Регламент Комісії (ЄС) 2017/2195 від 23 листопада 2017 року про встановлення настанов щодо балансування електроенергії

2. У строк до одного року після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні розробити пропозицію для подальшого визначення та гармонізації принаймні:

(a) розрахування коригування небалансу відповідно до статті 49 і розрахування позиції, небалансу та розподіленого обсягу згідно з одним із підходів відповідно до статті 54(3);

(b) основних складових, які використовуються для розрахування ціни небалансу для всіх небалансів відповідно до статті 55, у тому числі, у відповідних випадках, визначення вартості нереалізованої активації балансуючої енергії з резервів відновлення частоти або резервів заміщення;

(c) використання єдиного ціноутворення для всіх небалансів відповідно до статті 55, у результаті якого визначається єдина ціна для додатних небалансів і від’ємних небалансів для кожної цінової області небалансу за період врегулювання небалансів; та

(d) визначення умов і методології застосування подвійного ціноутворення для всіх небалансів відповідно до статті 55, у результаті якого визначається одна ціна для додатних небалансів і одна ціна для від’ємних небалансів для кожної цінової області небалансу за період врегулювання небалансів, що включає:

(i) умови, за яких ОСП може пропонувати відповідному регуляторному органу відповідно до статті 37 Директиви 2009/72/ЄС застосування подвійного ціноутворення, і обґрунтування, яке необхідно надати;

(ii) методологію застосування подвійного ціноутворення.

3. У пропозиції відповідно до параграфа 2 можуть бути розмежовані моделі децентралізованого диспетчерського управління та моделі централізованого диспетчерського управління.

4. У пропозиції відповідно до параграфа 2 може бути вказана дата імплементації не пізніше ніж через вісімнадцять місяців після затвердження всіма відповідними регуляторними органами згідно зі статтею 5(2).

1. У строк до трьох років після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП повинні застосовувати період врегулювання небалансів тривалістю 15 хвилин в усіх областях складання графіків, забезпечуючи, щоб усі межі розрахункового періоду збігалися з межами періоду врегулювання небалансів.

2. ОСП у синхронній зоні можуть подати спільний запит про надання звільнення від застосування вимоги, встановленої в параграфі 1.

3. Якщо відповідні регуляторні органи в синхронній зоні надають звільнення від застосування вимоги, встановленої в параграфі 1, за спільним запитом ОСП у відповідній синхронній зоні або за власною ініціативою, вони повинні проводити, у співпраці з Агентством і принаймні кожні три роки, аналіз витрат і вигід, пов’язаних із гармонізацією періоду врегулювання небалансів у межах синхронної зони та між синхронними зонами.

1. Кожен ОСП повинен розрахувати у своїй області або областях складання графіків, у відповідних випадках, остаточну позицію, розподілений обсяг, коригування небалансу та небаланс:

(a) для кожної сторони, відповідальної за баланс;

(b) для кожного періоду регулювання небалансів;

(c) у кожній області небалансу.

2. Область небалансу дорівнює області складання графіків, окрім як у випадку моделі централізованого диспетчерського управління, згідно з якою область небалансу може бути частиною області складання графіків.

3. До імплементації пропозиції відповідно до статті 52(2) кожен ОСП повинен розраховувати остаточну позицію сторони, відповідальної за баланс, з використанням одного з таких підходів:

(a) сторона, відповідальна за баланс, має одну остаточну позицію, що дорівнює сумі її графіків зовнішньої комерційної торгівлі та графіків внутрішньої комерційної торгівлі;

(b) сторона, відповідальна за баланс, має дві остаточні позиції, перша з яких дорівнює сумі її графіків зовнішньої комерційної торгівлі та графіків внутрішньої комерційної торгівлі на основі генерації, а друга дорівнює сумі її графіків зовнішньої комерційної торгівлі та графіків внутрішньої комерційної торгівлі на основі споживання;

(c) у рамках моделі централізованого диспетчерського управління сторона, відповідальна за баланс, може мати кілька остаточних позицій для кожної області небалансу, які дорівнюють графікам генерації генеруючих об’єктів або графікам споживання об’єктів енергоспоживання.

4. Кожен ОСП повинен встановити правила:

(a) розрахування остаточної позиції;

(b) визначення розподіленого обсягу;

(c) визначення коригування небалансу відповідно до статті 49;

(d) розрахування небалансу;

(e) подання вимоги про перерахування небалансу стороною, відповідальною за баланс.

5. Розподілений обсяг не повинен розраховуватися для сторони, відповідальної за баланс, що не охоплює відпуски або відбори.

6. Небаланс повинен відображати розмір і напрямок операції з розрахунків між стороною, відповідальною за баланс, і ОСП; небаланс може бути:

(a) зі знаком "мінус", що вказує на дефіцит сторони, відповідальної за баланс;

(b) зі знаком "плюс", що вказує на профіцит сторони, відповідальної за баланс;

1. Кожен ОСП повинен встановити правила розрахування ціни небалансу, що може бути додатною, нульовою або від’ємною, як визначено в таблиці 2:

2. Правила відповідно до параграфа 1 повинні включати визначення вартості нереалізованої активації балансуючої енергії з резервів відновлення частоти або резервів заміщення.

3. Кожен ОСП повинен визначити ціну небалансу для:

(a) кожного періоду врегулювання небалансів;

(b) його цінових областей небалансу;

(c) кожного напрямку небалансу.

4. Ціна від’ємного небалансу не повинна бути нижчою за:

(a) середньозважену ціну додатної активованої балансуючої енергії з резервів відновлення частоти та резервів заміщення; або

(b) у випадку відсутності активації балансуючої енергії в жодному з напрямків протягом періоду врегулювання небалансів - вартість нереалізованої активації балансуючої енергії з резервів відновлення частоти або резервів заміщення.

5. Ціна додатного небалансу не повинна перевищувати:

(a) середньозважену ціну від’ємної активованої балансуючої енергії з резервів відновлення частоти та резервів заміщення; або

(b) у випадку відсутності активації балансуючої енергії в жодному з напрямків протягом періоду врегулювання небалансів - вартість нереалізованої активації балансуючої енергії з резервів відновлення частоти або резервів заміщення.

6. У разі активації як додатної, так і від’ємної балансуючої енергії з резервів відновлення частоти або резервів заміщення протягом того самого періоду врегулювання небалансу ціну врегулювання небалансу визначають для додатного небалансу та від’ємного небалансу на основі принаймні одного з принципів відповідно до параграфів 4 та 5.

1. Кожен ОСП в області складання графіків, що використовує пропозиції щодо балансуючої потужності, повинен встановити правила здійснення розрахунків принаймні за резерви відновлення частоти та резерви заміщення відповідно до вимог, визначених у статті 32.

2. Кожен ОСП в області складання графіків, що використовує пропозиції щодо балансуючої потужності, повинен здійснювати розрахунки принаймні за всі закуплені резерви відновлення частоти та резерви заміщення відповідно до вимог, визначених у статті 32.

1. Усі ОСП, які здійснюють обмін балансуючою потужністю, повинні встановити правила здійснення розрахунків за закуплену балансуючу потужність відповідно до статті 33 і статті 35.

2. Усі ОСП, які здійснюють обмін балансуючою потужністю, повинні спільно здійснювати розрахунки за закуплену балансуючу потужність із використанням функції розрахунків між ОСП відповідно до статті 33. Усі ОСП, які здійснюють обмін балансуючою потужністю на основі моделі ОСП-НПБ, повинні здійснювати розрахунки за закуплену балансуючу потужність відповідно до статті 35.

3. Усі ОСП, які здійснюють обмін балансуючою потужністю, повинні встановити правила здійснення розрахунків у ході розподілу міжзональної пропускної спроможності відповідно до глави 2 розділу IV.

4. Усі ОСП, які здійснюють обмін балансуючою потужністю, повинні здійснювати розрахунки за розподілену міжзональну пропускну спроможність відповідно до глави 2 розділу IV.

1. У рамках пропозицій відповідно до статей 19, 20 та 21 усі ОСП повинні розробити алгоритми, які повинні виконуватися функціями оптимізації активації для активації пропозицій щодо балансуючої енергії. Такі алгоритми повинні:

(a) відповідати методу активації пропозицій щодо балансуючої енергії відповідно до статті 29;

(b) відповідати методу встановлення цін на балансуючу енергію відповідно до статті 30;

(c) враховувати описи процесів взаємозаліку небалансів і транскордонної активації відповідно до розділу III частини IV Регламенту (ЄС) 2017/1485.

2. У рамках пропозиції відповідно до статті 22 усі ОСП повинні розробити алгоритм, який повинен виконуватися функцією процесу взаємозаліку небалансів. Такий алгоритм повинен мінімізувати активацію ресурсів балансування у протилежних напрямках шляхом здійснення процесу взаємозаліку небалансів відповідно до частини IV Регламенту (ЄС) 2017/1485.

3. У рамках пропозиції відповідно до статті 33 два або більше ОСП, які здійснюють обмін балансуючою потужністю, повинні розробити алгоритми, які повинні виконуватися функціями оптимізації закупівлі потужності для закупівлі за пропозиціями щодо балансуючої потужності. Такі алгоритми повинні:

(a) мінімізувати загальні витрати на спільну закупівлю всієї балансуючої потужності;

(b) якщо застосовно, враховувати доступність міжзональної пропускної спроможності, включно з можливими витратами на її постачання.

4. Усі алгоритми, розроблені згідно із цією статтею, повинні:

(a) дотримуватися обмежень операційної безпеки;

(b) враховувати технічні та мережеві обмеження;

(c) якщо застосовно, враховувати доступну міжзональну пропускну спроможність.

1. ENTSO-E повинна публікувати європейський звіт, присвячений моніторингу, опису й аналізу імплементації цього Регламенту, звітуючи про прогрес, досягнутий у сфері інтеграції балансуючих ринків у Європі, і забезпечуючи конфіденційність інформації згідно зі статтею 11.

2. Формат звіту варіюється таким чином:

(a) через два роки після набуття чинності цим Регламентом і кожного другого року потому необхідно публікувати детальний звіт;

(b) через три роки після набуття чинності цим Регламентом і кожного другого року потому необхідно публікувати більш стислу версію звіту для перегляду досягнутого прогресу та оновлення показників ефективності.

3. У звіті відповідно до параграфа 2(a) необхідно:

(a) описати та здійснити аналіз процесу гармонізації та інтеграції, а також прогресу, досягнутого у сфері гармонізації та інтеграції балансуючих ринків у результаті застосування цього Регламенту;

(b) описати статус імплементаційних проектів відповідно до цього Регламенту;

(c) оцінити сумісність імплементаційних проектів і визначити будь-які можливі зміни, які створюють ризик для майбутньої інтеграції;

(d) здійснити аналіз розвитку обмінів балансуючою потужністю та спільного використання резервів і описати можливі перешкоди, передумови та заходи для подальшого розширення обміну балансуючою потужністю та спільного використання резервів;

(e) описати наявні та проаналізувати потенційні обміни послугами балансування;

(f) здійснити аналіз придатності стандартизованих продуктів з огляду на останні зміни та розвиток різних ресурсів балансування та пропонувати можливі покращення стандартизованих продуктів;

(g) оцінити необхідність подальшої гармонізації стандартизованих продуктів і можливого впливу відсутності гармонізації на інтеграцію балансуючих ринків;

(h) оцінити наявність і обґрунтування спеціалізованих продуктів, які використовуються ОСП, а також їх вплив на інтеграцію балансуючих ринків;

(i) оцінити прогрес у сфері гармонізації основних елементів взаємозаліку небалансів, а також наслідки та можливі викривлення, спричинені відсутністю гармонізації;

(j) звітувати про результати аналізів витрат і вигід відповідно до статті 61.

4. ENTSO-E повинна встановити показники ефективності функціонування балансуючих ринків, які будуть використовуватися у звітах. Такі показники ефективності повинні відображати:

(a) доступність пропозицій щодо балансуючої енергії, у тому числі пропозицій щодо балансуючої потужності;

(b) грошові прибутки та заощадження в результаті взаємозаліку небалансів, обміну послугами балансування та спільного використання резервів;

(c) вигоди від використання стандартизованих продуктів;

(d) загальні витрати на балансування;

(e) економічну ефективність і надійність балансуючих ринків;

(f) можливу неефективність і викривлення балансуючих ринків;

(g) втрати ефективності через спеціалізовані продукти;

(h) обсяг і ціну балансуючої енергії, що використовується для цілей балансування, як доступної, так і активованої, зі стандартизованих продуктів і зі спеціалізованих продуктів;

(i) ціни небалансу та небаланси системи;

(j) динаміку цін на послуги балансування за попередні роки;

(k) порівняння очікуваних і реалізованих витрат і вигід від усіх розподілів міжзональної пропускної спроможності для цілей балансування.

5. Перш ніж подати остаточний звіт, ENTSO-E повинна підготувати пропозицію щодо проекту звіту. У такій пропозиції повинні бути визначені структура звіту, зміст і показники ефективності, які будуть використовуватися у звіті. Пропозиція повинна бути подана до Агентства, що має право вимагати внесення змін упродовж двох місяців з моменту подання пропозиції.

6. Звіт відповідно до параграфа 2(a) також повинен містити резюме англійською мовою кожного звіту ОСП про балансування відповідно до статті 60.

7. У звітах повинна бути надана дезагрегована інформація та показники для кожної області складання графіків, кожного кордону торгової зони або кожного блоку РЧП.

8. ENTSO-E повинна опублікувати звіти в мережі Інтернет і подати їх до Агентства не пізніше ніж через шість місяців після завершення року, якого вони стосуються.

9. Після настання кінцевих термінів, до настання яких усі ОСП повинні використовувати європейські платформи відповідно до статей 19(5), 20(6), 21(6) та 22(5), усі ОСП повинні переглянути зміст і умови публікації звітів. На основі результатів такого перегляду ENTSO-E повинна розробити пропозицію щодо нової структури та строків публікації звітів і подати її до Агентства. Агентство має право вимагати внесення змін упродовж трьох місяців з моменту подання пропозиції.

1. Принаймні раз на два роки кожен ОСП повинен публікувати звіт про балансування, що охоплює попередні два календарні роки, забезпечуючи конфіденційність інформації згідно зі статтею 11.

2. Звіт про балансування повинен:

(a) включати інформацію про обсяги доступних, закуплених і використаних спеціалізованих продуктів, а також обґрунтування спеціалізованих продуктів згідно з умовами відповідно до статті 26;

(b) надавати зведений аналіз параметрів резервної потужності, включно з обґрунтуванням і поясненням розрахованих вимог до резервної потужності;

(c) надавати зведений аналіз оптимального постачання резервної потужності, включно з обґрунтуванням обсягу резервної потужності;

(d) містити аналіз витрат і вигід, а також можливої неефективності та викривлення, пов’язаних з існуванням спеціалізованих продуктів, у розрізі конкуренції та фрагментації ринку, використання управління попитом і відновлюваних джерел енергії, інтеграції балансуючих ринків і побічних ефектів для інших ринків електроенергії;

(e) містити аналіз можливостей обміну балансуючою потужністю та спільного використання резервів;

(f) надавати пояснення та обґрунтовування закупівлі балансуючої потужності без обміну балансуючою потужністю або спільного використання резервів;

(g) містити аналіз ефективності функцій оптимізації активації балансуючої енергії з резервів відновлення частоти та, якщо застосовно, балансуючої енергії з резервів заміщення.

3. Звіт про балансування повинен бути складений англійською мовою або повинен принаймні містити резюме англійською мовою.

4. На основі попередньо опублікованих звітів відповідний регуляторний орган згідно зі статтею 37 Директиви 2009/72/ЄС має право вимагати внесення змін до структури та змісту наступного звіту ОСП про балансування.

1. У випадках, коли ОСП зобов’язані провести аналіз витрат і вигід відповідно до цього Регламенту, вони повинні встановити критерії та методологію аналізу витрат і вигід та подати їх до відповідних регуляторних органів згідно зі статтею 37 Директиви 2009/72/ЄС за шість місяців до початку аналізу витрат і вигід. Відповідні регуляторні органи мають право спільно вимагати внесення змін до таких критеріїв і методології.

2. Аналіз витрат і вигід повинен враховувати принаймні:

(a) технічну здійсненність;

(b) економічну ефективність;

(c) вплив на конкуренцію та інтеграцію балансуючих ринків;

(d) витрати і вигоди від імплементації;

(e) вплив на європейські та національні витрати на балансування;

(f) потенційний вплив на ціни на європейському ринку електроенергії;

(g) здатність ОСП і сторін, відповідальних за баланс, виконувати їхні обов’язки;

(h) вплив на учасників ринку в розрізі додаткових технічних або ІТ-вимог, оцінених у співпраці зі стейкхолдерами, що зазнали впливу.

3. Усі відповідні ОСП повинні надати результати аналізу витрат і вигід усім відповідним регуляторним органам разом з обґрунтованою пропозицією щодо способів вирішення можливих проблем, виявлених у ході аналізу витрат і вигід.

1. Регуляторний орган згідно зі статтею 37 Директиви 2009/72/ЄС може, за запитом ОСП або за власною ініціативою, надати відповідним ОСП відступ від одного або більше положень цього Регламенту згідно з параграфами 2-12.

2. ОСП може подати запит про надання відступу від таких вимог:

(a) кінцеві терміни, до настання яких ОСП повинен використовувати європейські платформи відповідно до статей 19(5), 20(6), 21(6) та 22(5);

(b) визначення часу закриття воріт інтегрованого процесу складання графіків у рамках моделі централізованого диспетчерського управління відповідно до статті 24(5) і можливість змінення пропозицій у рамках інтегрованого процесу складання графіків відповідно до статті 24(6);

(c) максимальний обсяг міжзональної пропускної спроможності, розподіленої в рамках ринкового процесу відповідно до статті 41(2) або процесу на основі аналізу економічної ефективності відповідно до статті 42(2);

(d) гармонізація періоду врегулювання небалансів відповідно до статті 53(1);

(e) імплементація вимог відповідно до статей 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 54, 55, 56 та 57.

3. Процес надання відступів повинен бути прозорим, недискримінаційним, неупередженим, належним чином задокументованим і ґрунтуватися на обґрунтованому запиті.

4. ОСП повинні подати письмовий запит про надання відступу до відповідного регуляторного органу не пізніше ніж за шість місяців до дати застосування положень, від яких потрібен відступ.

5. Запит про надання відступу повинен включати таку інформацію:

(a) положення, від яких потрібен відступ;

(b) необхідний строк дії відступу;

(c) детальний план і графік, у яких визначено, як здійснити та забезпечити імплементацію відповідних положень цього Регламенту після завершення строку дії відступу;

(d) оцінку наслідків запитаного відступу для суміжних ринків;

(e) оцінку можливих ризиків для інтеграції балансуючих ринків у Європі, спричинених запитаним відступом.

6. Відповідний регуляторний орган повинен ухвалити рішення щодо будь-якого запиту про надання відступу протягом шести місяців із дати отримання ним такого запиту. Указаний строк може бути продовжений на три місяці до його завершення, якщо відповідний регуляторний орган вимагає надання додаткової інформації від ОСП, що подав запит про надання відступу. Такий додатковий період починається з моменту отримання повної інформації.

7. ОСП, що подав запит про надання відступу, повинен надати будь-яку додаткову інформацію, запитану відповідним регуляторним органом, протягом двох місяців з дати відповідного запиту. Якщо ОСП не надасть запитану інформацію протягом указаного строку, запит про надання відступу вважається відкликаним, крім випадків, коли до завершення такого строку:

(a) відповідний регуляторний орган вирішить продовжити строк; або

(b) ОСП повідомить відповідному регуляторному органу за допомогою обґрунтованого подання, що запит про надання відступу повний.

8. У ході оцінювання запиту про надання відступу або до надання відступу за власною ініціативою відповідний регуляторний орган повинен розглянути такі аспекти:

(a) труднощі, пов’язані з імплементацією відповідного положення або положень;

(b) ризики та наслідки застосування відповідного положення або положень у розрізі операційної безпеки;

(c) заходи, вжиті для сприяння імплементації відповідного положення або положень;

(d) вплив відсутності імплементації відповідного положення або положень у розрізі недискримінації та конкуренції з іншими учасниками європейського ринку, зокрема в контексті управління попитом і відновлюваних джерел енергії;

(e) вплив на загальну економічну ефективність та інфраструктуру розумних мереж;

(f) вплив на інші області складання графіків та загальні наслідки для процесу інтеграції європейських ринків.

9. Відповідний регуляторний орган повинен ухвалити обґрунтоване рішення щодо запиту про надання відступу або відступу, що надається за його власною ініціативою. Якщо відповідний регуляторний орган надає відступ, він повинен указати строк його дії. Відступ може бути наданий тільки один раз на строк не більше двох років, за винятком відступів, зазначених у параграфах 2(c) та 2(d), які можуть бути надані до 01 січня 2025 року.

10. Відповідний регуляторний орган повинен довести своє рішення до відома ОСП, Агентства та Європейської Комісії. Воно також повинне бути опубліковане на його вебсайті.

11. Відповідні регуляторні органи повинні вести реєстр усіх відступів, які вони надали або в наданні яких вони відмовили, і принаймні раз на шість місяців надавати Агентству оновлений і консолідований реєстр, копія якого повинна надаватися ENTSO-E.

12. Реєстр повинен містити, зокрема:

(a) положення, від яких був наданий відступ або було відмовлено в його наданні;

(b) зміст відступу;

(c) причини надання або відмови в наданні відступу;

(d) наслідки надання відступу.

1. ENTSO-E повинна здійснювати моніторинг імплементації цього Регламенту відповідно до статті 8(8) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Моніторинг імплементації цього Регламенту з боку ENTSO-E повинен охоплювати щонайменше такі питання:

(a) підготовку європейського звіту про інтеграцію балансуючих ринків відповідно до статті 59;

(b) підготовку звіту про результати моніторингу імплементації цього Регламенту, включно із впливом на гармонізацію застосовних правил, спрямованих на сприяння ринковій інтеграції.

2. ENTSO-E повинна подати план моніторингу, у якому вказані звіти, що повинні бути підготовлені, і будь-які оновлення, до Агентства для отримання висновку у строк до шести місяців після набуття чинності цим Регламентом.

3. Агентство, у співпраці з ENTSO-E, повинні підготувати, у строк до 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом, перелік релевантної інформації, яку ENTSO-E має повідомляти Агентству відповідно до статей 8(9) і 9(1) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Перелік релевантної інформації може оновлюватися. ENTSO-E повинна здійснювати комплексне архівування інформації, запитуваної Агентством, у вигляді цифрових даних у стандартизованому форматі.

4. Усі ОСП повинні надавати ENTSO-E інформацію, необхідну для виконання завдань відповідно до параграфів 1 і 3.

5. Учасники ринку та інші відповідні організації, пов’язані з інтеграцією балансуючих ринків електроенергії, повинні, на спільну вимогу Агентства і ENTSO-E, подавати до ENTSO-E інформацію, необхідну для моніторингу відповідно до параграфів 1 і 3, за винятком інформації, що вже була отримана відповідними регуляторними органами згідно зі статтею 37 Директиви 2009/72/ЄС, Агентством або ENTSO-E в контексті виконання ними відповідних завдань з моніторингу імплементації.

За винятком участі в розробленні умов або методологій, до яких застосовуються відповідні строки, вимоги цього Регламенту застосовуються до Ірландії та Північної Ірландії починаючи з 31 грудня 2019 року.

1. Цей Регламент набуває чинності на двадцятий день після його публікації в Офіційному віснику Європейського Союзу.

2. Що стосується статей 14, 16, 17, 28, 32, 34-36, 44-49 та 54-57, цей Регламент застосовується через один рік після набуття чинності цим Регламентом.

Цей Регламент обов’язковий у повному обсязі та підлягає прямому застосуванню в усіх державах-членах.