата алинея и по втора алинея. Съответният доставчик на капацитет уведомява без забавяне оператора на преносна система за своето участие в механизъм за чуждестранен капацитет. 11. До 5 юли 2020 г. ЕМОПС за електроенергия представя на ACER: а) методика за изчисляване на максималния входен капацитет за трансгранично участие, посочен в параграф 7; б) методика за разпределяне на приходите, посочени в параграф 9; в) общи правила за извършване на проверки за наличие, посочени в параграф 10, буква б); г) общи правила за определяне дали се дължи плащане за неналичие; д) условия за воденето на регистъра, посочен в параграф 10, буква а); е) общи правила за установяване на капацитет, допустим за участие в механизъм за осигуряване на капацитет, съгласно посоченото в параграф 10, буква а); Предложението подлежи на предварителна консултация и одобрение от страна на ACER в съответствие с в член 27. 12. Съответните регулаторни органи проверяват дали стойностите за капацитета са изчислени в съответствие в методиката, посочена в параграф 11, буква а). 13. Регулаторните органи гарантират, че трансграничното участие в механизми за осигуряване на капацитет се организира по ефективен и недискриминационен начин. Те предвиждат по-специално подходящи административни мерки за правоприлагане по отношение на трансграничните плащания за неналичие. 14. Капацитетите, разпределени в съответствие с параграф 8, могат да бъдат прехвърляни между отговарящите на условията доставчици на капацитет. Отговарящите на условията доставчици на капацитет уведомяват регистъра за всяко такова прехвърляне съгласно посоченото в параграф 10, буква а). 15. До 5 юли 2021 г. ЕМОПС за електроенергия създава и води регистъра, посочен в параграф 10, буква а). Регистърът е отворен за всички отговарящи на условията доставчици на капацитет, системите, прилагащи механизмите за осигуряване на капацитет и техните оператори на преносни системи. Член 27 Процедура за одобрение 1. При позоваване на настоящия член се прилага процедурата, посочена в параграфи 2, 3 и 4 за одобряването на предложения, представени от ЕМОПС за електроенергия. 2. Преди да представи предложение, ЕМОПС за електроенергия провежда консултация с участието на всички съответни заинтересовани страни, включително регулаторни органи и други национални органи. В своето предложение ЕМОПС за електроенергия взема надлежно предвид резултатите от посочената консултация. 3. В срок от три месеца от получаване на посоченото в параграф 1 предложение ACER или го одобрява, или го изменя. В случай, че го изменя ACER се консултира с ЕМОПС за електроенергия преди да одобри измененото предложение. ACER публикува одобреното на своя уебсайт в срок от три месеца от получаване на предложените документи. 4. ACER може да поиска промени в одобреното предложение по всяко време. В срок от шест месеца от датата на получаване на такова искане ЕМОПС за електроенергия представя на ACER проект за предложените промени. В срок от три месеца от приемане на проекта ACER изменя или одобрява промените и ги публикува на своя уебсайт. ГЛАВА V ЕКСПЛОАТАЦИЯ НА ПРЕНОСНИТЕ СИСТЕМИ Член 28 Европейска мрежа на операторите на преносни системи за електроенергия 1. Операторите на преносни системи си сътрудничат на равнището на Съюза посредством ЕМОПС за електроенергия, за да се съдейства за завършването и функционирането на вътрешния пазар на електроенергия, както и за междузоновата търговия, и да се гарантират оптималното управление, координираната експлоатация и стабилната техническа еволюция на европейската мрежа за пренос на електроенергия. 2. При изпълнението на своите функции съгласно правото на Съюза, ЕМОПС за електроенергия действа с цел да бъде създаден добре функциониращ и интегриран вътрешен пазар за електроенергия и допринася за ефикасното и устойчиво постигане на целите, посочени в рамката за политиките в областта на климата и енергетиката, обхващаща периода 2020—2030 г., като по-специално допринася за ефикасната интеграция на електроенергията, произведена от възобновяеми енергийни източници, и за повишаване на енергийната ефективност, като същевременно запазва сигурността на системата. ЕМОПС за електроенергия разполага с необходимите човешки и финансови ресурси, за да изпълнява задълженията си. Член 29 Създаване на ЕМОПС за електроенергия 1. Операторите на преносни системи за електроенергия предоставят на Комисията и на ACER всеки проект за изменения на устава, списъка на членовете или на правилника за дейността на ЕМОПС за електроенергия. 2. В срок от два месеца от получаването на проекта за изменения на устава, списъка на членовете или на правилника за дейността и след консултация с организациите, които представляват всички заинтересовани страни, и по-специално с ползвателите на системата, включително клиентите, ACER предоставя на Комисията становище относно проекта за изменения на устава, списъка на членовете или на правилника за дейността. 3. Комисията дава становището си по проекта за изменения на устава, списъка на членовете или на правилника за дейността, като взема предвид становището на ACER, съгласно предвиденото в параграф 2, и в срок от три месеца от получаването на становището на ACER. 4. В срок от три месеца от получаването на благоприятно становище на Комисията операторите на преносни системи приемат и публикуват изменения устав или правилник за дейността. 5. Документите, посочени в параграф 1, се предоставят на Комисията и ACER в случай на промени в тях или по мотивирано искане на Комисията или на ACER. Комисията и ACER дават становище в съответствие с параграфи 2, 3 и 4. Член 30 Задачи на ЕМОПС за електроенергия 1. ЕМОПС за електроенергия: а) разработва мрежови кодекси в областите, посочени в член 59, параграфи 1 и 2, с оглед постигане на целите, посочени в член 28; б) приема и публикува необвързващ десетгодишен план за развитие на мрежата в рамките на целия Съюз (план за развитие на мрежата в целия Съюз) на всеки две години; в) подготвя и приема предложения във връзка с оценката на адекватността на европейските ресурси съгласно член 23 и за техническите спецификации за трансгранично участие в механизми за осигуряване на капацитет съгласно член 26, параграф 11; г) приема препоръки относно координацията на техническото сътрудничество между оператори на преносни системи от Съюза и оператори на преносни системи от трети държави; д) приема рамка за сътрудничество и координация между регионалните координационни центрове; е) приема предложение за определяне на региона на експлоатация на системата в съответствие с член 36; ж) си сътрудничи с операторите на разпределителни системи и с ООРСЕС; з) насърчава цифровизацията на преносните мрежи, включително внедряване на интелигентни мрежи, ефикасно събиране на данни в реално време и прилагане на интелигентни измервателни системи; и) приема инструменти за съвместна експлоатация на мрежата с оглед осигуряване на координация при експлоатация на мрежата в нормални и извънредни условия, включително обща скала за класификация на аварии и планове за научноизследователска дейност, включително изпълнението на тези планове чрез ефективна научноизследователска програма. Тези инструменти наред с другото посочват конкретно: i) информацията, включително подходяща информация за ден напред, в рамките на деня и в реално време, която да е полезна за подобряване на оперативното координиране, както и оптимална честота за събиране и споделяне на тази информация; ii) технологичната платформа за обмен на информация в реално време и където е подходящо, технологичните платформи за събирането, обработката и предаването на другата информация, посочена в подточка i), както и за прилагане на процедурите, с които би могло да се засили оперативното координиране между операторите на преносни системи с оглед тази координация да обхване целия Съюз; iii) начина, по който операторите на преносни системи предоставят оперативната информация на останалите оператори на преносни системи или на всяка структура, която е надлежно упълномощена да ги подпомага за постигане на оперативно координиране, и на ACER; и iv) тези оператори на преносни системи определят звено за контакт, което да отговаря на запитванията относно такава информация от други оператори на преносни системи или от всяка структура, която е надлежно упълномощена съгласно посоченото в подточка iii), или от ACER; й) приема годишна работна програма; к) допринася за определянето на изисквания за оперативна съвместимост и недискриминационни и прозрачни процедури за достъп до данните, съгласно предвиденото в член 24 от Директива (ЕС) 2019/944; л) приема годишен доклад; м) изготвя и приема сезонни оценки за адекватността съгласно член 9 параграф 2 от Регламент (ЕС) 2019/941; н) насърчава киберсигурността и защитата на данните, в сътрудничество със съответните органи и регулираните субекти; о) взема предвид развитието на оптимизацията на потреблението при изпълнението на своите задачи. 2. ЕМОПС за електроенергия докладва на ACER установените недостатъци във връзка със създаването и функционирането на регионални координационни центрове. 3. ЕМОПС за електроенергия публикува протоколите от заседанията на своето събрание, своя управителен съвет и своите комитети, като редовно предоставя на обществеността информация за решенията, които взема, и за дейността си. 4. Годишната работна програма по параграф 1, буква з) включва списък и описание на мрежовите кодекси, които да се подготвят, план за координиране на експлоатацията на мрежата и научноизследователски и развойни дейности, които да се осъществят през тази година, както и примерен график. 5. ЕМОПС за електроенергия предоставя информацията, искана от ACER за изпълнение на задачите ѝ съгласно член 32, параграф 1. За да позволят на ЕМОПС за електроенергия да изпълни това изискване, операторите на преносни системи предоставят на ЕМОПС за електроенергия необходимата информация. 6. По искане на Комисията ЕМОПС за електроенергия изразява пред Комисията своето мнение относно приемането на насоките, посочени в член 61. Член 31 Консултации 1. Докато подготвя предложенията съгласно задачите, посочени в член 30, параграф 1, ЕМОПС за електроенергия провежда обстоен процес на консултации на ранен етап, и по открит и прозрачен начин. Процесът на консултации трябва да бъде структуриран по начин, позволяващ да се вземат предвид коментарите на заинтересованите страни преди окончателното приемане на предложението, както и по открит и прозрачен начин с участието на всички съответни заинтересовани страни и особено на организациите, в които са представени тези заинтересовани страни в съответствие с правилника за дейността, посочен в член 29. В посочените консултации участват и регулаторните органи и други национални органи, предприятия за доставка и производство на електроенергия, ползватели на системата, включително клиенти, оператори на разпределителни системи, включително съответните промишлени асоциации, технически органи и платформи на заинтересовани страни. Тези консултации имат за цел установяване на възгледите и предложенията на всички заинтересовани страни по време на процеса на вземане на решения. 2. Всички документи и протоколи от заседанията, свързани с консултациите, посочени в параграф 1, се правят публично достояние. 3. Преди да приеме предложения съгласно член 30, параграф 1, ЕМОПС за електроенергия посочва как са били взети под внимание становищата, получени по време на консултацията. Когато становищата не са били взети под внимание, тя излага основанията за това. Член 32 Мониторинг от ACER 1. ACER наблюдава изпълнението на задачите на ЕМОПС за електроенергия, посочени в член 30, параграфи 1, 2 и 3, и докладва за резултатите на Комисията. ACER наблюдава прилагането от ЕМОПС за електроенергия на мрежовите кодекси, разработени съгласно член 59. В случаите, когато ЕМОПС за електроенергия не е приложил такива мрежови кодекси, ACER изисква от ЕМОПС за електроенергия да представи надлежно мотивирано обяснение относно причините за това. ACER информира Комисията за това обяснение и представя своето становище по него. ACER наблюдава и анализира прилагането на мрежовите кодекси и насоките, приети от Комисията в съответствие с член 58, параграф 1, и тяхното въздействие върху хармонизирането на приложимите правила, целящи улесняване на интегрирането на пазара, както и върху недискриминацията, ефективната конкуренция и ефикасното функциониране на пазара, и докладва на Комисията. 2. ЕМОПС за електроенергия внася в ACER за становище проекта на плана за развитие на мрежата в целия Съюз и проекта на годишната работна програма, включително информацията относно процеса на консултация и другите документи, посочени в член 30, параграф 1. Когато счита, че проектът на годишна работна програма или проектът на плана за развитие на мрежата в целия Съюз, предоставени от ЕМОПС за електроенергия, не допринасят за недискриминацията, ефективната конкуренция, ефикасното функциониране на пазара или за задоволителна степен на трансгранична свързаност на мрежите, отворени за достъп за трети страни, ACER предоставя надлежно мотивирано становище, както и препоръки до ЕМОПС за електроенергия и до Комисията в срок от два месеца от получаването им. Член 33 Разходи Разходите, свързани с дейностите на ЕМОПС за електроенергия, посочени в членове 28—32 и 58—61 от настоящия регламент и в член 11 от Регламент (ЕС) № 347/2013 на Европейския парламент и на Съвета ( 14 ), се поемат от операторите на преносни системи и се вземат предвид при изчисляване на тарифите. Регулаторните органи одобряват тези разходи единствено ако те са обосновани и пропорционални. Член 34 Регионално сътрудничество между операторите на преносни системи 1. Операторите на преносни системи установяват регионално сътрудничество в рамките на ЕМОПС за електроенергия, за да допринасят за дейностите, посочени в член 30, параграфи 1, 2 и 3. По-специално те публикуват регионален инвестиционен план на всеки две години и могат да вземат инвестиционни решения на основата на регионалния инвестиционен план. ЕМОПС за електроенергия насърчава сътрудничеството между операторите на преносни системи на регионално равнище, осигуряващо оперативна съвместимост, комуникации и наблюдение на регионалните характеристики в тези области, които все още не са хармонизирани на равнището на Съюза. 2. Операторите на преносни системи насърчават постигането на оперативни договорености, за да бъде осигурено оптимално управление на мрежата, и насърчават развитието на енергийния обмен, координираното разпределяне на трансграничен капацитет чрез недискриминационни пазарно обусловени решения и като отдават дължимото внимание на специфичните предимства на имплицитните търгове за краткосрочно разпределяне, и насърчават интегрирането на механизмите за балансиране и за резервна мощност. 3. С оглед постигане на целите, установени в параграфи 1 и 2, географската област, която всяка структура за регионално сътрудничество обхваща, може да бъде установена от Комисията, като се вземат предвид съществуващите структури за регионално сътрудничество. Всяка държава членка може да насърчава сътрудничество в повече от една географска област. На Комисията се предоставя правомощието да приема делегирани актове в съответствие с член 68, за допълване на настоящия регламент като установи географската област, обхващана от всяка структура за регионално сътрудничество. За тази цел Комисията се консултира с регулаторните органи, ACER и ЕМОПС за електроенергия. Делегираните актове, посочени в настоящия параграф, не засягат член 36. Член 35 Създаване и мисия на регионалните координационни центрове 1. До 5 юли 2020 г. всички оператори на преносни системи в региона на експлоатация на системата представят предложение за създаването на регионални координационни центрове на съответните регулаторни органи в съответствие с критериите, посочени в настоящата глава. Регулаторните органи в региона на експлоатация на системата преглеждат и одобряват предложението. Предложението включва най-малко следните елементи: а) държавата членка, в която се разполага бъдещото седалище на регионалните координационни центрове, и участващите оператори на преносни системи; б) организационните, финансовите и оперативните договорености, необходими за осигуряването на ефикасна, сигурна и надеждна експлоатация на взаимосвързаната преносна система; в) план за изпълнение за започването на дейността на регионалните координационни центрове; г) уставите и процедурните правилници на регионалните координационни центрове; д) описание на процесите на сътрудничество в съответствие с член 38; е) описание на договореностите относно отговорността на регионалните координационни центрове в съответствие с член 47; ж) при поддържане на два регионални координационни центъра на ротационен принцип в съответствие с член 36, параграф 2, описание на договореностите за предоставяне на ясни отговорности на тези регионални координационни центрове и процедури във връзка с изпълнението на техните задачи. 2. След като регулаторните органи одобрят предложението по параграф 1, регионалните координационни центрове заменят регионалните координатори по сигурността, създадени съгласно насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009, и влизат в сила до 1 юли 2022 г. 3. Регионалните координационни центрове имат една от правните форми, посочени в приложение II към Директива (ЕС) 2017/1132 на Европейския парламент и на Съвета ( 15 ). 4. При изпълнението на своите задачи съгласно правото на Съюза регионалните координационни центрове действат независимо от отделните национални интереси и от интересите на операторите на преносни системи. 5. Регионалните координационни центрове допълват ролята на операторите на преносни системи, като изпълняват задачите от регионално значение, възложени им в съответствие с член 37. Операторите на преносни системи отговарят за управлението на потоците на електроенергия и за гарантирането на сигурна, надеждна и ефикасна електроенергийна система в съответствие с член 40, параграф 1, буква г) от Директива (ЕС) 2019/944. Член 36 Географски обхват на регионалните координационни центрове 1. До 5 януари 2020 г. ЕМОПС за електроенергия представя на ACER предложение, в което се уточнява кои оператори на преносни системи, пазарни зони, граници на пазарни зони, региони на изчисляване на капацитета и региони за координиране на изключването на електроснабдяването са обхванати от всеки от регионите на експлоатация на системата. В предложението се взема предвид топологията на мрежата, включително степента на междусистемна свързаност и взаимозависимост на електроенергийната система във връзка с потоците и размера на региона, който обхваща поне един регион за изчисляване на капацитета. 2. Операторите на преносни системи в региона на експлоатация на системата участват в регионалния координационен център, установен в този регион. В изключителни обстоятелства, когато контролната зона на оператор на преносна система е част от различни синхронни зони, операторът на преносна система може да участва в два регионални координационни центъра. За границите на пазарни зони, които са съседни на регионите на експлоатация на системата, предложението по параграф 1 уточнява как да се осъществява координацията между регионалните координационни центрове за тези граници. За синхронната зона на континентална Европа, където дейностите на два регионални координационни центъра могат да се припокриват в даден регион на експлоатация на системата, операторите на преносни системи от този регион на експлоатация на системата вземат решение дали да определят единен регионален координационен център в този регион или двата регионални координационни центъра да изпълняват някои или всички задачи от регионално значение в целия регион на експлоатация на системата, на ротационен принцип, а други задачи да се изпълняват от единен, специално определен регионален координационен център. 3. В срок от три месеца от датата на получаване на предложението по параграф 1 относно определяне на регионите на експлоатация на системата ACER или го одобрява, или предлага изменения в него. Във втория случай ACER се консултира с ЕМОПС за електроенергия преди да приеме измененията. Приетото предложение се публикува на уебсайта на ACER. 4. Съответните оператори на преносни системи могат да представят на ACER предложение за промяна на регионите на експлоатация на системата, установени съгласно параграф 1. Прилага се процесът по параграф 3. Член 37 Задачи на регионалните координационни центрове 1. Всеки регионален координационен център изпълнява най-малко всички изброени по-долу задачи от регионално значение в целия регион на експлоатация на системата, в който е създаден: ▼M2 а) извършва координираното изчисляване на капацитета в съответствие с методиките, изготвени съгласно насоките относно предварителното разпределяне на капацитета по Регламент (ЕС) 2016/1719, насоките относно разпределянето на капацитета по Регламент (ЕС) 2015/1222 и управлението на претоварването и насоките за електроенергийното балансиране, установени с Регламент (ЕС) 2017/2195; ▼B б) извършва координирания анализ на сигурността в съответствие с методиките, изготвени съгласно насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009; в) създава модели на обща електроенергийна мрежа в съответствие с методиките и процедурите, изготвени съгласно насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009; г) оказва подкрепа за оценката на съгласуваността на плановете на операторите на преносни системи за защита и възстановяване в съответствие с процедурата, посочена в мрежовия кодекс относно извънредните ситуации и възстановяването на електроснабдяването, приет въз основа на член 6, параграф 11 от Регламент (ЕО) 714/2009; д) прави регионални прогнози за една седмица напред за адекватността на системата най-малко един ден напред и подготовка на действията за намаляване на риска в съответствие с методиката, посочена в член 8 от Регламент (ЕС) 2019/941, и процедурите, посочени в насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009; е) осъществява регионална координация на планирането на изключванията на електрозахранването в съответствие с процедурите и методиките, посочени в насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009; ж) обучение и сертифициране на персонала на регионалните координационни центрове; з) оказва подкрепа за координацията и оптимизацията на възстановяването в региона съгласно искането на операторите на преносни системи; и) изготвя анализ и докладва след операции и смущения; й) извършва регионално оразмеряване на резервния капацитет; к) улеснява възлагането в региона на поръчки за балансиращ капацитет; л) подпомага на операторите на преносни системи, по тяхно искане, за оптимизиране на спогодбите между операторите на преносни системи; м) извършва задачи, свързани с установяването на регионални сценарии при криза в електроснабдяването, ако и доколкото те са делегирани на регионалните координационни центрове съгласно член 6, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/941; н) извършва задачи, свързани със сезонни прогнози за адекватността, ако и доколкото те са делегирани на регионални координационни центрове съгласно член 9, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2019/941; о) изчислява стойността на максималния входен капацитет, който е на разположение за участието на чуждестранен капацитет в механизми за осигуряване на капацитет, за целите на изготвянето на препоръка съгласно член 26, параграф 7; п) извършва задачи, свързани с подкрепа на операторите на преносни системи за установяване на потребностите от нов преносен капацитет, от модернизиране на съществуващия преносен капацитет или от техните алтернативи, като те се представят на регионалните групи, създадени по силата на Регламент (ЕС) № 347/2013, и се включват в десетгодишния план за развитие на мрежата, посочен в член 51 от Директива (ЕС) 2019/944. Посочените в първа алинея задачи са изложени по-подробно в приложение I. 2. Въз основа на предложение на Комисията или на държава членка, комитетът, създаден съгласно член 68 от Директива (ЕС) 2019/944, изготвя становище относно възлагането на нови консултативни задачи на регионалните координационни центрове. Когато посоченият комитет даде положително становище за възлагане на нови консултативни задачи, регионалните координационни центрове изпълняват тези задачи въз основа на предложение, изготвено от ЕМОПС за електроенергия и одобрено от ACER в съответствие с процедурата, посочена в член 27. 3. Операторите на преносни системи предоставят на своите регионални координационни центрове информацията, която им е необходима за изпълнение на техните функции. 4. Регионалните координационни центрове предоставят на операторите на преносни системи от региона на експлоатация на системата информацията, която им е необходима за изпълнение на координираните действия и препоръките, изготвени от регионалните координационни центрове. 5. За задачите по настоящия член, които не са обхванати от съответните мрежови кодекси или насоки, ЕМОПС за електроенергия изготвя предложение в съответствие с процедурата по член 27. Регионалните координационни центрове изпълняват тези задачи въз основа на предложение, одобрено от ACER. Член 38 Сътрудничество в рамките на и между регионалните координационни центрове Ежедневната координация в рамките на и между регионалните координационни центрове се управлява чрез процеси на сътрудничество между операторите на преносни системи от региона, включително договореностите за координация между регионалните координационни центрове, когато това е целесъобразно. Процесите на сътрудничество се основават на: а) правила за работа, с цел да бъдат взети предвид аспектите на планирането и дейността, имащи отношение към задачите, посочени в член 37; б) процедура за обмен на анализи и консултиране на предложенията на регионалните координационни центрове с операторите на преносни системи в региона на експлоатация на системата и съответните заинтересовани страни и с други регионални координационни центрове, по ефективен и приобщаващ начин, във връзка с изпълнението на техните оперативни задължения и задачи в съответствие с член 40, както и с други регионални координационни центрове; в) процедура за приемане на координирани действия и препоръки в съответствие с член 42; Член 39 Правила за работа 1. Регионалните координационни центрове разработват правила за работа, които са ефикасни, приобщаващи, прозрачни и улесняващи постигането на консенсус с цел да бъдат разгледани аспектите на планирането и дейността във връзка със задачите, които трябва да се изпълнят, като вземат предвид по-специално особеностите на тези задачи и изискванията за тях, както е уточнено в приложение I. Регионалните координационни центрове също така разработват процес за преразглеждането на тези правила за работа. 2. Регионалните координационни центрове гарантират, че посочените в параграф 1 правила за работа съдържат правила за уведомяване на засегнатите страни. Член 40 Процедура за консултации 1. Регионалните координационни центрове разработват процедура за организиране, във връзка с изпълнението на техните ежедневни оперативни задължения и задачи, на целесъобразни и редовни консултации с операторите на преносни системи в региона на експлоатация на системата, други регионални координационни центрове и със съответните заинтересовани страни. При необходимост се включват и регулаторни органи, за да се осигури възможност за разглеждане на въпроси по регулирането. 2. Регионалните координационни центрове се консултират с държавите членки в региона на експлоатация на системата и, при наличието на регионален форум, с техните регионални форуми, по въпроси от политическо значение с изключение на въпроси относно ежедневната дейност на регионалните координационни центрове и изпълнението на техните задачи. Регионалните координационни центрове вземат надлежно под внимание препоръките, отправени от държавите членки, както и, когато е приложимо, от техните регионални форуми. Член 41 Прозрачност 1. Регионалните координационни центрове разработват процес на участие на заинтересованите страни и провеждат редовни срещи със заинтересованите страни за обсъждане на въпросите във връзка с ефикасното, сигурно и надеждно функциониране на взаимосвързаната система, както и за установяване на недостатъците и предлагане на подобрения. 2. ЕМОПС за електроенергия и регионалните координационни центрове работят при пълна прозрачност по отношение на заинтересованите страни и обществеността. Те публикуват всички относими документи на своите уебсайтове. Член 42 Приемане и преглед на координирани действия и препоръки 1. Операторите на преносни системи в даден регион на експлоатация на системата разработват процедура за приемането и прегледа на координираните действия и препоръки, изготвени от регионалните координационни центрове в съответствие с критериите, посочени в параграфи 2, 3 и 4. 2. Регионалните координационни центрове изготвят координирани действия, адресирани до операторите на преносни системи, по отношение на задачите, посочени в член 37, параграф 1, букви а) и б). Операторите на преносни системи прилагат координираните действия, с изключение на случаите, когато изпълнението на координираните действия би довело до нарушение на ограниченията във връзка с оперативната сигурност, определени от всеки оператор на преносна система в съответствие с насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009. Когато даден оператор на преносна система реши да не прилага координирано действие по причините, определени в настоящия параграф, той докладва по прозрачен и подробен начин и без ненужно забавяне причините до регионалния координационен център и до операторите на преносни системи от региона на експлоатация на системата. В такива случаи регионалният координационен център оценява въздействието на посоченото решение върху другите оператори на преносни системи от региона на експлоатация на системата и може да предложи различен набор от координирани действия, при спазване на процедурата, посочена в параграф 1. 3. Регионалните координационни центрове изготвят препоръки, адресирани до операторите на преносни системи, по отношение на задачите, изброени в член 37, параграф 1, букви в) — п) или възложени в съответствие с член 37, параграф 2. Когато даден оператор на преносна система реши да се отклони от дадена препоръка съгласно посоченото в параграф 1 той представя обосновка за своето решение на регионалните координационни центрове и на другите оператори на преносни системи от региона на експлоатация на системата без ненужно забавяне. 4. Прегледът на координирани действия или на препоръка се извършва по искане на един или повече оператори на преносни системи от региона на експлоатация на системата. След прегледа на координираното действие или препоръката, регионалните координационни центрове потвърждават или променят съответната мярка. 5. Когато дадено координирано действие подлежи на преглед в съответствие с параграф 4 от настоящия член, искането за преглед не спира действието на координираното действие освен когато прилагането на координираното действие би довело до нарушение на ограниченията във връзка с оперативната сигурност, определени от всеки отделен оператор на преносна система в съответствие с насоките относно експлоатацията на системата, приети въз основа на член 18, параграф 5 от Регламент (ЕО) № 714/2009. 6. По предложение на държава членка или на Комисията и след консултация с комитета, създаден съгласно член 68 от Директива (ЕС) 2019/944, държавите членки в региона на експлоатация на системата могат да решат съвместно да предоставят правомощия за изготвянето на координирани действия на техния регионален координационен център с цел изпълнение на една или повече от задачите, предвидени в член 37, параграф 1, букви в) — п) от настоящия регламент. Член 43 Управителен съвет на регионалните координационни центрове 1. Регионалните координационни центрове учредяват свой управителен съвет, който да приема мерки във връзка с управлението им и да наблюдава дейността им. 2. Управителният съвет се състои от членове, представляващи всички оператори на преносни системи, които участват в съответния регионален координационен център. 3. Управителният съвет отговаря за: а) изготвяне и одобряване на устава и процедурния правилник на регионалните координационни центрове; б) вземане на решения относно организационната структура и изпълнението им; в) изготвяне и одобряване на годишния бюджет; г) разработване и одобряване на съвместните процеси в съответствие с член 38. 4. Компетентностите на управителния съвет изключват тези, които са свързани с ежедневната дейност на регионалните координационни центрове и с изпълнението на техните задачи. Член 44 Организационна структура 1. Операторите на преносни системи в региона на експлоатация на системата установяват организационната структура на регионалните координационни центрове, която подпомага безопасността на техните задачи. Тяхната организационна структура определя: а) правомощията, задълженията и отговорностите на персонала; б) връзката и линиите за докладване между различните части и процеси в организацията. 2. Регионалните координационни центрове могат да създават регионални офиси, които да се занимават с подрегионални особености или определят подпомагащи регионални координационни центрове за ефикасното и надеждно изпълнение на техните задачи в случаи на доказана абсолютна необходимост от това. Член 45 Оборудване и персонал Регионалните координационни центрове се оборудват с всички човешки, технически, физически и финансови ресурси, които са необходими за изпълнение на задълженията им по настоящия регламент и изпълнение на техните задачи по независим и безпристрастен начин. Член 46 Мониторинг и докладване 1. Регионалните координационни центрове въвеждат процес за непрекъснато наблюдение най-малко на: а) оперативната им дейност; б) изготвените координирани действия и препоръки, степента на прилагане на координираните действия и препоръките от операторите на преносни системи, както и постигнатите резултати; в) ефективността и ефикасността за всяка една от задачите, за които те отговарят, и където е приложимо, ротацията на тези задачите. 2. Регионалните координационни центрове установяват своите разходи по прозрачен начин и ги докладват на ACER и на регулаторните органи в региона на експлоатация на системата. 3. Регионалните координационни центрове представят годишен доклад с резултатите от наблюдението по параграф 1, както и информация за своята дейност на ЕМОПС за електроенергия, ACER и регулаторните органи в региона на експлоатация на системата, както и на Групата за координация в областта на електроенергетиката. 4. Регионалните координационни центрове докладват за недостатъците, установени от тях в процеса на наблюдение съгласно параграф 1, на ЕМОПС за електроенергия, регулаторните органи в региона на експлоатация на системата и ACER, както и на другите компетентните органи на държавите членки, отговарящи за предотвратяването и управлението на ситуации при криза в електроснабдяването. Въз основа на този доклад съответните регулаторни органи в региона на експлоатация на системата могат да предложат на регионалните координационни центрове мерки за справяне с проблемите. 5. Без да се засягат необходимостта от запазване на сигурността и поверителността на търговската информация с чувствителен характер, регионалните координационни центрове оповестяват публично докладите, посочени в параграфи 3 и 4. Член 47 Отговорност В предложенията за създаване на регионални координационни центрове в съответствие с член 35 операторите на преносни системи в региона на експлоатация на системата включват необходимите стъпки за покриване на отговорността, свързана с изпълнението на задачите на регионалните координационни центрове. Прилаганият метод за осигуряване на покритието е съобразен с правния статут на регионалните координационни центрове и с равнището на предлаганото на пазара застрахователно покритие. Член 48 Десетгодишен план за развитие на мрежата ▼M1 1. Планът за развитие на мрежата в целия Съюз, посочен в член 30, параграф 1, буква б), включва моделиране на интегрираната мрежа, включително разработване на сценарии и оценка на устойчивостта на системата. Съответните входящи параметри за моделирането, като допускания относно цените на горивата и въглеродните емисии или относно съоръженията за възобновяеми енергийни източници, са в пълно съответствие с оценката на адекватността на европейските ресурси, изготвена в съответствие с член 23. ▼B Планът за развитие на мрежата в целия Съюз, по-специално: а) се основава на националните инвестиционни планове, като се вземат предвид регионалните инвестиционни планове, посочени в член 34, параграф 1 от настоящия регламент, и ако е целесъобразно, съюзните аспекти на планирането на мрежите съгласно определеното в Регламент (ЕС) № 347/2013; той се подлага на анализ на разходите и ползите, като се използва методологията, установена съгласно определеното в член 11 от този регламент; б) по отношение на трансграничните междусистемни електропроводи се основава на разумните потребности на различните ползватели на системата и включва дългосрочните ангажименти на инвеститори, посочени в членове 44 и 51 от Директива (ЕС) 2019/944; и в) открива пропуски в инвестициите, по-специално по отношение на трансграничните капацитети. По отношение на буква в) от първа алинея, може да се добави преглед на пречките пред укрепването на трансграничния капацитет на мрежата, които произтичат от различните процедури или практики за одобрение, като приложение към плана за развитие на мрежата в целия Съюз. 2. ACER представя становище относно националните десетгодишни планове з