---
title: "Регламент N 714/2009 Европейского парламента и Совета Европейского Союза"
number: "714/2009"
issuer: "Европейский Союз"
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/reglament-7142009"
---

## Регламент N 714/2009 Европейского парламента и Совета Европейского Союза

"Об условиях доступа к сетям в целях трансграничного обмена электричеством и об отмене Регламента 1228/2003" [рус., англ.]

(Вместе с "Инструкциями по управлению доступной мощностью передающих соединительных линий между национальными системами, а также их распределением", "Корреляционной таблицей")

(Принят в г. Брюсселе 13.07.2009)

(с изм.и доп. от 14.06.2013)

> [!WARNING]
> Документ утратил силу 1 января 2020 года в соответствии с Регламентом N 2019/943 Европейского парламента и Совета Европейского Союза от 05.06.2019.
> Документ утратил силу 1 января 2020 года в соответствии с Регламентом N 2019/943 Европейского парламента и Совета Европейского Союза от 05.06.2019 (официальный сайт законодательства Европейского Союза http://eur-lex.europa.eu по состоянию на 13.10.2025).
> Данная редакция документа вступила в силу 5 января 2015 года (официальный сайт законодательства Европейского Союза http://eur-lex.europa.eu по состоянию на 26.01.2017). Россия не участвует.
> Первоначальная [редакция](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-1#p100311) данного документа вступила в силу 3 сентября 2009 года (официальный сайт законодательства Европейского Союза http://eur-lex.europa.eu по состоянию на 26.01.2017). Россия не участвует.


<div align="right">

<a id="p100001"></a>[неофициальный перевод] <1>

</div>


<a id="p100002"></a>**ЕВРОПЕЙСКИЙ СОЮЗ**

<a id="p100003"></a>**РЕГЛАМЕНТ N 714/2009**
**ЕВРОПЕЙСКОГО ПАРЛАМЕНТА И СОВЕТА ЕС**
**ОБ УСЛОВИЯХ ДОСТУПА К СЕТЯМ В ЦЕЛЯХ ТРАНСГРАНИЧНОГО ОБМЕНА**
ЭЛЕКТРИЧЕСТВОМ И ОБ ОТМЕНЕ РЕГЛАМЕНТА 1228/2003 <2>

<a id="p100004"></a>(Брюссель, 13 июля 2009 года)

<div align="center">

<a id="p100005"></a>(Действие Директивы распространяется<br>
на Европейское экономическое пространство)

<a id="p100927"></a>(Текст в редакции [Регламента](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-1) N 347/2013 Европейского<br>
Парламента и Совета ЕС от 17 апреля 2013 г. <3>, Регламента<br>
Европейской Комиссии N 543/2013 от 14 июня 2013 г. <4>)

</div>



<a id="p100006"></a>

---

<a id="p100007"></a><1> Перевод Четвертковой А.А., Гапанович А.В.
<a id="p100008"></a><2> Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 (Text with EEA relevance). Опубликовано в Официальном Журнале (далее - ОЖ) N L 211, 14.8.2009, стр. 15 - 35.
<a id="p100928"></a><3> ОЖ N L 115, 25.4.2013, стр. 39.
<a id="p100929"></a><4> ОЖ N L 163, 15.6.2013, стр. 1.

<a id="p100009"></a>Европейский парламент и Совет Европейского Союза,
<a id="p100010"></a>Руководствуясь [Договором](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-1) об учреждении Европейского экономического сообщества, и в частности, [Статьей 95](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-95#p100493) Договора,
<a id="p100011"></a>На основании предложения Европейской Комиссии,
<a id="p100012"></a>Руководствуясь Заключением Европейского комитета по экономическим и социальным вопросам <*>,

<a id="p100013"></a>

---

<a id="p100014"></a><*> ОЖ N С 211, 19.8.2008, стр. 23.

<a id="p100015"></a>Руководствуясь Заключением Комитета по регионам <*>,

<a id="p100016"></a>

---

<a id="p100017"></a><*> ОЖ N С 272, 5.7.2008, стр. 55.

<a id="p100018"></a>Действуя в соответствии с процедурой, установленной в [Статье 251](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-251#p101435) Договора <*>,

<a id="p100019"></a>

---

<a id="p100020"></a><*> Заключение Европейского Парламента от 18 июня 2008 года (еще не опубликованное в Официальном Журнале), Общая позиция Совета ЕС от 9 января 2009 года (ОЖ N С 75 Е, 31.3.2009, стр. 16) и Позиция Европейского Парламента от 22 апреля 2009 года (еще не опубликованная в Официальном Журнале). Решение Совета ЕС от 25 июня 2009 года.

<a id="p100021"></a>Принимая во внимание, что:
1) <a id="p100022"></a>Внутренний рынок электричества, постепенно внедряемый с 1999 года, призван обеспечить реальный выбор для всех потребителей в Сообществе, будь то граждане или предприятия, предоставить новые деловые возможности и способствовать развитию трансграничной торговли, с тем чтобы добиться повышения эффективности, конкурентоспособных цен и более высоких стандартов обслуживания и внести свой вклад в безопасность и устойчивость поставок.
2) <a id="p100023"></a>Директива ЕС 2003/54/ЕС, закрепляющая общие правила регулирования внутреннего рынка электричества, <*> и Регламент Европейского Парламента и Совета ЕС 1228/2003 от 26 июня 2003 года об условиях доступа к сетям в целях трансграничного обмена электричеством <**> внесли значительный вклад в создание внутреннего рынка электроэнергетики.

<a id="p100024"></a>

---

<a id="p100025"></a><*> ОЖ N L 176, 15.7.2003, стр. 37.
<a id="p100026"></a><**> ОЖ N L 176, 15.7.2003, стр. 1.

3) <a id="p100027"></a>Однако в настоящее время в Сообществе существуют препятствия для продажи электроэнергии на равных условиях, без дискриминации или недостатков. В частности, в некоторых Государствах-членах ЕС до сих пор не существует ни недискриминационного сетевого доступа, ни эффективного уровня регулятивного надзора, а также сохраняется изолированность рынков электроэнергетики.
4) <a id="p100028"></a>В Сообщении Европейской Комиссии от 10 января 2007 года "Энергетическая политика для Европы" была подчеркнута важность завершения становления внутреннего рынка электроэнергетики и создания равных условий для всех предприятий электроэнергетики в Сообществе. Сообщения Европейской Комиссии от 10 января 2007 "О перспективах внутреннего рынка газа и электроэнергии" и "Об исследовании в соответствии со [Статьей 17](https://bukva.ai/docs/reglament-12003/statya-17#p100173) Регламента ЕС 1/2003 Европейских секторов газа и электроэнергии (заключительный доклад)" продемонстрировали, что существующие правила и меры не составляют необходимой системы и не обеспечивают создание единого энергосистемного потенциала для развития (достижения цели) функционального, эффективного и открытого внутреннего рынка.
5) <a id="p100029"></a>Во исполнение существующей нормативно-правовой базы, в соответствии с этими Сообщениями должна быть принята нормативно-правовая база, регулирующая внутренний рынок электричества, изложенная в Регламенте ЕС 1228/2003.
6) <a id="p100030"></a>В частности, для расширения сотрудничества и координации между операторами систем магистральных линий электропередачи необходимо создание сетевых кодексов, обеспечивающих и регулирующих эффективный и прозрачный доступ к сетям трансграничного обмена электричеством, а также гарантирующих скоординированное, перспективное планирование и обоснованную техническую эволюцию энергетической системы в Сообществе, включая создание соединительных энергетических мощностей, с учетом потребностей в отношении окружающей среды. Эти сетевые кодексы должны соответствовать руководящим принципам, которые не имеют обязательной силы (система руководящих принципов) и которые разрабатываются Агентством по сотрудничеству регулирующих органов энергетики, учрежденным Регламентом Европейского Парламента и Совета ЕС 713/2009 от 13 июля 2009 года об учреждении Агентства по сотрудничеству регулирующих органов энергетики <*> (Агентство). Агентство должно осуществлять определенную роль при фактическом рассмотрении проектов сетевых кодексов, включая определение их соответствия системе руководящих принципов. Агентство должно быть полномочно рекомендовать их для принятия Европейской Комиссией. Агентство должно давать оценку предлагаемым поправкам к сетевым кодексам, также оно должно быть наделено правом рекомендовать их для принятия Европейской Комиссией. Операторы энерготранспортных систем должны осуществлять работу данных сетей в соответствии с сетевыми кодексами.

<a id="p100031"></a>

---

<a id="p100032"></a><*> Там же, стр. 1.

7) <a id="p100033"></a>Чтобы обеспечить оптимальное управление сетью передачи электроэнергии и разрешить торговлю и снабжение электроэнергией через границы в Сообществе, должна быть создана Европейская сеть операторов передающих систем электричества (ENTSO электричества). Задачи ENTSO электричества должны осуществляться в соответствии с правилами о конкуренции в Сообществе, которые регулируют принятие решений ENTSO электричества. Задачи ENTSO электричества и метод ее работы должны быть четко определены и должны гарантировать эффективность, прозрачность и представительный характер ENTSO электричества. Сетевые кодексы, подготовленные ENTSO электричества, не предназначены для замены необходимых национальных сетевых кодексов, регулирующих не трансграничные вопросы. Учитывая, что более эффективный прогресс может быть достигнут через механизмы регионального уровня, операторами передающих систем должны устанавливаться региональные структуры в общей структуре сотрудничества для гарантии, что результаты регионального уровня соответствуют сетевым кодексам и не имеющим обязательной силы планам десятилетнего сетевого развития на уровне Сообщества. Государства-члены ЕС должны поощрять сотрудничество и мониторинг эффективности сети на региональном уровне. Сотрудничество на региональном уровне должно быть совместимо с развитием конкурентоспособного и эффективного внутреннего рынка электроэнергетики.
8) <a id="p100034"></a>Все участники рынка заинтересованы в работе ENTSO электричества. Поэтому большее значение приобретает процесс осуществления эффективных консультаций. Существующие структуры, которые созданы для облегчения и упорядочения процесса консультаций (такие как Союз по координации передачи электроэнергии, национальные регулирующие органы или Агентства) должны играть в этом важную роль.
9) <a id="p100035"></a>Для гарантии большей транспарентности в отношении сети передачи единой электроэнергии в Сообщество ENTSO электричества должна составлять, публиковать и регулярно обновлять не имеющий обязательной силы всеобщий десятилетний план развития энергетической сети (план развития сети Сообщества в целом). В план развития энергетической сети должны быть включены жизнеспособные сети электропередач и необходимые региональные электросоединения, соответствующие с точки зрения коммерческих целей или безопасности поставок.
10) <a id="p100036"></a>Данный Регламент должен устанавливать основные принципы, применяемые при тарификации и распределении пропускной способности, обеспечивая принятие руководящих указаний, детализирующих дальнейшие соответствующие принципы и методологии для возможности учета быстрой адаптации к изменению обстоятельств.
11) <a id="p100037"></a>На открытых, конкурентоспособных рынках операторам систем передачи электричества должны возмещаться издержки, понесенные в результате проведения хостинга (выполнение роли ведущего узла) трансграничных потоков электричества в своих сетях, операторами систем передачи электричества, где данные трансграничные потоки возникли и прекратились.
12) <a id="p100038"></a>При установлении тарифов национальной сети должны приниматься во внимание расходы и доходы, образующиеся в результате компенсационной выплаты между операторами систем передачи электроэнергии.
13) <a id="p100039"></a>Фактическая сумма, которая может быть выплачена за трансграничный доступ к системе, может разниться в зависимости от участвующего оператора системы магистральных линий электропередачи и, как результат этого, из-за различий в структуре тарификационных систем, применяемых в Государствах-членах ЕС. Поэтому, во избежание искажения торговли, данные положения нуждаются в согласовании.
14) <a id="p100040"></a>Необходима надлежащая система долгосрочных установочных сигналов, основанная на принципе того, что уровень платы за доступ к сети должен отражать баланс между производством и расходом данного региона, исходя из дифференциации платы за доступ к сети производителей и/или потребителей.
15) <a id="p100041"></a>Было бы не целесообразным применять тарифы за дистанционность, или, в случае если соответствующие установочные сигналы находятся на своем месте, специальные тарифы, которые оплачиваются только экспортерами или импортерами в дополнение к основной оплате за доступ к национальной сети.
16) <a id="p100042"></a>Предварительным условием для эффективной конкуренции на внутреннем рынке электроэнергии является недискриминационная и прозрачная плата за пользование сетью, в том числе за соединительные линии в системе электропередачи. Доступная емкость этих линий должна быть установлена на максимальных уровнях, в соответствии с нормами техники безопасности надежной работы сети.
17) <a id="p100043"></a>Важно избежать деформации конкуренции, возникающей в результате отличий стандартов безопасности, деятельности и планирования, используемых операторами систем передачи электроэнергии в Государствах-членах ЕС. Кроме того, для участников рынка должна существовать прозрачность, касающаяся доступных передающих мощностей и стандартов безопасности, планирования и деятельности, которые влияют на доступные передающие мощности.
18) <a id="p100044"></a>Мониторинг рынка, предпринятый в последние годы национальными органами регулирования и Европейской Комиссией, показал, что настоящие требования прозрачности и правила в отношении доступа к инфраструктуре не являются достаточными для защиты реального, функционирующего, открытого и эффективного внутреннего рынка электроэнергетики.
19) <a id="p100045"></a>Всем участникам рынка необходимо предоставлять равный доступ к информации о физическом состояния и эффективности системы для оценки общей ситуации спроса и предложения и выявления причин изменения оптовой цены. Это включает в себя более точную информацию о выработке электроэнергии, спросе и предложении, в том числе прогнозирование, информацию о потенциале сети и линий электропередач, о потоках и техническом обслуживании, о балансировочной и резервной вместимости.
20) <a id="p100046"></a>Для повышения доверия к рынку, его участники должны быть уверены в том, что лица, совершающие противоправные действия, могут быть подвергнуты эффективному, соразмерному и сдерживающему наказанию. Компетентным органам должны быть предоставлены полномочия эффективно расследовать заявления о злоупотреблениях на рынке. С этой целью необходимо, чтобы компетентные органы имели доступ к данным, которые предоставляют информацию об оперативных решениях, совершаемых поддерживающими предприятиями. На рынке электроэнергии многие соответствующие решения осуществляются генерирующими предприятиями, которые должны хранить информацию относительно ее доступности и возможности легкого доступа к ней компетентных органов на фиксированный период времени. Кроме того, компетентные органы должны регулярно контролировать соблюдение правил операторами систем передачи электроэнергии. Небольшие генерирующие предприятия, не обладающие реальной возможностью изменить рынок, должны быть освобождены от этой обязанности.
21) <a id="p100047"></a>Должны существовать правила по использованию доходов, вытекающих из процедур контроля перегрузками, за исключением случаев, когда специфическая природа соответствующих соединений оправдывает исключение из этих правил.
22) <a id="p100048"></a>Устранение проблем перегрузки должно обеспечивать правильные экономические сигналы операторам систем передачи электроэнергии и участникам рынка и должно быть основано на рыночных механизмах.
23) <a id="p100049"></a>Инвестиции в наиболее важные новые инфраструктуры должны решительно поощряться при одновременном обеспечении надлежащего функционирования внутреннего рынка в электроэнергетике. С целью необходимо повысить уровень положительного эффекта от неучитываемых соединений постоянного тока в условиях конкуренции и бесперебойности поставок, на этапе планирования проекта должен исследоваться интерес рынка, и должны приниматься правила регулирования перегрузок. Для того чтобы наилучшим образом учесть его международное значение и для облегчения осуществления административного управления, там, где соединения постоянного тока расположены на территории более чем одного Государства-члена ЕС, Агентство должно являться последней инстанцией для обращения за предоставлением льготного налогообложения. Кроме того, учитывая исключительный характер риска строительства подобных, пользующихся привилегиями, крупных инфраструктурных проектов, предприятия, имеющие интерес в поставке и производстве, должны иметь возможность воспользоваться временным отступлением от правил полного тарифного разделения, в отношении затронутых проектов. Льготное налогообложение (освобождение от налогов), согласно Регламенту ЕС 1228/2003 продолжает применяться до истечения срока, установленного в решении о предоставлении льготного налогообложения (освобождения от налогов).
24) <a id="p100050"></a>Для обеспечения бесперебойного функционирования внутреннего рынка электроэнергетики Европейской Комиссией должны быть созданы условия касательно процедур, которые позволяют принимать решения и методические руководства в отношении, в частности, тарификации и расположения мощностей, до обеспечения участия регулирующих органов Государств-участников ЕС в этом процессе, где это уместно, через их Европейскую ассоциацию. Регулирующие органы, вместе с другими соответствующими органами в Государствах-членах ЕС, играют важную роль в содействии надлежащему функционированию внутреннего рынка электроэнергетики.
25) <a id="p100051"></a>Национальные регулирующие органы должны обеспечить соблюдение правил, содержащихся в настоящем Регламенте и методических рекомендациях, принятых во исполнение его.
26) <a id="p100052"></a>Государства-члены ЕС и национальные компетентные органы должны предоставить соответствующую информацию в Европейскую Комиссию. Данная информация должна рассматриваться Европейской Комиссией конфиденциально. При необходимости Европейская Комиссия должна иметь возможность запросить соответствующую информацию непосредственно от предприятий, при условии информирования об этом национальных компетентных органов.
27) <a id="p100053"></a>Государства-члены ЕС должны следовать нормам о санкциях, применяемых при нарушении положений данного Регламента и обеспечивать их реализацию. Эти санкции должны быть эффективными, соразмерными и сдерживающими.
28) <a id="p100054"></a>Меры, необходимые для осуществления настоящего Регламента, должны быть приняты в соответствии с Решением Совета ЕС 1999/468/ЕС от 28 июня 1999 года, устанавливающим процедуры для осуществления полномочий, возложенных на Европейскую Комиссию <*>.

<a id="p100055"></a>

---

<a id="p100056"></a><*> ОЖ N L 184, 17.7.1999, стр. 23.

29) <a id="p100057"></a>В частности, для достижения целей настоящего Регламента Европейская Комиссия должна иметь возможность создавать или утверждать методические рекомендации, необходимые для обеспечения минимальной степени согласования. Поскольку эти меры являются общими и призваны изменить несущественные элементы настоящего Регламента, дополняя его новыми несущественными элементами, они должны быть приняты в соответствии с процедурой тщательного регулирования, предусмотренной в Статье 5a Решения 1999/468/ЕС.
30) <a id="p100058"></a>Поскольку цель данного Регламента, а именно обеспечение согласованной системы трансграничного обмена электричеством, не может в достаточной мере быть достигнута действиями Государств-членов ЕС, представляется, что большая степень вероятности достижения данной цели возможна на уровне Сообщества, которое может принять меры, в соответствии с принципом субсидиарности, изложенном в [Статье 5](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-5#p100067) Договора. В соответствии с принципом пропорциональности, изложенном в данной [Статье](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-5#p100068), настоящий Регламент действует только в пределах, необходимых для достижения данной цели.
31) <a id="p100059"></a>Учитывая возможные поправки, которые приводятся здесь в дополнение к Регламенту ЕС 1228/2003, по причинам ясности и рационализма, желательно, чтобы рассматриваемые положения были реорганизованы путем их совместного сведения в единый текст новых правил,
<a id="p100060"></a>приняли настоящий Регламент:

## Статья 1

### <a id="p100061"></a>Статья 1

<a id="p100062"></a>Предмет и область регулирования


<a id="p100063"></a>Настоящий Регламент направлен:
<a id="p100064"></a>(a) на установление справедливых правил для трансграничного обмена электричеством, и соответственно, на повышение конкуренции в рамках внутреннего рынка электричества, и на принятие во внимание особенностей национальных и региональных рынков. Это потребует создания компенсационного механизма для трансграничных потоков электричества и установления согласованных принципов оплаты трансграничной передачи электричества, а также распределения доступной мощности соединительных линий между национальными системами передачи;
<a id="p100065"></a>(b) на облегчение появления функционального и прозрачного оптового рынка с высоким уровнем безопасности поставок электричества. Это предусматривает механизмы согласования правил, регулирующих трансграничный обмен электричеством.

## Статья 2

### <a id="p100066"></a>Статья 2

<a id="p100067"></a>Определения


1. <a id="p100068"></a>Для целей настоящего Регламента, определения, содержащиеся в [Статье 2](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-2#p100112) Директивы Европейского Парламента и Совета ЕС 2009/72/ЕС от 13 июля 2009 года об общих правилах для внутреннего рынка электричества [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-2#p100070), применяются за исключением определения "соединительная линия", под которым должно пониматься следующее:

<a id="p100069"></a>

---

<a id="p100070"></a><*> Там же, стр. 55.

- <a id="p100071"></a>"соединительная линия" - это линия электропередачи, которая пересекает или простирается через границу между Государствами-членами ЕС, и которая соединяет национальные системы магистральных линий электропередач Государств-членов ЕС.
2. <a id="p100072"></a>Должны применяться следующие определения:
<a id="p100073"></a>(a) "регулирующие органы" - это регулирующие органы, упомянутые в [параграфе 1 Статьи 35](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-35#p100539) Директивы 2009/72/ЕС;
<a id="p100074"></a>(b) "трансграничный поток" - физический поток электричества в сети передачи Государства-члена ЕС, который образуется из-за деятельности производителей и/или потребителей за пределами этого Государства-члена ЕС в своей сети передачи;
<a id="p100075"></a>(c) "перегрузка" - ситуация, в которой внутренние каналы национальной сети передачи не могут вместить всех физических потоков, являющихся результатом потребностей участников международного рынка, из-за недостатка мощности соединительных линий и/или участвующей национальной системы магистральных линий электропередачи;
<a id="p100076"></a>(d) "объявленный экспорт" - отправка электричества в одном Государстве-члене ЕС, исходя из базовой контрактной договоренности о том, что одновременное соответствующее внедрение (объявленный импорт) электроэнергии будет иметь место в другом Государстве-члене ЕС или в третьей стране;
<a id="p100077"></a>(e) "объявленный транзит" - обстоятельства, при которых осуществляется объявленный экспорт электричества, и где назначенный путь операции включает страну, в которой не осуществляется ни отправка, ни одновременное соответствующее внедрение электроэнергии;
<a id="p100078"></a>(f) "объявленный импорт" - получение электричества в Государство-член ЕС или в третью страну одновременно с отправкой электричества (объявленный экспорт) в другом Государстве-члене ЕС;
<a id="p100079"></a>(g) "новая соединительная линия" - соединительная линия, не завершенная к 4 августа 2003 года.
<a id="p100080"></a>Во исполнение целей компенсационного механизма для операторов межпередающих систем, установленных в [Статье 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100179), только в том случае, если сети передачи двух или более Государств-членов ЕС образуют в целом или в части компонент единого блока управления, данный блок в целом должен рассматриваться как образующаяся часть сети передачи одного из участвующих Государств-членов ЕС, для того чтобы устранить потоки внутри блоков управления, рассматриваемые как трансграничные потоки в соответствии с [пунктом "b" первого подпараграфа](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-2#p100074) данного параграфа и обуславливающие выплату компенсации в соответствии со [Статьей 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100179). Регулирующие органы участвующих Государств-членов ЕС могут принять решение о том, блок управления какого именно участвующего Государства-члена ЕС в целом должен считаться образующей частью.

## Статья 3

### <a id="p100081"></a>Статья 3

<a id="p100082"></a>Сертификация операторов систем магистральных<br> линий электропередачи


1. <a id="p100083"></a>Европейская Комиссия должна рассматривать любые уведомления, касающиеся принятия решения о сертифицировании операторов систем магистральных линий электропередачи, как это предусмотрено в [Параграфе 6 Статье 10](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-10#p100271) Директивы 2009/72/ЕС с момента их получения. В течение двух месяцев со дня получения такого уведомления, Европейская Комиссия должна представить свое заключение соответствующим национальным регулирующим органам в соответствии с [параграфом 2 Статьи 10](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-10#p100264) или со [Статьей 11](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-11#p100274) и [Статьей 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-9#p100233) Директивы 2009/72/ЕС.
<a id="p100084"></a>При подготовке заключения, указанного в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100083), Европейская Комиссия может обратиться с просьбой к Агентству представить свое заключение на решения национальных регулирующих органов. В данном случае двухмесячный период, установленный в [подпараграфе первом](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100083), должен быть продлен еще на два месяца.
<a id="p100085"></a>Отсутствие в течение сроков, упомянутых в [первом](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100083) и [втором подпараграфах](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100084), заключения Европейской Комиссии означает, что Европейская Комиссия не возражает против решения регулирующего органа.
2. <a id="p100086"></a>Национальные регулирующие органы в течение двух месяцев после получения заключения Европейской Комиссии принимают окончательное решение относительно сертификации оператора системы магистральных линий электропередачи, принимая во внимание данное заключение. Решение регулирующего органа и заключение Европейской Комиссии должны публиковаться в совокупности.
3. <a id="p100087"></a>В течение всей процедуры регулирующие органы и/или Европейская Комиссия могут обратиться с просьбой к оператору системы магистральных линий электропередачи и/или предприятию о совершении любой из функций выработки или предоставления любой информации, относящейся к выполнению своих задач в соответствии с настоящей Статьей.
4. <a id="p100088"></a>Регулирующие органы и Европейская Комиссия должны сохранять конфиденциальность информации, представляющей коммерческий интерес.
5. <a id="p100089"></a>Европейская Комиссия может принимать Инструкции, устанавливающие механизм реализации (подробные детали) данной процедуры во исполнение [1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100083) и [2 Параграфов](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100086) данной Статьи. Данные меры, призванные изменить несущественные положения настоящего Регламента путем его дополнения, должны приниматься в соответствии с нормативно-правовой процедурой, упомянутой в [Параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302).
6. <a id="p100090"></a>В случае если Европейская Комиссия получила уведомление о сертификации оператора системы магистральных линий электропередачи в соответствии с [параграфом 10 Статьи 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-9#p100258) Директивы 2009/72/ЕС, она должна принять решение относительно сертификации. Регулирующий орган должен исполнить решение Европейской Комиссии.

## Статья 4

### <a id="p100091"></a>Статья 4

<a id="p100092"></a>Европейская сеть операторов систем<br> магистральных линий электропередачи


<a id="p100093"></a>В целях содействия расширению и функционированию внутреннего рынка электричества и трансграничной торговли, а также для обеспечения оптимального управления, координационной деятельности и достижения технической эволюции Европейской сети передачи электроэнергии все операторы систем магистральных линий электропередачи должны осуществлять сотрудничество на уровне Сообщества через ENTSO электричества.

## Статья 5

### <a id="p100094"></a>Статья 5

<a id="p100095"></a>Учреждение ENTSO электричества


1. <a id="p100096"></a>До 3 марта 2011 года операторы передающей системы электричества должны предоставить на рассмотрение в Европейскую Комиссию и Агентство проекты уставов, список членов и проекты регламентов, включающих правила и процедуры консультирования других заинтересованных лиц и учреждения ENTSO электричества.
2. <a id="p100097"></a>В течение двух месяцев со дня получения документов, Агентство, после проведения формального совещания с организациями, представляющими всех заинтересованных лиц, пользователей системы, включая клиентов, должно представить заключение в Европейскую Комиссию по проекту уставов, списку членов и проекту регламентов.
3. <a id="p100098"></a>В течение трех месяцев со дня получения заключения Агентства, в соответствии с [Параграфом 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-5#p100097) и принимая его во внимание, Европейская Комиссия должна представить заключения на проекты уставов, список членов и проект регламентов.
4. <a id="p100099"></a>В течение трех месяцев со дня получения заключения Европейской Комиссии операторы передающей системы электричества должны учредить ENTSO электричества, а также принять и опубликовать его уставы и регламенты.

## Статья 6

### <a id="p100100"></a>Статья 6

<a id="p100101"></a>Принятие сетевых кодексов


1. <a id="p100102"></a>Европейская Комиссия, после согласования с Агентством, ENTSO электричества и другими заинтересованными сторонами, должна установить ежегодный приоритетный список, определяющий сферы, изложенные в [параграфе 6 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100134) для их учета при разработке сетевых кодексов.
2. <a id="p100103"></a>Европейская Комиссия должна просить Агентство представить ей, в течение разумного периода времени, не превышающего шесть месяцев, не имеющую обязательной юридической силы систему методик (систему методик), устанавливающую четкие и объективные принципы, в соответствии с [параграфом 7 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100147), для разработки сетевых кодексов, касающихся приоритетных областей, указанных в списке. Каждая система методик должна способствовать устранению дискриминации, установлению эффективной конкуренции и эффективного функционирования рынка. По мотивированной просьбе Агентства Европейская Комиссия может продлить данный срок.
3. <a id="p100104"></a>Агентство в течение не менее чем двух месяцев должно открытым и прозрачным образом официально проводить консультирование ENTSO электричества и других заинтересованных лиц по вопросам системы методик.
4. <a id="p100105"></a>Если Европейская Комиссия считает, что система методик не способствует устранению дискриминации, установлению эффективной конкуренции и эффективному функционированию рынка, она может обратиться с просьбой к Агентству пересмотреть систему методик в течение разумного периода времени и вновь представить ее на рассмотрение.
5. <a id="p100106"></a>Если Агентство не может представить или вновь представить систему методик в течение периода, определенного Европейской Комиссией в соответствии с [параграфами 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100103) или [4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100105), Европейская Комиссия должна разработать вышеупомянутую систему методик.
6. <a id="p100107"></a>Европейская Комиссия должна потребовать от ENTSO электричества предоставления в Агентство сетевых кодексов, которые согласуются с соответствующими системами методик, в течение разумного периода времени, не превышающего 12 месяцев.
7. <a id="p100108"></a>В течение трех месяцев со дня получения сетевых кодексов, в ходе которых Агентство может официально проводить совещания с соответствующими заинтересованными сторонами, оно должно предоставить ENTSO электричества обоснованное заключение на данные кодексы.
8. <a id="p100109"></a>ENTSO электричества может изменить сетевые кодексы с учетом заключения Агентства и вновь представить их на его рассмотрение.
9. <a id="p100110"></a>Когда Агентство удостоверилось в том, что сетевые кодексы согласуются с системой методик, оно должно предоставить эти кодексы в Европейскую Комиссию и может рекомендовать их к принятию в течение разумного периода времени. В случае отказа в утверждении этих кодексов Европейская Комиссия должна указать причины.
10. <a id="p100111"></a>В случае, когда ENTSO электричества не смог разработать сетевой кодекс в течение периода времени, установленного Европейской Комиссией согласно [параграфу 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100107), Европейская Комиссия может обратиться с просьбой к Агентству подготовить проект сетевого кодекса на основе соответствующей системы методик. Агентство может проводить дополнительные согласовательные процедуры в ходе проведения подготовки проекта сетевого кодекса в соответствии с данным параграфом. Агентство должно представить проект сетевого кодекса, подготовленного в рамках этого параграфа, в Европейскую Комиссию и может рекомендовать его для принятия.
11. <a id="p100112"></a>Европейская Комиссия может принять по собственной инициативе один или несколько сетевых кодексов в областях, перечисленных в [параграфе 6 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100134), в случае если ENTSO электричества не удалось разработать сетевой кодекс, или Агентству не удалось разработать проект сетевого кодекса, упоминаемых в [параграфе 10](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100111) настоящей Статьи, или по рекомендации Агентства в соответствии с [параграфом 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100110) настоящей Статьи.
<a id="p100113"></a>В случае если Европейская Комиссия предлагает принять сетевые кодексы по собственной инициативе, она должна в течение не менее двух месяцев проконсультироваться с Агентством, ENTSO электричества и со всеми заинтересованными лицами относительно проекта сетевого кодекса. Эти меры призваны изменить несущественные условия настоящего Регламента путем его дополнения в соответствии с нормативно-правовой процедурой, упомянутой в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302).
12. <a id="p100114"></a>Данная Статья не должна ущемлять право Европейской Комиссии на принятие и изменение Инструкций, в соответствии со [Статьей 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251).

## Статья 7

### <a id="p100115"></a>Статья 7

<a id="p100116"></a>Поправки к сетевым кодексам


1. <a id="p100117"></a>Проект поправок к любому сетевому кодексу, принятый в соответствии со [Статьей 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100100) может быть представлен в Агентство лицами, которые проявляют интерес к данному сетевому кодексу, включая ENTSO электричества, операторов систем передачи, пользователей системы и потребителей. Агентство также может предлагать поправки по собственной инициативе.
2. <a id="p100118"></a>Агентство должно организовывать совещания со всеми заинтересованными лицами в соответствии со Статьей 10 Регламента ЕС 713/2009. Следуя данной процедуре, Агентство может вносить мотивированные предложения по поправкам в Европейскую Комиссию, пояснив, каким образом такие предложения согласуются с целями сетевых кодексов, изложенными в [параграфе 2 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100103).
3. <a id="p100119"></a>Учитывая предложения Агентства, Европейская Комиссия может принять поправки к любому сетевому кодексу, принятые в соответствии со [Статьей 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100100). Данные меры, призванные изменить несущественные условия настоящего Регламента путем принятия дополнений, должны устанавливаться в соответствии с нормативно-правовой процедурой, упомянутой в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302).
4. <a id="p100120"></a>Рассмотрение предлагаемых поправок в соответствии с процедурой, закрепленной в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302), должно ограничиваться рассмотрением аспектов, связанных с предлагаемыми поправками. Данные предлагаемые поправки не должны противоречить поправкам, которые могут быть предложены Европейской Комиссией.

## Статья 8

### <a id="p100121"></a>Статья 8

<a id="p100122"></a>Задачи ENTSO электричества


1. <a id="p100123"></a>По запросу, направленному Европейской Комиссией в соответствии с [параграфом 6 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100107), ENTSO электричества должна разработать сетевые кодексы в сферах, упомянутых в [параграфе 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100134) настоящей Статьи.
2. <a id="p100124"></a>ENTSO электричества может разрабатывать сетевые кодексы в сферах, изложенных в [Параграфе 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100134), для достижения целей, изложенных в [Статье 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-4#p100091), поскольку данные кодексы не касаются сфер, регулирование которых относится к компетенции Европейской Комиссии. Данные сетевые кодексы представляются в Агентство для заключения. Данное заключение должно быть принято во внимание ENTSO электричества.
3. <a id="p100125"></a>ENTSO электричества должна принять:
<a id="p100126"></a>(a) общие механизмы деятельности сети для обеспечения координации работы в сети при нормальных и аварийных условиях, в том числе шкалу классификации несчастных случаев и научно-исследовательские планы. Эти меры должны определять, в том числе:
<a id="p100930"></a>(i) информацию, включая информацию на предстоящие сутки, информацию текущего дня и информацию в режиме реального времени, способствующую расширению оперативного сотрудничества, а также оптимальную частоту для сбора и обмена подобной информацией;
<a id="p100931"></a>(ii) технологическую платформу для обмена информацией в режиме реального времени и, если это возможно, технические платформы для сбора, обработки и передачи информации, указанной в [пункте (i)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100930), а также для применения процедур, способных расширить оперативное сотрудничество между операторами систем магистральных линий электропередачи с целью установления сотрудничества в данной сфере в пределах всего Европейского Союза;
<a id="p100932"></a>(iii) порядок предоставления операторами систем магистральных линий электропередачи оперативной информации другим операторам систем магистральных линий электропередачи или иному субъекту, надлежащим образом уполномоченному оказывать им поддержку в достижении целей оперативного сотрудничества, а также Агентству;
<a id="p100933"></a>(iv) что операторы систем магистральных линий электропередачи определяют контактный центр, отвечающий за предоставление ответов на запросы, касающиеся подобной информации, поступающие от других операторов систем магистральных линий электропередачи либо надлежащим образом уполномоченных субъектов, указанных в [пункте (iii)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100932), или от Агентства.
<a id="p100934"></a>ENTSO электричества должна к 16 маю 2015 года представить Агентству и Европейской Комиссии утвержденные инструкции по [пунктам (i)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100930) - [(iv)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100933), указанным выше.
<a id="p100935"></a>В течение 12 месяцев с даты утверждения данных инструкций Агентство должно принять решение, в котором оно определяет, в достаточной ли мере указанные инструкции способствуют развитию трансграничной торговли и обеспечению оптимального управления, координационной деятельности, эффективного использования и достижения технической эволюции Европейской сети передачи электроэнергии.
<a id="p100127"></a>(b) не имеющий юридической силы всеобщий десятилетний план развития (план развития сети всего Сообщества), включающий реальные прогнозы Европейской выработки электричества, и пересматривать его каждые два года;
<a id="p100128"></a>(c) рекомендации, касающиеся координации в области технического сотрудничества между Сообществом и операторами передающих систем третьих государств;
<a id="p100129"></a>(d) годовую рабочую программу;
<a id="p100130"></a>(e) ежегодный доклад;
<a id="p100131"></a>(f) ежегодные летние и зимние прогнозы выработки.
4. <a id="p100132"></a>Реальные прогнозы Европейской выработки, упомянутые в [пункте "b" параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100127), должны распространяться на общее соответствие системы электроснабжения, для того чтобы удовлетворить существующий и прогнозируемый спрос на электроэнергию для следующего пятилетнего периода, а также и на период от 5 до 15 лет с даты данного прогноза. Реальный прогноз Европейской выработки должен опираться на национальные реальные прогнозы выработки, подготовленные каждым оператором системы магистральных линий электропередачи.
5. <a id="p100133"></a>Годовая рабочая программа, упомянутая в [пункте "d" параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100129), должна содержать перечень и описание разрабатываемых сетевых кодексов, план по координации деятельности сети и план научно-исследовательской деятельности, реализуемые в данном году и приблизительный график их реализации.
6. <a id="p100134"></a>Сетевые кодексы, упомянутые в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100123) и [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100124), должны охватывать следующие сферы, учитывая, при необходимости, следующие региональные особенности:
<a id="p100135"></a>(a) правила сетевой безопасности и надежности, включая правила пропускной способности резервного фонда для оперативной надежности сети;
<a id="p100136"></a>(b) правила подключения сети;
<a id="p100137"></a>(c) правила доступа сторонних производителей;
<a id="p100138"></a>(d) правила обмена и передачи данных;
<a id="p100139"></a>(e) правила взаимодействия;
<a id="p100140"></a>(f) оперативные действия в аварийной ситуации;
<a id="p100141"></a>(g) правила распределения мощности и устранения перегрузок;
<a id="p100142"></a>(h) правила торговли, связанные с техническим и эксплуатационным предоставлением доступа к сетевому обслуживанию и системе дозирования;
<a id="p100143"></a>(i) правила открытости;
<a id="p100144"></a>(j) правила дозирования, включающие правила, связанные с работой в сети резервной мощности;
<a id="p100145"></a>(k) правила, касающиеся согласованной структуры тарифов передачи, включая правила местоположения сигналов, и правила компенсации операторам систем внутренней передачи; и
<a id="p100146"></a>(l) энергоэффективность сетей электричества.
7. <a id="p100147"></a>Сетевые кодексы должны быть разработаны по проблемам трансграничной сети и вопросам интеграции рынка и не должны ущемлять право Государств-членов ЕС на создание национальных сетевых кодексов, которые не затрагивают трансграничной торговли.
8. <a id="p100148"></a>ENTSO электричества должна отслеживать и анализировать исполнение сетевых кодексов и Инструкций, принятых Европейской Комиссией в соответствии с [Параграфом 11 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100112) и их воздействие на согласование применяемых норм, направленных на содействие рыночной интеграции. ENTSO электричества должна докладывать о результатах своей работы Агентству и должна включать результаты анализа в ежегодный доклад, упомянутый в [пункте "e" параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100130) настоящей Статьи.
9. <a id="p100149"></a>ENTSO электричества должна сделать доступными все сведения, необходимые для выполнения своих задач, запрашиваемые Агентством согласно [параграфу 1 Статьи 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-9#p100162).
10. <a id="p100150"></a>ENTSO электричества должна принимать и опубликовывать план развития сети всего Европейского Сообщества каждые два года. План развития сети всего Сообщества должен включать моделирование интегрированных сетей, сценарий развития, реальный прогноз Европейской выработки и оценку устойчивости системы.
<a id="p100151"></a>В частности, план развития сети всего Сообщества должен:
<a id="p100152"></a>(a) основываться на национальных инвестиционных планах, принимая во внимание региональные инвестиционные планы, упоминаемые в [параграфе 1 Статьи 12(1)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-12#p100176) и, при необходимости, аспекты сетевого планирования в ЕС, определенные в [Регламенте](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-1) (ЕС) N 347/2013 Европейского Парламента и Совета ЕС от 17 апреля 2013 года о руководстве для трансъевропейской энергетической инфраструктуры [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100154); он должен учитывать анализ экономической эффективности и использовать методологию, установленную в [Статье 11](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-11#p100282) указанного Регламента;

<a id="p100153"></a>

---

<a id="p100154"></a><*> ОЖ N L 115, 25.4.2013, стр. 39.

<a id="p100155"></a>(b) в отношении объединения трансграничных энергосистем опираться на разумные потребности пользователей различных систем и интегрировать долгосрочные обязательства инвесторов, упомянутых в [Статье 8](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-8#p100223) и [Статьях 13](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-13#p100310) и [22](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-22#p100431) Директивы 2009/72/ЕС; и
<a id="p100156"></a>(c) выявлять инвестиционные трещины, особенно связанные с трансграничной мощностью.
<a id="p100157"></a>Что касается [пункта "c" подпараграфа 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100156), то обзор барьеров, препятствующих увеличению мощности трансграничной сети, возникающих из различных процедур согласования или практики, может прилагаться к плану развития сети всего Сообщества.
11. <a id="p100158"></a>Агентство должно представлять заключение о национальных планах десятилетнего развития сети, для того чтобы оценить их соответствие плану развития сети всего Сообщества. Если Агентство выявило несоответствия между национальным планом десятилетнего развития сети и планом развития сети всего Сообщества, оно должно рекомендовать внести поправки в национальный план десятилетнего развития сети или в план развития сети всего Сообщества соответственно. Если такой национальный план десятилетнего развития сети разрабатывается в соответствии со [Статьей 22](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-22#p100431) Директивы 2009/72/ЕС, Агентство должно рекомендовать компетентным национальным органам регулирования изменить национальный план десятилетнего развития сети в соответствии с [параграфом 7 Статьи 22](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-22#p100442) Директивы и проинформировать об этом Европейскую Комиссию.
12. <a id="p100159"></a>По требованию Европейской Комиссии ENTSO электричества должна представлять в Европейскую Комиссию свои заключения по принятию [Инструкций](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), предусмотренных в [Статье 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251).

## Статья 9

### <a id="p100160"></a>Статья 9

<a id="p100161"></a>Агентский мониторинг


1. <a id="p100162"></a>Агентство должно проводить мониторинг выполнения задач ENTSO электричества, упомянутых в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100123), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100124) и [3 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100125), и докладывать об этом в Европейскую Комиссию. Агентство осуществляет контроль за соблюдением ENTSO электричества сетевых кодексов, разработанных в соответствии с [параграфом 2 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100124) и сетевых кодексов, которые были разработаны в соответствии с [параграфами 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100102) и [10 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100111), но не были приняты Европейской Комиссией согласно [параграфу 11 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100112). В случае, когда ENTSO электричества не смогла разработать сетевые кодексы, Агентство должно обязать ее предоставить должным образом мотивированное объяснение причин этого. Агентство должно информировать Европейскую Комиссию о данных разъяснениях и представить свое заключение по данному вопросу.
<a id="p100163"></a>Агентство должно контролировать и анализировать исполнение сетевых кодексов и инструкций, принятых Европейской Комиссией, в соответствии с [параграфом 11 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100112), их воздействие на согласование применяемых норм, направленных на содействие рыночной интеграции, а также на недопустимость дискриминации, обеспечение эффективной конкуренции и эффективного функционирования рынка и должно информировать об этом Европейскую Комиссию.
2. <a id="p100164"></a>ENTSO электричества должна представлять на рассмотрение Агентству для дачи заключения проект плана развития сети всего Сообщества, проект плана годовой работы, включающий информацию о порядке проведения консультаций и подготовке других документов, упомянутых в [параграфе 3 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100125).
<a id="p100165"></a>В течение двух месяцев со дня получения документов Агентство должно представить соответствующее обоснованное заключение, а также рекомендации для ENTSO электричества и Европейской Комиссии, где оно считает, что проект годовой программы работы или проект плана развития сети всего Сообщества, представленные ENTSO по электричеству, не способствуют устранению дискриминации, созданию эффективной конкуренции и эффективного функционального рынка или достаточного уровня трансграничных соединительных линий, открытых для доступа третьим сторонам.

## Статья 10

### <a id="p100166"></a>Статья 10

<a id="p100167"></a>Консультирование


1. <a id="p100168"></a>При подготовке сетевых кодексов проекта плана развития сети всего Сообщества и годовой программы работы, упомянутых в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100123), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100124) и [3 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100125), на начальном этапе, ENTSO электричества должна открытым и прозрачным образом организовывать процесс дачи исчерпывающих консультаций с участием всех соответствующих участников рынка и, в частности, организаций, представляющих всех заинтересованных лиц в соответствии с правилами процедуры, упомянутой в [параграфе 1 Статьи 5](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-5#p100096). В консультационный процесс должны также вовлекаться национальные регулирующие органы и другие национальные власти, предприятия, поставщики и производители, пользователи системы, в том числе клиенты, операторы системы распределения, в том числе соответствующие отраслевые ассоциации, технические органы и прочие заинтересованные стороны. Он должен быть направлен на выявление мнений и предложений всех соответствующих субъектов для принятия решений.
2. <a id="p100169"></a>Все документы и протоколы заседаний, связанные с консультационным процессом, упомянутым в [параграфе 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-10#p100168), должны быть опубликованы.
3. <a id="p100170"></a>До принятия годовой рабочей программы и сетевых кодексов, о которых говорится в [Параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100123), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100124) и [3 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100125), ENTSO электричества должна указывать, каким образом были приняты во внимание замечания, полученные в ходе консультаций. Она должна указать причины, если замечания не были приняты во внимание.

## Статья 11

### <a id="p100171"></a>Статья 11

<a id="p100172"></a>Расходы


<a id="p100173"></a>Расходы, связанные с деятельностью ENTSO электричества, упомянутые в [Статьях 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-4#p100091) - [12](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-12#p100174) настоящего Регламента и в [Статье 11](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-11#p100282) Регламента (ЕС) N 347/2013, покрываются операторами систем магистральных линий электропередачи и должны учитываться при расчете тарифов. Регулирующие органы должны утвердить эти расходы только в том случае, если они являются разумными и пропорциональными.

## Статья 12

### <a id="p100174"></a>Статья 12

<a id="p100175"></a>Региональное сотрудничество операторов<br> систем магистральных линий электропередачи


1. <a id="p100176"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи должны осуществлять региональное сотрудничество в рамках ENTSO электричества, для того чтобы вносить свой вклад в деятельность, упомянутую в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100123), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100124) и [3 Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100125). В частности, они должны опубликовывать региональный инвестиционный план каждые два года и могут принимать инвестиционные решения, основанные на данном региональном инвестиционном плане.
2. <a id="p100177"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи должны поддерживать оперативные мероприятия, с тем чтобы обеспечить оптимальное управление сетью, а также поддерживать развитие энергетических обменов и скоординированное распределение трансграничной мощности в ходе принятия недискриминационных рыночных решений, уделяя должное внимание конкретным достоинствам закрытых аукционов для краткосрочных ассигнований, интеграции балансировки и резервных механизмов мощности.
3. <a id="p100178"></a>В целях достижения целей, изложенных в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-12#p100176) и [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-12#p100177) настоящей Статьи, Европейской Комиссией может быть определена географическая зона охвата соответствующей сотрудничающей региональной структуры при учете существующих структур регионального сотрудничества. Каждому Государству-участнику ЕС позволяется поддерживать сотрудничество в более чем одной географической зоне. Меры, упомянутые в первом предложении, призванные изменить несущественные условия настоящего Регламента, дополняя его, должны приниматься в соответствии с нормативно-правовой процедурой, упомянутой в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302). Для этой цели Европейская Комиссия должна проконсультировать Агентство и ENTSO электричества.

## Статья 13

### <a id="p100179"></a>Статья 13

<a id="p100180"></a>Механизм компенсации операторам межпередающих систем


1. <a id="p100181"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи должны получать компенсацию расходов, понесенных в результате проведения хостинга трансграничных потоков электричества в своих сетях.
2. <a id="p100182"></a>В соответствии с [параграфом 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100181), компенсация должна быть выплачена операторами национальной системы магистральных линий электропередачи, из которых возникают трансграничные потоки, и операторам системы, в которой они прекращаются.
3. <a id="p100183"></a>Компенсационные выплаты должны осуществляться на регулярной основе в отношении истекшего периода времени. В случае необходимости должны быть произведены последующие выплаты компенсации, отражающие фактически понесенные расходы.
<a id="p100184"></a>В соответствии со [Статьей 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100255) в Инструкциях должен быть определен первоначальный период времени, в течение которого должна выплачиваться компенсация.
4. <a id="p100185"></a>Европейская Комиссия принимает решение о расчетном периоде компенсационных выплат, подлежащих оплате. Данная мера призвана изменить несущественные условия настоящего Регламента путем его дополнения, в соответствии с нормативно-правовой процедурой, указанной в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302).
5. <a id="p100186"></a>Величина размещенных трансграничных потоков и величина возникающих и/или прекращающихся трансграничных потоков в национальной системе передачи, должны определяться исходя из физических потоков электричества, фактически измеренных в течение определенного периода времени.
6. <a id="p100187"></a>Расходы, понесенные в результате проведения хостинга трансграничных потоков, устанавливаются исходя из перспективы долгосрочных среднестатистических дополнительных издержек, с учетом потерь, инвестиций в новую инфраструктуру и соответствующих расходов на существующую инфраструктуру в той мере, в какой данная инфраструктура используется для передачи трансграничных потоков, в частности, с учетом необходимости гарантировать безопасность поставок. При установлении понесенных расходов должны использоваться методологии нормативного учета затрат. Выгоды, которые возникают в сети в результате проведения хостинга трансграничных потоков, должны учитываться для уменьшения полученной компенсации.

## Статья 14

### <a id="p100188"></a>Статья 14

<a id="p100189"></a>Плата за доступ к сетям


1. <a id="p100190"></a>Плата, применяемая операторами сети за доступ к сетям должна быть прозрачной, должна учитывать необходимость сетевой безопасности и отражать фактически понесенные расходы в той мере, в какой они соответствуют данным эффективного и структурно сопоставимого оператора сети, и должна применяться на недискриминационной основе. Данная плата должна устанавливаться без учета отдаленности.
2. <a id="p100191"></a>В случае необходимости уровень тарифов, применяемых для производителей и/или потребителей, должен обеспечивать устойчивые сигналы на уровне Сообщества и учитывать сумму потерь сети, причины перегрузок и инвестиционные затраты, связанные с инфраструктурой.
3. <a id="p100192"></a>При установлении величины сборов за доступ к сети, должно приниматься во внимание следующее:
<a id="p100193"></a>(a) платежи и денежные поступления, обусловленные механизмом компенсации операторам межпередающей системы;
<a id="p100194"></a>(b) фактически произведенные платежи и платежи, полученные в расчете на будущий период времени, по оценкам, исходя из прошлых периодов.
4. <a id="p100195"></a>Установление платы за доступ к сети в соответствии с настоящей Статьей должно осуществляться без ущерба оплаты за объявленный экспорт и объявленный импорт, вытекающей из устранения перегрузок, упомянутых в [Статье 16](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100205).
5. <a id="p100196"></a>Не должно существовать конкретной платы за сеть по отдельным сделкам задекларированного транзита электричества.

## Статья 15

### <a id="p100197"></a>Статья 15

<a id="p100198"></a>Предоставление информации


1. <a id="p100199"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи должны реализовывать механизмы координации и информационного обмена для обеспечения безопасности сетей в контексте устранения перегрузок.
2. <a id="p100200"></a>Эксплуатационные стандарты, а также стандарты планирования и безопасности, используемые операторами систем магистральных линий электропередачи, должны быть опубликованы. Опубликованная информация должна включать общую схему расчета общей мощности передачи и пределов надежности передачи, основанных на электрических и физических характеристиках сети. Подобные схемы должны быть одобрены регулирующими органами.
3. <a id="p100201"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи каждый день должны публиковать оценки доступной мощности передачи, показывающие любую доступную уже зарезервированную мощность передачи. Эти публикации должны производиться через указанный интервал времени до дня транспортировки и включать, в любом случае, будущие недельные и месячные оценки, а также количественные показатели ожидаемых надежных доступных мощностей.
4. <a id="p100202"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи должны публиковать соответствующие данные о совокупных прогнозах и фактических требованиях, о доступных и фактических пользователях выработанных и загруженных ресурсов, о наличии и использовании сетей и соединительных линий и о сохранности силы тока и резерва мощности. Для пригодности и фактического пользования небольших выработанных и загруженных единиц может использоваться совокупная оценка данных.
5. <a id="p100203"></a>Заинтересованные участники рынка должны передавать соответствующие данные операторам систем магистральных линий электропередачи.
6. <a id="p100204"></a>Вырабатывающие предприятия, которые владеют или управляют выработкой ресурсов, где, по крайней мере, один вырабатывающий ресурс имеет установленную мощность не менее 250 МВт, должны предоставлять в распоряжение национальных регулирующих органов, национальных антимонопольных органов и Европейской Комиссии в течение пяти лет все почасовые данные каждого завода, которые необходимы для проверки всех оперативных диспетчерских решений, динамики цен на энергетический обмен, аукционов соединительных линий и зарезервированных и межгосударственных рынков. В соответствии с правилами хранения, информация по каждому заводу и на каждый час должна включать, но не должна ограничиваться данными об имеющихся генерирующих мощностях и участвующих резервах, включая распределение данных участвующих резервов по каждому заводу во время, когда установилась предложенная цена.

## Статья 16

### <a id="p100205"></a>Статья 16

<a id="p100206"></a>Общие принципы решения проблем перегрузок


1. <a id="p100207"></a>Проблемы перегруженности сети должны разрешаться, основываясь на недискриминационных рыночных решениях, которые дают эффективные экономические сигналы для участников рынка и участвующих операторов систем магистральных линий электропередачи. Проблемы перегруженности сети должны предпочтительно разрешаться на безтранзакционных базовых методах, т.е. методами, которые не предполагают выбор между контрактами отдельных участников рынка.
2. <a id="p100208"></a>Процедура сокращения транзакции должна использоваться только в чрезвычайных ситуациях, где оператор системы магистральных линий электропередачи должен действовать в ускоренном порядке, и не представляется возможным переотправка или встречная торговля. Любая подобная процедура должна применяться недискриминационным образом. За исключением случаев форс-мажорных обстоятельств, участникам рынка, которые разместили мощности, должны быть компенсированы любые сокращения этих мощностей.
3. <a id="p100209"></a>Максимальная емкость соединительных линий и/или передающих сетей, затрагивающих трансграничные потоки, должна быть доступна для участников рынка с соблюдением норм безопасности надежного функционирования сети.
4. <a id="p100210"></a>Участники рынка должны информировать соответствующих операторов систем магистральных линий электропередачи в разумные сроки, до проведения соответствующего операционного периода, намерены ли они использовать выделенную мощность. Любая выделенная мощность, которая не будет использоваться, должна быть заново выставлена на рынок, открытым, прозрачным и недискриминационным способом.
5. <a id="p100211"></a>Операторы системы магистральных линий электропередачи должны, насколько это технически возможно, высвободить требуемую мощность любых электрических потоков в противоположном направлении от перегруженной соединительной линии с целью использования этой линии до ее максимальной вместимости. В целях безопасности сети, сделки, которые содействуют перегрузкам, не допускаются.
6. <a id="p100212"></a>Любые доходы, полученные в результате распределения соединительных линий, должны использоваться для следующих целей:
<a id="p100213"></a>(a) обеспечения фактического наличия выделенной мощности; или
<a id="p100214"></a>(b) сохранения или увеличения мощности соединительных линий через инвестирование в сети, в частности, в новые соединительные линии.
<a id="p100215"></a>Если доходы не могут быть эффективно использованы для целей, изложенных в [пунктах "a"](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100213) и/или ["b" первого Подпараграфа](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100214), они могут употребляться с одобрения регулирующих органов Государств-членов ЕС как доходы, принимаемые во внимание контрольными органами при утверждении методологии расчета тарифов сети и/или установлении тарифов сети (вплоть до максимальной суммы в зависимости от решения данных регулирующих органов).
<a id="p100216"></a>Остальная часть доходов должна быть размещена на отдельной внутренней линии счета, до тех пор пока не возникнет возможность израсходовать их на цели, изложенные в [пунктах "a"](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100213) и/или ["b" первого подпараграфа](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100214). Регулирующие органы должны информировать Агентство об одобрениях, упомянутых во [втором подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100215).

## Статья 17

### <a id="p100217"></a>Статья 17

<a id="p100218"></a>Новые соединительные линии


1. <a id="p100219"></a>Согласно положениям [параграфа 6 Статьи 16](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100212) настоящего Регламента, [Статьям 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-9#p100233), [32](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-32#p100514) и [параграфов 6](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-37#p100611) и [10 Статьи 37](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-37#p100618) Директивы 2009/72/ЕС, новые соединительные линии постоянного тока по требованию могут быть освобождены от налогообложения на ограниченный период времени на следующих условиях:
<a id="p100220"></a>(a) инвестиции должны усилить конкуренцию в сфере поставки электричества;
<a id="p100221"></a>(b) уровень риска, сопутствующего инвестиционной деятельности, таков, что инвестиции не будут иметь место, если не будет предоставлено освобождение от налогообложения;
<a id="p100222"></a>(c) соединительные линии должны принадлежать физическим или юридическим лицам, которые являются, по крайней мере с точки зрения правовой формы, независимыми от операторов системы, в чьих системах будет построена соединительная линия;
<a id="p100223"></a>(d) сборами облагаются пользователи данной соединительной линии;
<a id="p100224"></a>(e) с момента частичного открытия рынка, упоминаемого в Статье 19 Директивы Европейского Парламента и Совета ЕС 96/92/ЕС от 19 декабря 1996 года об общих правилах внутреннего рынка электричества [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100226), никакая часть капитала или текущих расходов на соединительные линии не была покрыта при помощи любой составной части расходов, произведенных для использования систем передачи или распространения, связанных соединительной линией; и

<a id="p100225"></a>

---

<a id="p100226"></a><*> ОЖ N L 27, 30.1.1997, стр. 20.

<a id="p100227"></a>(f) освобождение не должно ограничивать конкуренцию или эффективное функционирование внутреннего рынка электричества, а также эффективное функционирование регулируемой системы, с которой связана соединительная линия.
2. <a id="p100228"></a>[Параграф 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100219) в исключительных случаях должен также применяться к соединительным линиям переменного тока при условии, что расходы и риски, связанные с инвестициями в конкретном случае, особенно высоки по сравнению с издержками и рисками, обычно существующими при соединении двух национальных смежных систем передачи соединительной линией переменного тока.
3. <a id="p100229"></a>[Параграф 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100219) должен также применяться при значительном увеличении пропускной способности существующих соединительных линий.
4. <a id="p100230"></a>Решение об освобождении от налогов в соответствии с [Параграфами 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100219), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100228) и [3](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100229) должно приниматься отдельно в каждом конкретном случае контрольными органами соответствующих Государств-членов ЕС. Налоговое освобождение может охватывать все или часть мощности новых соединительных линий или существующих соединительных линий со значительным увеличением потенциала.
<a id="p100231"></a>В течение двух месяцев с даты получения последним соответствующим регулирующим органом заявления об отмене налогов, Агентство может представить на рассмотрение рекомендательное заключение для данного регулирующего органа, которое могло бы послужить основой для его решения.
<a id="p100232"></a>При принятии решения об отмене налогов, обсуждение должно осуществляться на основе прецедента, ввиду необходимости установления условий относительно длительности освобождения и недискриминационного доступа к соединительной линии. В частности, в ходе рассмотрения данных условий, в расчет должны быть взяты дополнительные мощности, которые будут построены, или модификация существующих мощностей, а также сроки реализации проекта и национальные особенности.
<a id="p100233"></a>До предоставления налоговых льгот регулирующие органы соответствующих Государств-членов ЕС должны принять решение относительно правил и механизмов управления мощностями и их распределением. Правила устранения перегрузок должны включать обязанность предложить неиспользуемые мощности на рынок, и пользователи устройства должны быть управомочены продать обусловленные договором мощности на вторичном рынке. При оценке критериев, упомянутых в [пунктах "a"](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100220), ["b"](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100221) и ["f" Параграфа 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100227), должны приниматься во внимание результаты процедуры распределения мощностей.
<a id="p100234"></a>В тех случаях, когда все соответствующие регулирующие органы достигли договоренности по решению о налоговом освобождении, они должны в течение шести месяцев информировать Агентство о данном решении. Решение о налоговом освобождении, включая любые условия, о которых говорится во [втором подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100231) настоящего параграфа, должно быть должным образом мотивировано и опубликовано.
5. <a id="p100235"></a>Решение, упомянутое в [параграфе 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100230), должно приниматься Агентством:
<a id="p100236"></a>(a) в тех случаях, когда все соответствующие регулирующие органы не смогли достичь соглашения в течение шести месяцев с даты получения заявления о налоговом освобождении последним регулирующим органом; или
<a id="p100237"></a>(b) по совместному заявлению заинтересованных регулирующих органов.
<a id="p100238"></a>До принятия соответствующего решения Агентство должно провести совещание с соответствующими регулирующими органами и заявителями.
6. <a id="p100239"></a>Несмотря на [параграфы 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100230) и [5](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100235), Государства-члены ЕС могут предусматривать для регулирующего органа или Агентства, в зависимости от обстоятельств, необходимость предоставления в соответствующий орган Государства-члена ЕС своего заключения на заявление с просьбой налогового освобождения для формального принятия решения. Данное заключение должно быть опубликовано вместе с решением.
7. <a id="p100240"></a>При получении заявлений о налоговом освобождении, копия каждого из них должна быть незамедлительно передана регулирующими органами для информации в Агентство и Европейскую Комиссию. Решение должно быть незамедлительно зарегистрировано соответствующими регулирующими органами или Агентством (органами регистрации) для Европейской Комиссии вместе со всей необходимой информацией, связанной с решением. Данная информация может быть представлена на рассмотрение в Европейскую Комиссию, давая возможность Европейской Комиссии достичь обоснованного решения. В частности, информация должна содержать:
<a id="p100241"></a>(a) подробные причины, исходя из которых налоговое освобождение было предоставлено или не было предоставлено, включая финансовую информацию, обосновывающую необходимость налогового освобождения;
<a id="p100242"></a>(b) анализы совершаемого воздействия на конкуренцию и эффективное функционирование внутреннего рынка электричества, вытекающего из предоставления налогового освобождения;
<a id="p100243"></a>(c) причины временного периода и доли общей мощности рассматриваемой соединительной линии, в отношении которой предоставляется налоговое освобождение; и
<a id="p100244"></a>(d) результат совещания соответствующих регулирующих органов.
8. <a id="p100245"></a>В течение двух месяцев со дня получения уведомления о регистрации в соответствии с [Параграфом 7](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100240) Европейская Комиссия может направить регистрирующим органам ходатайство об изменении или отзыве решения о предоставлении налогового освобождения. Данный двухмесячный срок может быть продлен Европейской Комиссией еще на два месяца при необходимости дальнейшего исследования информации. Течение данного дополнительного периода начинается на следующий день после получения полной информации. Первоначальный двухмесячный период также может быть продлен по соглашению как Европейской Комиссии, так и регистрирующих органов.
<a id="p100246"></a>Непредоставление запрашиваемой информации в течение периода, установленного в запросе, должно являться причиной для отмены регистрации за исключением случаев, когда, до истечения этого срока период продлен с согласия Европейской Комиссии и регистрирующих органов, либо регистрирующие органы в надлежаще обоснованном заявлении проинформировали Европейскую Комиссию о решении завершить регистрацию.
<a id="p100247"></a>Регистрирующие органы должны исполнить решение Европейской Комиссии об изменении или отмене решения о предоставлении налогового освобождения в течение одного месяца и должны соответствующим образом информировать об этом Европейскую Комиссию.
<a id="p100248"></a>Комиссия должна сохранять конфиденциальность информации, представляющей коммерческий интерес.
<a id="p100249"></a>Одобрение Европейской Комиссии решения о налоговом освобождении должно утрачивать силу через два года после даты его принятия в случае, если строительство соединительной линии к этой дате еще не началось, и через пять лет после даты его принятия - если соединительная линия не была запущена к этой дате, за исключением случаев, если Европейская Комиссия решит, что любые задержки являются результатом серьезных препятствий, не зависящих от лица, которому было предоставлено налоговое освобождение.
9. <a id="p100250"></a>Европейская Комиссия может принять методические рекомендации для применения условий, изложенных в [параграфе 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100219) настоящей Статьи, и установить последовательную процедуру применения положений [параграфов 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100230), [7](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100240) и [8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100245) настоящей Статьи. Данные меры, призванные изменить несущественные условия настоящего Регламента путем его дополнения, должны приниматься в соответствии с нормативно-правовой процедурой, упомянутой в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302).

## Статья 18

### <a id="p100251"></a>Статья 18

<a id="p100252"></a>Методические рекомендации


1. <a id="p100253"></a>При необходимости, руководящие принципы, касающиеся компенсационного механизма в отношении операторов межпередающих систем, должны определяться в соответствии с принципами, изложенными в [Статьях 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100179) и [14](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-14#p100188):
<a id="p100254"></a>(a) подробности процедуры определения операторов систем передачи, обязанных выплатить компенсацию за трансграничные потоки, в том числе в отношении разграничения операторов национальных систем передачи, из которой подобные трансграничные потоки возникают, и систем, где эти потоки прекращаются, в соответствии с [Параграфом 2 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100182);
<a id="p100255"></a>(b) подробности последовательной процедуры оплаты, включая определение первоначального периода для выплаты компенсации в соответствии с [подпараграфом 2 параграфа 3 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100184);
<a id="p100256"></a>(c) детали методологий определения принимающих трансграничных потоков, для которых должна выплачиваться компенсация в соответствии со [Статьей 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100179), исходя из количества и типа потоков, а также обозначения величины подобных потоков, возникающих и/или прекращающихся в передающих системах отдельных Государств-членов ЕС, в соответствии с [параграфом 5 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100186);
<a id="p100257"></a>(d) детали методологии определения затрат и выгод, понесенных в результате проведения хостинга трансграничных потоков, в соответствии с [параграфом 6 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100187);
<a id="p100258"></a>(e) детали обращения в контексте механизма компенсации операторам межпередающих систем электрических потоков, поступающих или прекращающихся в странах за пределами Европейской экономической зоны; и
<a id="p100259"></a>(f) участие национальных систем, которые соединяются через линии передачи тока, в соответствии со [Статьей 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100179).
2. <a id="p100260"></a>Методические рекомендации могут также определять соответствующие правила, ведущие к постепенной унификации основных принципов для установления расходов, применяемых для производителей и потребителей (нагрузки) на основании национальных тарификационных систем, включая отражение механизма компенсации операторам межпередающих систем при установлении национальных сетевых сборов и обеспечении соответствующих эффективных устойчивых сигналов в соответствии с принципами, изложенными в [Статье 14](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-14#p100188).
<a id="p100261"></a>Методические рекомендации должны предусматривать соответствующие, эффективно согласованные устойчивые сигналы на уровне Сообщества. Любое подобное согласование не препятствует Государствам-членам ЕС применять механизмы, гарантирующие, что плата за сетевой доступ, лежащая на потребителях (нагрузка), является соизмеримой на их территории.
3. <a id="p100262"></a>Если необходимо, методические рекомендации, при условии минимальной степени необходимой согласованности, для достижения цели настоящего Регламента должны также определять:
<a id="p100263"></a>(a) подробности, связанные с предоставлением информации, в соответствии с принципами, изложенными в [Статье 15](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-15#p100197);
<a id="p100264"></a>(b) подробную информацию о правилах торговли электричеством;
<a id="p100265"></a>(c) детали правил об инвестиционных стимулах в соединительные линии электропередач, включая устойчивые сигналы;
<a id="p100266"></a>(d) подробности сфер, перечисленных в [параграфе 6 Статье 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100134).
<a id="p100267"></a>Для этой цели Европейская Комиссия должна организовать совещание с Агентством и ENTSO электричества.
4. <a id="p100268"></a>[Инструкции](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317) по вопросам управления и распределения имеющейся мощностью передающих соединительных линий между национальными системами изложены в приложении I.
<a id="p100936"></a>4a. Европейская Комиссия может принять инструкции по осуществлению оперативного сотрудничества между операторами систем магистральных линий электропередачи на уровне всего Европейского Союза. Эти инструкции должны отвечать требованиям и основываться на сетевых кодексах, упомянутых в [Статье 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100100) настоящего Регламента, а также основываться на утвержденных инструкциях и решении Агентства, указанных в [Статье 8(3)(а)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100126) настоящего Регламента. При утверждении данных инструкций Европейская Комиссия должна принимать во внимание региональные и национальные оперативные инструкции.
<a id="p100937"></a>Эти инструкции должны быть приняты в соответствии с процедурой рассмотрения, определенной в [Статье 23(3)](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100938).
5. <a id="p100269"></a>Европейская Комиссия может принять Инструкции по вопросам, перечисленным в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100253), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100260) и [3](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100262) настоящей Статьи. Она может изменить [Инструкции](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), упомянутые в [параграфе 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100268) настоящей Статьи, в соответствии с принципами, изложенными в [Статьях 15](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-15#p100197) и [16](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100205), в частности, с тем чтобы включить подробные методические рекомендации по всем методологиям распределения пропускной способности, применяемым на практике и обеспечить, чтобы механизмы регулирования перегрузок развивались способом, совместимым с целями внутреннего рынка. В случае необходимости в ходе проведения подобных поправок должны быть установлены общие правила о минимальной безопасности и оперативные стандарты использования и функционирования сети, в соответствии с [параграфом 2 Статьи 15](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-15#p100200). Данные меры, призванные изменить несущественные условия данного Регламента путем его дополнения, принимаются в соответствии с нормативно-правовой процедурой, упомянутой в [параграфе 2 Статьи 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100302).
<a id="p100270"></a>При принятии или внесении изменений в [Инструкции](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), Европейская Комиссия должна:
<a id="p100271"></a>(a) убедиться, что [Инструкции](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317) обеспечивают минимальную степень согласования, необходимую для достижения целей настоящего Регламента и осуществляются в пределах, необходимых для данной цели; и
<a id="p100272"></a>(b) указать, какие действия она приняла для согласования правил в третьих странах, которые являются частью системы электроснабжения Европейского Сообщества, с [Инструкциями](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), о которых идет речь.
<a id="p100273"></a>При принятии [Инструкций](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), в соответствии с настоящей Статьей, Европейская Комиссия первоначально должна обеспечить охват единого проекта мер, по крайней мере, в отношении вопросов, упомянутых в [пунктах "a"](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100254) и ["d" параграфов 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100257) и [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100260).

## Статья 19

### <a id="p100274"></a>Статья 19

<a id="p100275"></a>Регулирующие органы


<a id="p100276"></a>Регулирующие органы при выполнении своих обязанностей должны обеспечивать соблюдение настоящего Регламента и [Инструкций](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), принятых в соответствии со [Статьей 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251). При необходимости, для выполнения целей настоящего Регламента, регулирующие органы должны сотрудничать друг с другом, с Европейской Комиссией и Агентством в соответствии с [Главой IX](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-35#p100536) Директивы 2009/72/ЕС.

## Статья 20

### <a id="p100277"></a>Статья 20

<a id="p100278"></a>Предоставление информации и конфиденциальность


1. <a id="p100279"></a>Государства-члены ЕС и регулирующие органы должны по запросу представить в Европейскую Комиссии всю информацию, необходимую для достижения целей, указанных в [параграфе 4 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100185) и [Статье 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251).
<a id="p100280"></a>В частности, для целей [параграфов 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100185) и [6 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100187), регулирующие органы должны на регулярной основе представлять информацию о фактических расходах, понесенных операторам национальных передающих систем, а также данные и всю соответствующую информацию, касающуюся физических потоков в сетях операторов систем передачи и их стоимости.
<a id="p100281"></a>Европейская Комиссия должна определять разумные сроки, в рамках которых может предоставляться информация, принимая во внимание сложность требуемой информации и срочность, с которой данная информация необходима.
2. <a id="p100282"></a>Если Государства-члены ЕС или соответствующий регулирующий орган не предоставляют информацию, упомянутую в [Параграфе 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100279) в течение установленного срока в соответствии с [пунктом 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100279) настоящей Статьи, Европейская Комиссия может истребовать всю информацию, необходимую для целей, определенных в [Параграфе 4 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100185) и [Статьей 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251) непосредственно от соответствующих предприятий.
<a id="p100283"></a>При отправке запроса для получения информации непосредственно предприятию, Европейская Комиссия должна в то же время направить копию запроса в регулирующие органы Государства-члена ЕС, на территории которого расположен орган управления предприятия.
3. <a id="p100284"></a>В своем запросе о предоставлении информации, в соответствии с [Параграфом 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100279), Европейская Комиссия указывает правовое обоснование запроса, период времени, в рамках которого информация должна быть предоставлена, цели запроса, и санкции, предусмотренные в [Параграфе 2 Статьи 22](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100296) за предоставление неверной, неполной или вводящей в заблуждение информации. Европейская Комиссия должна определить разумные ограничения по времени, с учетом сложности требуемой информации и срочности, с которой данная информация необходима.
4. <a id="p100285"></a>Владельцы предприятий или их представители, а в случае юридических лиц, лица, уполномоченные законом или инкорпорационными инструментами представлять их, должны выдавать запрошенную информацию. В тех случаях, когда представители должным образом уполномочены на действия по предоставлению информации от имени своих клиентов, клиент должен нести полную ответственность в случае, если представленная информация является неполной, неверной или вводящей в заблуждение.
5. <a id="p100286"></a>В тех случаях, когда предприятие не предоставляет информацию, запрошенную в течение срока, установленного Европейской Комиссией или предоставляет неполную информацию, Европейская Комиссия может потребовать предоставления информации путем вынесения решения. В данном решении должно быть указано, какая информация требуется и установлен соответствующий предельный срок, в течение которого она должна быть предоставлена. В нем также должна устанавливаться санкция, предусмотренная в [Параграфе 2 Статьи 22](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100296). Оно также должно определять право пересмотра решения, судебными органами Европейского Сообщества.
<a id="p100287"></a>Европейская Комиссия в тот же момент должна направить копию своего решения регулирующим органам Государств-членов ЕС, на территории которых данное лицо проживает или расположен орган управления предприятия.
6. <a id="p100288"></a>Информация, упомянутая в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100279) и [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100282), должна быть использована только для целей [параграфа 4 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100185) и [Статьи 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251).
<a id="p100289"></a>Европейская Комиссия не должна раскрывать информацию, охраняемую как коммерческую тайну, полученную в соответствии с настоящим Регламентом.

## Статья 21

### <a id="p100290"></a>Статья 21


<div align="center">

<a id="p100291"></a>Право Государств-членов ЕС предусматривать<br>
более подробные меры

</div>


<a id="p100292"></a>Настоящие правила не должны ущемлять право Государств-членов ЕС утверждать или вносить на рассмотрение меры, содержащие более подробные положения, чем изложенные в данном Регламенте или в [Инструкциях](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317), упомянутых в [Статье 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251).

## Статья 22

### <a id="p100293"></a>Статья 22

<a id="p100294"></a>Санкции


1. <a id="p100295"></a>В соответствии с [Параграфом 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100296), Государства-члены ЕС должны установить нормы о санкциях, применимых при нарушении положений данного Регламента и принимать все необходимые меры для их обеспечения. Предусмотренные санкции должны быть эффективными, соразмерными и сдерживающими. До 1 июля 2004 года Государства-члены ЕС должны уведомить Европейскую Комиссию о данных нормах, в соответствии с положением, изложенным в Регламенте (ЕС) 1228/2003, и без промедления уведомить Комиссию о любых последующих поправках, затрагивающих данные нормы. Они должны уведомлять Европейскую Комиссию о нормах, не соответствующих положениям, изложенным в Регламенте (ЕС) 1228/2003 от 3 марта 2011 года, и без промедления уведомить Комиссию о любых последующих поправках, затрагивающих данные нормы.
2. <a id="p100296"></a>В решении Европейской Комиссии могут устанавливаться штрафы, налагаемые на предприятия, не превышающие 1% от общего оборота предыдущего финансового года, в случае, когда они умышленно или по небрежности предоставили неверную, неполную или вводящую в заблуждение информацию в ответ на запрос, сделанный в соответствии с [параграфом 3 Статьи 20](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100284), или не предоставили информацию в сроки, установленные в решении, принятом в соответствии с [подпараграфом 1 параграфа 5 Статьи 20](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100286).
<a id="p100297"></a>При установлении величины штрафа, Европейская Комиссия должна учитывать серьезность несоблюдения требований [первого подпараграфа](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100296).

## Статья 23. 3. Санкции, предусмотренные в соответствии с параграфом 1, и решения, принимаемые во исполнение параграфа 2, не должны иметь уголовно-правового характера.

### <a id="p100299"></a>Статья 23. 3. Санкции, предусмотренные в соответствии с [параграфом 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100295), и решения, принимаемые во исполнение [параграфа 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100296), не должны иметь уголовно-правового характера.

<a id="p100298"></a>

<a id="p100300"></a>Деятельность Комитета


1. <a id="p100301"></a>В соответствии со [Статьей 46](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-46#p100685) Директивы 2009/72/ЕС, Комитет должен оказывать содействие Европейской Комиссии.
2. <a id="p100302"></a>В случае отсылки к данному параграфу, параграфы 1 и 4 Статьи 5a, а также Статья 7 Решения 1999/468/ЕС должна применяться с учетом положений [Статьи 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100121).
3. <a id="p100938"></a>В случае отсылки к данному параграфу, должна применяться [Статья 5](https://bukva.ai/docs/reglament-1822011/statya-5#p100078) Регламента (ЕС) N 182/2011 Европейского Парламента и Совета ЕС от 16 февраля 2011 года, устанавливающего правила и общие принципы, касающиеся механизмов контроля Государствами-членами ЕС осуществления Европейской Комиссией исполнительных полномочий [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100940).

<a id="p100939"></a>

---

<a id="p100940"></a><*> ОЖ N L 55, 28.2.2011, стр. 13.

## Статья 24

### <a id="p100303"></a>Статья 24

<a id="p100304"></a>Отчет Европейской Комиссии


<a id="p100305"></a>Европейская Комиссия должна следить за выполнением настоящего Регламента. В своем докладе, согласно [параграфу 6 Статьи 47](https://bukva.ai/docs/direktiva-200972es/statya-47#p100705) Директивы 2009/72/ЕС, Европейская Комиссия также должна сообщать об опыте, накопленном при применении настоящего Регламента. В частности, в докладе должен быть исследован вопрос о том, в какой степени настоящий Регламент добился успеха в обеспечении недискриминационных условий и условий соответствующей оплаты доступа к сети для трансграничного обмена электричеством для того, чтобы содействовать выбору клиентом внутреннего рынка электричества, осуществлению долгосрочных безопасных поставок электричеств, а также определить степень эффективности существующих устойчивых сигналов. При необходимости, к докладу должны быть приложены соответствующие предложения и/или рекомендации.

## Статья 25

### <a id="p100306"></a>Статья 25


<a id="p100307"></a>Аннулирование

<a id="p100308"></a>Регламент 1228/2003 должен быть отменен с 3 марта 2011 года. Ссылки на отмененный Регламент должны толковаться как ссылки на настоящий Регламент и должны читаться в соответствии с [таблицей](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100408) корреляции, содержащейся в Приложении II.

## Статья 26

### <a id="p100309"></a>Статья 26

<a id="p100310"></a>Вступление в силу


<a id="p100311"></a>Данный Регламент вступает в силу по истечении 20 дней с момента его публикации в Официальном Журнале Европейского Союза.
<a id="p100312"></a>Он должен применяться с 3 марта 2011 года.
<a id="p100313"></a>Настоящий Регламент имеет юридическую силу на территории всех Государств-членов ЕС.

<div align="center">

<a id="p100314"></a>Составлено в Брюсселе 13 июля 2009 года.

<a id="p100315"></a>(Подписи)

</div>






<div align="center">

<a id="p100316"></a>Приложение I

<a id="p100317"></a>**ИНСТРУКЦИИ**

</div>

**ПО УПРАВЛЕНИЮ ДОСТУПНОЙ МОЩНОСТЬЮ ПЕРЕДАЮЩИХ**
**СОЕДИНИТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ МЕЖДУ НАЦИОНАЛЬНЫМИ СИСТЕМАМИ,**
**А ТАКЖЕ ИХ РАСПРЕДЕЛЕНИЕМ**

<div align="center">

1. <a id="p100318"></a>Общие положения

<a id="p100319"></a>1.1. Операторы передающих систем (TSOs) [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100321) должны стремиться акцептовать все торговые сделки, включая сделки, затрагивающие трансграничную торговлю.

</div>


<a id="p100320"></a>

---

<div align="center">

<a id="p100321"></a><*> (TSOs) - Transmission system operators - прим. перев.

</div>


<a id="p100322"></a>1.2. При отсутствии перегрузок не должно происходить ограничение доступа к соединительной линии. В тех случаях, когда это случается, необходима недолговременная общая развернутая процедура для доступа к услугам трансграничной передачи.
<a id="p100323"></a>1.3. В тех случаях, когда запланированные торговые сделки не совместимы с безопасностью функционирования сети, TSOs должны уменьшить перегрузку в соответствии с требованиями безопасности функционирования сети таким образом, чтобы гарантировать сохранение любых расходов на экономически целесообразном уровне. В случае если не может быть применена меньшая мера стоимости, должна предусматриваться исправительная переотправка или взаимообмен.
<a id="p100324"></a>1.4. В случае возникновения структурной перегрузки, TSOs должны немедленно применять соответствующие заранее определенные и согласованные методы ее устранения. Методы устранения перегрузки должны обеспечивать соответствие физических потоков тока, связанных со всей размещенной мощностью передачи, нормам безопасности сети.
<a id="p100325"></a>1.5. Методы, используемые для устранения перегрузки, должны давать эффективные экономические сигналы участникам рынка и TSOs, а также должны содействовать конкуренции и быть приемлемыми для регионального и общеевропейского применения.
<a id="p100326"></a>1.6. При устранении перегрузок не должны учитываться различия оснований сделок. На индивидуальную заявку об услуге передачи электричества может быть дан отказ только при наличии следующих совокупных условий:
<a id="p100327"></a>(a) добавочные физические потоки токов, образующиеся из-за удовлетворения данной заявки, влекут за собой прекращение обеспечения безопасного функционирования энергосистемы.
<a id="p100328"></a>(b) денежный результат удовлетворения заявки при процедуре устранения перегрузки меньше, чем во всех других намеченных для принятия заявках на такие же услуги, на таких же условиях.
<a id="p100329"></a>1.7. При определении соответствующих областей сети, в которых (а также между которыми) должно происходить устранение перегрузок, TSOs должны руководствоваться принципами экономической эффективности и минимизации негативного воздействия на внутренний рынок электричества. В частности, TSOs не должен ограничивать мощность соединительных линий для того, чтобы устранить перегруженность внутри области своего управления, за исключением вышеупомянутых оснований и причин оперативной безопасности [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100331). Если возникает такая ситуация, TSOs должны открыто и прозрачно донести информацию об этом до всех пользователей системы. Подобная ситуация должна допускаться только до нахождения долгосрочного решения. Методологии и проекты, используемые для достижения долгосрочного решения, должны быть расписаны и открыто представлены TSOs для всех пользователей системы.

<a id="p100330"></a>

---

<div align="right">

<a id="p100331"></a><*> Оперативная безопасность означает сохранение системы магистральных линий электропередачи в пределах установленного уровня защиты.

</div>


<a id="p100332"></a>1.8. При уравновешивании сети внутри области управления с помощью применения оперативных мер в сети и переотправки, TSOs должен учитывать влияние данных мер на соседние области управления.
<a id="p100333"></a>1.9. С 1 января 2008 года механизмы круглосуточного устранения перегрузок соединительных линий должны будут устанавливаться путем согласования и в соответствии с безопасными условиями эксплуатации для того чтобы максимизировать возможности торговли и обеспечить трансграничный баланс.
<a id="p100334"></a>1.10. Национальные регулирующие органы должны регулярно оценивать методы устранения перегрузок, уделяя особое внимание соблюдению принципов и правил, установленных в настоящем Регламенте и Инструкциях, а также соблюдению правил и условий, установленных регулирующими органами в соответствии с данными принципами и правилами. Такая оценка должна включать опрос всех участников рынка и специальные исследования.

<div align="center">

2. <a id="p100335"></a>Методы устранения перегрузки

</div>


<a id="p100336"></a>2.1. Методы устранения перегрузки должны основываться на рыночной основе, чтобы содействовать эффективной трансграничной торговле. Для этой цели мощности должны выделяться только посредством проведения открытых (мощности) и закрытых (мощности и энергия) аукционов. Оба метода могут сосуществовать на одной соединительной линии. Для круглосуточной торговли может быть использована непрекращающаяся торговля.
<a id="p100337"></a>2.2. В зависимости от условий конкуренции, механизмы устранения перегрузок могут потребовать санкционирования долгосрочного и краткосрочного распределения пропускной способности.
<a id="p100338"></a>2.3. Каждая процедура распределения пропускной способности должна назначать предписанную долю доступной мощности соединительной линии плюс любые оставшиеся ранее не размещаемые мощности и любые мощности, освобожденные держателями мощности от предыдущих размещений.
<a id="p100339"></a>2.4. TSOs должны оптимизировать уровень устойчивой мощности, принимая во внимание права и обязанности участвующих TSOs и права и обязанности участников рынка, в целях содействия эффективной и результативной конкуренции. Обоснованная доля мощности может предлагаться на рынок в ограниченной степени устойчивости, но участникам рынка должны быть всегда известны точные условия передачи по трансграничным линиям.
<a id="p100340"></a>2.5. Права на доступ к долгосрочному и среднесрочному размещению должны обладать качеством прав на устойчивые передаваемые мощности. Во время выдвижения к ним должны применяться принципы: "использовать или терять" или "использовать или продавать".
<a id="p100341"></a>2.6. TSOs должны определять соответствующие предложения распределения мощностей между различными периодами. Это может включать параметры резервирования минимального процента соединительных линий для ежедневного или круглосуточного распределения. Подобные предложения о распределении должны представляться на рассмотрение в соответствующие регулирующие органы. При составлении своих предложений TSOs должны принимать во внимание:
<a id="p100342"></a>(a) характеристики рынков;
<a id="p100343"></a>(b) оперативные условия - последствия взаимозачета точно объявленных графиков;
<a id="p100344"></a>(c) уровень гармонизации процентного соотношения и периодов, принятой для различных механизмов распределения пропускной способности.
<a id="p100345"></a>2.7. Размещение мощностей не должно приводить к дискриминации между участниками рынка, которые желают использовать свои права, чтобы осуществлять двусторонние поставки или участвовать в торгах за обмен мощностью. На торгах побеждает наибольшая предложенная сумма.
<a id="p100346"></a>2.8. В регионах, где хорошо развиты передовые финансовые рынки электричества, показавшие свою эффективность, все мощности соединительных линий могут быть размещены конклюдентным способом.
<a id="p100347"></a>2.9. Более того, в случае возникновения новых соединительных линий, которые пользуются налоговым освобождением согласно Статье 7 Регламента ЕС 1228/2003 или [Статье 17](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100217) данного Регламента, в методах распределения мощности не допускается установление ценового резерва.
<a id="p100348"></a>2.10. В принципе, все потенциальные участники рынка должны допускаться к участию в процессе распределения без ограничений. Чтобы избежать возникновения или обострения проблем, связанных с потенциальной возможностью использования доминирующего положения любого участника рынка, соответствующие власти и/или антимонопольные органы соответственно могут вводить ограничения в целом или на отдельные компании исходя из рыночного доминирования.
<a id="p100349"></a>2.11. Участники рынка должны четко обозначить использование своих мощностей для TSOs путем определения конечного срока для каждого периода. Данный конечный срок должен быть таков, чтобы TSOs имели возможность перераспределить неиспользуемые мощности для переразмещения на следующий соответствующий период, включая круглосуточные сессии.
<a id="p100350"></a>2.12. Мощность должна быть свободно обращаема на вторичном рынке, при условии заблаговременного информирования TSOs. Если TSOs отказывает в совершении какой-либо вторичной сделки, он должен четко и прозрачно сообщить об этом всем участникам рынка, объяснить причины, а также уведомить об этом регулирующие органы.
<a id="p100351"></a>2.13. Финансовые последствия неисполнения обязательств, связанных с распределением мощности возлагаются на лицо, ответственное за подобные неисправности. Если участники рынка не смогут использовать мощности, которые они взяли, а также в случае аукционной продажи мощности, сбоя торговли на вторичном рынке или передачи мощности обратно в надлежащее время, они должны терять право на данную мощность и выплатить стоимость понесенных издержек. Любая стоимость понесенных издержек за использование мощности должна быть справедливой и основанной на принципе пропорциональности. Аналогичным образом, если TSOs не выполняет свои обязательства, он должен компенсировать участникам рынка потерю мощности. При этом должны учитываться прямые потери. Ключевые концепции и методы определения ответственности за финансовые последствия, налагаемой после сбоя из-за неисполнения обязательства, должны быть заранее изложены и подлежат рассмотрению соответствующим национальным регулирующим органом или органами.

3. <a id="p100352"></a>Согласование

<a id="p100353"></a>3.1. Распределение мощности соединительных линий должно быть скоординировано и осуществлено с использованием общей процедуры распределения участвующими TSOs. В случаях, где торговый обмен между двумя странами (TSOs), как предполагается, значительно влияет на условия физического потока в какой-либо третьей стране (TSOs), методы устранения перегрузки должны быть скоординированы между всеми TSOs через общую процедуру устранения перегрузки. Национальные регулирующие органы и TSOs должны обеспечивать, что процедуры устранения перегрузки, существенно воздействующие на физические потоки электроэнергии в других сетях, разработаны в одностороннем порядке.
<a id="p100354"></a>3.2. С 1 января 2007 года ежегодно или ежемесячно, на предстоящий день, между странами следующих регионов должны применяться общий координационный метод устранения перегрузки и процедура распределения мощности на рынке:
<a id="p100355"></a>(a) Северной Европы (т.е. Дании, Швеции, Финляндии, Германии и Польши),

<div align="center">

<a id="p100356"></a>(b) Северо-Западной Европы (т.е. Бенилюкса, Германии и Франции),

</div>

<a id="p100357"></a>(c) Италии (т.е. Италии, Франции, Германии, Австрии, Словении и Греции),
<a id="p100358"></a>(d) Центральной и Восточной Европы (т.е. Германии, Польши, Чехии, Словакии, Венгрии, Австрии и Словении),
<a id="p100359"></a>(e) Юго-Западной Европы (т.е. Испании, Португалии и Франции),
<a id="p100360"></a>(f) Великобритании, Ирландии и Франции,
<a id="p100361"></a>(g) Стран Балтии (т.е. Эстонии, Латвии и Литвы).
<a id="p100362"></a>Для соединительных линий, связывающих страны, которые относятся к более чем одному региону, применяемый метод устранения перегрузки может отличаться для обеспечения совпадения методов, применяемых в других регионах, к которым эти страны принадлежат. В этом случае соответствующие TSOs должны предложить метод, одобренный соответствующими регулирующими органами.
<a id="p100363"></a>3.3. Регионы, упомянутые в [пункте 2.8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100346), могут размещать все соединительные линии на протяжении последующего дня распределения.
<a id="p100364"></a>3.4. Совместные процедуры устранения перегрузки должны быть определены во всех данных семи регионах с целью формирования подлинно комплексного внутреннего рынка электричества. Участники рынка не должны сталкиваться с несоответствием региональных систем.
<a id="p100365"></a>3.5. Для содействия развитию справедливой эффективной конкуренции и трансграничной торговли, координационные действия между TSOs в регионах, изложенные в [пункте 3.2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100354) должны включать все шаги расчета мощности и оптимизации распределения для обеспечения функционирования сети, с четко прописанными мерами ответственности. Данные координационные действия, в частности, должны включать:
<a id="p100366"></a>(a) использование общей модели, эффективно справляющейся с взаимозависимой физической цикличностью потоков и учитывающей расхождения между физическим и торговым потоками,
<a id="p100367"></a>(b) распределение и определение мощности, справляющейся с взаимозависимыми физическими циклами потоков,
<a id="p100368"></a>(c) идентичные обязательства держателей мощностей предоставлять информацию об их предполагаемом использовании мощностей, т.е. определения мощности (для открытых аукционов),
<a id="p100369"></a>(d) идентичные сроки и время закрытия,
<a id="p100370"></a>(e) идентичные устройства для распределения мощности в различные периоды (например, 1 день, 3 часа, 1 неделя и т.д.) и единицы узлов проданной мощности (объем мощности в МВт, МВт/ч и т.д.),
<a id="p100371"></a>(f) последовательные договорные границы с участниками рынка,
<a id="p100372"></a>(g) проверку потоков для соблюдения требований безопасности сети, оперативного планирования и текущей деятельности,
<a id="p100373"></a>(h) бухгалтерский учет и оплату действий по устранению перегрузки.
<a id="p100374"></a>3.6. Координация должна также включать обмен информацией между TSOs. Характер, время и регулярность обмена информацией должны быть совместимы с мероприятиями, изложенными в [пункте 3.5](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100365) и с функционированием рынков электричества. В частности, при обмене информацией TSOs должны иметь возможность осуществить наилучший прогноз глобальной ситуации сети для оценки потоков в принадлежащих им сетях и доступной мощности соединительных линий. Любой TSOs, собирающий информацию от имени других TSOs, обязан передать обратно участвующему TSOs результаты сбора данных.

<div align="center">

4. <a id="p100375"></a>График осуществления деятельности на рынке

</div>


<a id="p100376"></a>4.1. Распределение доступной мощности должно осуществляться заблаговременно. До момента распределения, участвующие TSOs должны совместно публиковать сведения о распределяемых мощностях, принимая во внимание, где это возможно, высвобожденные от любых прав на устойчивую передачу мощности и, при возможности, сопутствующие полученные предложения, а также периоды времени, в ходе которых мощность будет сокращена или недоступна (например, с целью проведения технического обслуживания).
<a id="p100377"></a>4.2. При наличии полной сетевой безопасности, предложения о передаче прав должны подаваться заблаговременно до дня последующих сессий всех соответствующих организованных рынков и до публикации сведений о распределяемых мощностях в рамках механизма последующего либо круглосуточного распределения. В целях эффективного использования соединительных линий, должны быть получены предложения об обратной передаче прав.
<a id="p100378"></a>4.3. Последовательное круглосуточное распределение доступных мощностей для дня D должно осуществляться в день D-1 и D, после издания указанного расписания или фактического производственного расписания на следующий день.
<a id="p100379"></a>4.4. При подготовке последующей работы сети TSOs должны осуществлять обмен информацией с соседними TSOs, включающий прогноз сетевой топологии, наличие и прогноз выработки производительных единиц и сообщения о потоках нагрузки с целью оптимизировать использование общей сети посредством оперативных мер в соответствии с правилами охраны деятельности сети.

5. <a id="p100380"></a>Прозрачность [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100942)


<a id="p100941"></a>

---

<a id="p100942"></a><*> Часть пунктов удалена актами, вносящими изменения - прим. ред.

<a id="p100381"></a>5.1. TSOs должны публиковать все соответствующие данные относительно доступности сети, сетевого доступа и использования сети, включая доклад о том, где и почему существует перегрузка, о методах, применяемых для устранения перегрузки и планах будущих устранений.
<a id="p100382"></a>5.2. TSOs должны публиковать общее описание метода устранения перегрузки, применяемого при различных обстоятельствах для максимизации мощности, доступной на рынке, а также должны публиковать общую схему расчета мощности соединительных линий для различных периодов, на основе электрической и физической сущности сети. Такая схема должна быть одобрена заинтересованными контрольными органами Государств-членов ЕС.
<a id="p100383"></a>5.3. TSOs должны подробно описать процедуру устранения перегрузок и распределения используемой мощности, а также сроки и процедуры применения мощности, характеристики предлагаемых продуктов, права и обязанности TSOs и участников, порядок получения мощности, включая ответственность, которая налагается при невыполнении обязательств, и обеспечить открытый доступ ко всей вышеперечисленной информации всем потенциальным пользователям сети.
<a id="p100384"></a>5.4. Стандарты деятельности и планирования охранных мероприятий должны составлять неотъемлемую часть информации, которую TSOs публикуют в открытых публичных документах. Этот документ также подлежит рассмотрению в национальных регулирующих органах.
<a id="p100399"></a>5.10. TSOs должны регулярно обмениваться набором достаточно точной сети и данными загрузки потока в целях возможности вычисления потокораспределения нагрузки для каждого TSOs в их соответствующей области. Такой же набор данных должен быть доступен для регулирующих органов и Европейской Комиссии в соответствии с запросом. Регулирующие органы и Европейская Комиссия должны обеспечивать конфиденциальность обработки данного набора данных, осуществляемой ими и любым консультантом, осуществляющим для них аналитическую работу на основе этих данных.

6. <a id="p100400"></a>Использование доходов от перегрузки

<a id="p100401"></a>6.1. Процедуры устранения перегрузок, относящиеся к заранее определенным периодам, могут порождать доходы, только если перегрузка, возникающая в течение этого периода, происходит исключительно в новых соединительных линиях, которые извлекают выгоду из налогового освобождения в соответствии со Статьей 7 Регламента ЕС 1228/2003 или [Статьей 17](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100217) данного Регламента. Процедура распределения этих поступлений должна рассматриваться регулирующими органами и не должна искажать процесс распределения в пользу любого участника, ходатайствующего о предоставлении мощностей или энергии и устанавливать препятствия для уменьшения перегрузки.
<a id="p100402"></a>6.2. Национальные регулирующие органы должны действовать прозрачно при использовании поступлений, образующихся в результате распределения мощности соединительных линий.
<a id="p100403"></a>6.3. Доход от перегрузки должен быть разделен между участвующими TSOs в соответствии с критерием, согласованным между участвующими TSOs и одобренным соответствующим регулирующим органом.
<a id="p100404"></a>6.4. TSOs должны установить заранее то, как они будут использовать любой доход от перегрузки, который они могут получить, и должны доложить о фактическом использовании этого дохода. Регулирующие органы должны убедиться, что подобное использование согласуется с данным Регламентом и Инструкциями, и что общая сумма дохода от перегрузки, вытекающего из распределения мощности соединительных линий, отдана на реализацию одной или нескольких из трех целей, изложенных в [параграфе 6 Статьи 16](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100212) настоящего Регламента.
<a id="p100405"></a>6.5. На ежегодной основе к 31 июля каждого года регулирующие органы должны опубликовать отчет, устанавливающий суммы дохода, собранного за 12-месячный период вплоть до 30 июня того же года, и цели использования рассматриваемых доходов вместе с проверкой того, что использование соответствует данному Регламенту и Инструкциям, и что общая сумма дохода от перегрузки отдана на реализацию одной или нескольких из трех предписанных целей.
<a id="p100406"></a>6.6. Использование дохода от перегрузки для инвестирования в сохранение или увеличение мощности соединительных линий предпочтительно должно быть установлено в проектах особого предписания, которые способствуют разгрузке существующих соотнесенных перегрузок, и которые могут быть введены в действие в течение разумного периода времени, особенно в отношении процедуры авторизации.





<div align="center">

<a id="p100407"></a>Приложение II

<a id="p100408"></a>**КОРРЕЛЯЦИОННАЯ ТАБЛИЦА**

</div>



| <a id="p100409"></a>Регламент (ЕС) N 1228/2003 | <a id="p100410"></a>Настоящий Регламент |
| --- | --- |
| <a id="p100411"></a>Статья 1 | <a id="p100412"></a>[Статья 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-1#p100061) |
| <a id="p100413"></a>Статья 2 | <a id="p100414"></a>[Статья 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-2#p100066) |
| <a id="p100415"></a>- | <a id="p100416"></a>[Статья 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-3#p100081) |
| <a id="p100417"></a>- | <a id="p100418"></a>[Статья 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-4#p100091) |
| <a id="p100419"></a>- | <a id="p100420"></a>[Статья 5](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-5#p100094) |
| <a id="p100421"></a>- | <a id="p100422"></a>[Статья 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-6#p100100) |
| <a id="p100423"></a>- | <a id="p100424"></a>[Статья 7](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-7#p100115) |
| <a id="p100425"></a>- | <a id="p100426"></a>[Статья 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-8#p100121) |
| <a id="p100427"></a>- | <a id="p100428"></a>[Статья 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-9#p100160) |
| <a id="p100429"></a>- | <a id="p100430"></a>[Статья 10](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-10#p100166) |
| <a id="p100431"></a>- | <a id="p100432"></a>[Статья 11](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-11#p100171) |
| <a id="p100433"></a>- | <a id="p100434"></a>[Статья 12](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-12#p100174) |
| <a id="p100435"></a>Статья 3 | <a id="p100436"></a>[Статья 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-13#p100179) |
| <a id="p100437"></a>Статья 4 | <a id="p100438"></a>[Статья 14](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-14#p100188) |
| <a id="p100439"></a>Статья 5 | <a id="p100440"></a>[Статья 15](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-15#p100197) |
| <a id="p100441"></a>Статья 6 | <a id="p100442"></a>[Статья 16](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-16#p100205) |
| <a id="p100443"></a>Статья 7 | <a id="p100444"></a>[Статья 17](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-17#p100217) |
| <a id="p100445"></a>Статья 8 | <a id="p100446"></a>[Статья 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-18#p100251) |
| <a id="p100447"></a>Статья 9 | <a id="p100448"></a>[Статья 19](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-19#p100274) |
| <a id="p100449"></a>Статья 10 | <a id="p100450"></a>[Статья 20](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-20#p100277) |
| <a id="p100451"></a>Статья 11 | <a id="p100452"></a>[Статья 21](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-21#p100290) |
| <a id="p100453"></a>Статья 12 | <a id="p100454"></a>[Статья 22](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-22#p100293) |
| <a id="p100455"></a>Статья 13 | <a id="p100456"></a>[Статья 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-23#p100299) |
| <a id="p100457"></a>Статья 14 | <a id="p100458"></a>[Статья 24](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-24#p100303) |
| <a id="p100459"></a>- | <a id="p100460"></a>[Статья 25](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-25#p100306) |
| <a id="p100461"></a>Статья 15 | <a id="p100462"></a>[Статья 26](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100309) |
| <a id="p100463"></a>Приложение | <a id="p100464"></a>[Приложение I](https://bukva.ai/docs/reglament-7142009/statya-26#p100317) |






<a id="p100465"></a>REGULATION (EC) No. 714/2009
**OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL**
**ON CONDITIONS FOR ACCESS TO THE NETWORK FOR CROSS-BORDER**
**EXCHANGES IN ELECTRICITY AND REPEALING**
REGULATION (EC) No 1228/2003

<a id="p100466"></a>(Brussels, 13.VII.2009)

<a id="p100467"></a>(Text with EEA relevance)

<a id="p100943"></a>(Amended by Regulation (EU) No 347/2013 of the European
Parliament and of the Council of 17 April 2013,
Commission Regulation (EU) No 543/2013 of 14 June 2013)

<a id="p100468"></a>The European Parliament and the Council of the European Union,
<a id="p100469"></a>Having regard to the Treaty establishing the European Community, and in particular Article 95 thereof,
<a id="p100470"></a>Having regard to the proposal from the Commission,
<a id="p100471"></a>Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee <*>,

<a id="p100472"></a>

---

<a id="p100473"></a><*> OJ C 211, 19.8.2008, p. 23.

<a id="p100474"></a>Having regard to the opinion of the Committee of the Regions <*>,

<a id="p100475"></a>

---

<a id="p100476"></a><*> OJ C 172, 5.7.2008, p. 55.

<a id="p100477"></a>Acting in accordance with the procedure laid down in Article 251 of the Treaty <*>,

<a id="p100478"></a>

---

<a id="p100479"></a><*> Opinion of the European Parliament of 18 June 2008 (not yet published in the Official Journal), Council Common Position of 9 January 2009 (OJ C 75 E, 31.3.2009, p. 16) and Position of the European Parliament of 22 April 2009 (not yet published in the Official Journal). Council Decision of 25 June 2009.

<a id="p100480"></a>Whereas:
<a id="p100481"></a>(1) The internal market in electricity, which has been progressively implemented since 1999, aims to deliver real choice for all consumers in the Community, be they citizens or businesses, new business opportunities and more cross-border trade, so as to achieve efficiency gains, competitive prices and higher standards of service, and to contribute to security of supply and sustainability.
<a id="p100482"></a>(2) Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity <*> and Regulation (EC) No 1228/2003 of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity <**> have made significant contributions towards the creation of such an internal market in electricity.

<a id="p100483"></a>

---

<a id="p100484"></a><*> OJ L 176, 15.7.2003, p. 37.
<a id="p100485"></a><**> OJ L 176, 15.7.2003, p. 1.

<a id="p100486"></a>(3) However, at present, there are obstacles to the sale of electricity on equal terms, without discrimination or disadvantage in the Community. In particular, non-discriminatory network access and an equally effective level of regulatory supervision do not yet exist in each Member State, and isolated markets persist.
<a id="p100487"></a>(4) The Communication of the Commission of 10 January 2007 entitled "An Energy Policy for Europe" highlighted the importance of completing the internal market in electricity and creating a level playing field for all electricity undertakings in the Community. The Communications of the Commission of 10 January 2007 entitled "Prospects for the internal gas and electricity market" and "Inquiry pursuant to Article 17 of Regulation (EC) No 1/2003 into the European gas and electricity sectors (Final Report)" demonstrated that the present rules and measures neither provide the necessary framework nor provide for the creation of interconnection capacities to achieve the objective of a well-functioning, efficient and open internal market.
<a id="p100488"></a>(5) In addition to thoroughly implementing the existing regulatory framework, the regulatory framework for the internal market in electricity set out in Regulation (EC) No 1228/2003 should be adapted in line with those communications.
<a id="p100489"></a>(6) In particular, increased cooperation and coordination among transmission system operators is required to create network codes for providing and managing effective and transparent access to the transmission networks across borders, and to ensure coordinated and sufficiently forward-looking planning and sound technical evolution of the transmission system in the Community, including the creation of interconnection capacities, with due regard to the environment. Those network codes should be in line with framework guidelines, which are non-binding in nature (framework guidelines) and which are developed by the Agency for the Cooperation of Energy Regulators established by Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators <*> (the Agency). The Agency should have a role in reviewing, based on matters of fact, draft network codes, including their compliance with the framework guidelines, and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. The Agency should assess proposed amendments to the network codes and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. Transmission system operators should operate their networks in accordance with those network codes.

<a id="p100490"></a>

---

<a id="p100491"></a><*> See page 1 of this Official Journal.

<a id="p100492"></a>(7) In order to ensure optimal management of the electricity transmission network and to allow trading and supplying electricity across borders in the Community, a European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ENTSO for Electricity), should be established. The tasks of the ENTSO for Electricity should be carried out in compliance with Community competition rules which remain applicable to the decisions of the ENTSO for Electricity. The tasks of the ENTSO for Electricity should be well-defined and its working method should ensure efficiency, transparency and the representative nature of the ENTSO for Electricity. The network codes prepared by the ENTSO for Electricity are not intended to replace the necessary national network codes for non-cross-border issues. Given that more effective progress may be achieved through an approach at regional level, transmission system operators should set up regional structures within the overall cooperation structure, whilst ensuring that results at regional level are compatible with network codes and non-binding ten-year network development plans at Community level. Member States should promote cooperation and monitor the effectiveness of the network at regional level. Cooperation at regional level should be compatible with progress towards a competitive and efficient internal market in electricity.
<a id="p100493"></a>(8) All market participants have an interest in the work expected of the ENTSO for Electricity. An effective consultation process is therefore essential and existing structures that are set up to facilitate and streamline the consultation process, such as the Union for the Coordination of Transmission of Electricity, national regulators or the Agency, should play an important role.
<a id="p100494"></a>(9) In order to ensure greater transparency regarding the entire electricity transmission network in the Community, the ENTSO for Electricity should draw up, publish and regularly update a non-binding Community-wide ten-year network development plan (Community-wide network development plan). Viable electricity transmission networks and necessary regional interconnections, relevant from a commercial or security of supply point of view, should be included in that network development plan.
<a id="p100495"></a>(10) This Regulation should lay down basic principles with regard to tarification and capacity allocation, whilst providing for the adoption of Guidelines detailing further relevant principles and methodologies, in order to allow rapid adaptation to changed circumstances.
<a id="p100496"></a>(11) In an open, competitive market, transmission system operators should be compensated for costs incurred as a result of hosting cross-border flows of electricity on their networks by the operators of the transmission systems from which cross-border flows originate and the systems where those flows end.
<a id="p100497"></a>(12) Payments and receipts resulting from compensation between transmission system operators should be taken into account when setting national network tariffs.
<a id="p100498"></a>(13) The actual amount payable for cross-border access to the system can vary considerably, depending on the transmission system operator involved and as a result of differences in the structure of the tarification systems applied in Member States. A certain degree of harmonisation is therefore necessary in order to avoid distortions of trade.
<a id="p100499"></a>(14) A proper system of long-term locational signals is necessary, based on the principle that the level of the network access charges should reflect the balance between generation and consumption of the region concerned, on the basis of a differentiation of the network access charges on producers and/or consumers.
<a id="p100500"></a>(15) It would not be appropriate to apply distance-related tariffs or, provided appropriate locational signals are in place, a specific tariff to be paid only by exporters or importers in addition to the general charge for access to the national network.
<a id="p100501"></a>(16) The precondition for effective competition in the internal market in electricity is non-discriminatory and transparent charges for network use including interconnecting lines in the transmission system. The available capacity of those lines should be set at the maximum levels consistent with the safety standards of secure network operation.
<a id="p100502"></a>(17) It is important to avoid distortion of competition resulting from the differing safety, operational and planning standards used by transmission system operators in Member States. Moreover, there should be transparency for market participants concerning available transfer capacities and the security, planning and operational standards that affect the available transfer capacities.
<a id="p100503"></a>(18) Market monitoring undertaken over recent years by the national regulatory authorities and by the Commission has shown that current transparency requirements and rules on access to infrastructure are not sufficient to secure a genuine, well-functioning, open and efficient internal market in electricity.
<a id="p100504"></a>(19) Equal access to information on the physical status and efficiency of the system is necessary to enable all market participants to assess the overall demand and supply situation and identify the reasons for movements in the wholesale price. This includes more precise information on electricity generation, supply and demand including forecasts, network and interconnection capacity, flows and maintenance, balancing and reserve capacity.
<a id="p100505"></a>(20) To enhance trust in the market, its participants need to be sure that those engaging in abusive behaviour can be subject to effective, proportionate and dissuasive penalties. The competent authorities should be given the competence to investigate effectively allegations of market abuse. To that end, it is necessary that competent authorities have access to data that provides information on operational decisions made by supply undertakings. In the electricity market, many relevant decisions are made by the generators, which should keep information in relation thereto available to and easily accessible by the competent authorities for a fixed period of time. The competent authorities should, furthermore, regularly monitor the compliance of the transmission system operators with the rules. Small generators with no real ability to distort the market should be exempt from that obligation.
<a id="p100506"></a>(21) There should be rules on the use of revenues flowing from congestion-management procedures, unless the specific nature of the interconnector concerned justifies an exemption from those rules.
<a id="p100507"></a>(22) The management of congestion problems should provide correct economic signals to transmission system operators and market participants and should be based on market mechanisms.
<a id="p100508"></a>(23) Investments in major new infrastructure should be promoted strongly while ensuring the proper functioning of the internal market in electricity. In order to enhance the positive effect of exempted direct current interconnectors on competition and security of supply, market interest during the project-planning phase should be tested and congestion-management rules should be adopted. Where direct current interconnectors are located in the territory of more than one Member State, the Agency should handle as a last resort the exemption request in order to take better account of its cross-border implications and to facilitate its administrative handling. Moreover, given the exceptional risk profile of constructing those exempt major infrastructure projects, undertakings with supply and production interests should be able to benefit from a temporary derogation from the full unbundling rules for the projects concerned. Exemptions granted under Regulation (EC) No 1228/2003 continue to apply until the scheduled expiry date as decided in the granted exemption decision.
<a id="p100509"></a>(24) To ensure the smooth functioning of the internal market in electricity, provision should be made for procedures which allow the adoption of decisions and Guidelines with regard, inter alia, to tarification and capacity allocation by the Commission whilst ensuring the involvement of Member States' regulatory authorities in that process, where appropriate through their European association. Regulatory authorities, together with other relevant authorities in the Member States, have an important role to play in contributing to the proper functioning of the internal market in electricity.
<a id="p100510"></a>(25) National regulatory authorities should ensure compliance with the rules contained in this Regulation and the Guidelines adopted pursuant thereto.
<a id="p100511"></a>(26) The Member States and the competent national authorities should be required to provide relevant information to the Commission. Such information should be treated confidentially by the Commission. Where necessary, the Commission should have an opportunity to request relevant information directly from undertakings concerned, provided that the competent national authorities are informed.
<a id="p100512"></a>(27) Member States should lay down rules on penalties applicable to infringements of the provisions of this Regulation and ensure that they are implemented. Those penalties must be effective, proportionate and dissuasive.
<a id="p100513"></a>(28) The measures necessary for the implementation of this Regulation should be adopted in accordance with Council Decision 1999/468/EC of 28 June 1999 laying down the procedures for the exercise of implementing powers conferred on the Commission <*>.

<a id="p100514"></a>

---

<a id="p100515"></a><*> OJ L 184, 17.7.1999, p. 23.

<div align="center">

<a id="p100516"></a>(29) In particular, the Commission should be empowered to establish or adopt the Guidelines necessary for providing the minimum degree of harmonisation required to achieve the aims of this Regulation. Since those measures are of general scope and are designed to amend non-essential elements of this Regulation, by supplementing it with new non-essential elements, they must be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny provided for in Article 5a of Decision 1999/468/EC.<br>
<a id="p100517"></a>(30) Since the objective of this Regulation, namely the provision of a harmonised framework for cross-border exchanges of electricity, cannot be sufficiently achieved by the Member States and can therefore be better achieved at Community level, the Community may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity, as set out in Article 5 of the Treaty. In accordance with the principle of proportionality, as set out in that Article, this Regulation does not go beyond what is necessary in order to achieve that objective.<br>
<a id="p100518"></a>(31) Given the scope of the amendments that are being made herein to Regulation (EC) No 1228/2003, it is desirable, for reasons of clarity and rationalisation, that the provisions in question should be recast by bringing them all together in a single text in a new Regulation,<br>
<a id="p100519"></a>Have adopted this Regulation:

<a id="p100520"></a>Article 1

</div>


<a id="p100521"></a>Subject-matter and scope

<a id="p100522"></a>This Regulation aims at:
<a id="p100523"></a>(a) setting fair rules for cross-border exchanges in electricity, thus enhancing competition within the internal market in electricity, taking into account the particular characteristics of national and regional markets. This will involve the establishment of a compensation mechanism for cross-border flows of electricity and the setting of harmonised principles on cross-border transmission charges and the allocation of available capacities of interconnections between national transmission systems;
<a id="p100524"></a>(b) facilitating the emergence of a well-functioning and transparent wholesale market with a high level of security of supply in electricity. It provides for mechanisms to harmonise the rules for cross-border exchanges in electricity.

<div align="center">

<a id="p100525"></a>Article 2

<a id="p100526"></a>Definitions

</div>


1. <a id="p100527"></a>For the purpose of this Regulation, the definitions contained in Article 2 of Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity <*> apply, with the exception of the definition of "interconnector" which shall be replaced by the following:

<a id="p100528"></a>

---

<a id="p100529"></a><*> See page 55 of this Official Journal.

- <a id="p100530"></a>"interconnector" means a transmission line which crosses or spans a border between Member States and which connects the national transmission systems of the Member States.
2. <a id="p100531"></a>The following definitions shall apply:
<a id="p100532"></a>(a) "regulatory authorities" means the regulatory authorities referred to in Article 35(1) of Directive 2009/72/EC;
<a id="p100533"></a>(b) "cross-border flow" means a physical flow of electricity on a transmission network of a Member State that results from the impact of the activity of producers and/or consumers outside that Member State on its transmission network;
<a id="p100534"></a>(c) "congestion" means a situation in which an interconnection linking national transmission networks cannot accommodate all physical flows resulting from international trade requested by market participants, because of a lack of capacity of the interconnectors and/or the national transmission systems concerned;
<a id="p100535"></a>(d) "declared export" means the dispatch of electricity in one Member State on the basis of an underlying contractual arrangement to the effect that the simultaneous corresponding take-up (declared import) of electricity will take place in another Member State or a third country;
<a id="p100536"></a>(e) "declared transit" means a circumstance where a declared export of electricity occurs and where the nominated path for the transaction involves a country in which neither the dispatch nor the simultaneous corresponding take-up of the electricity will take place;
<a id="p100537"></a>(f) "declared import" means the take-up of electricity in a Member State or a third country simultaneously with the dispatch of electricity (declared export) in another Member State;
<a id="p100538"></a>(g) "new interconnector" means an interconnector not completed by 4 August 2003.
<a id="p100539"></a>For the purpose of the inter-transmission system operator compensation mechanism referred to in Article 13 only, where transmission networks of two or more Member States form part, in whole or in part, of a single control block, the control block as a whole shall be considered as forming part of the transmission network of one of the Member States concerned, in order to avoid flows within control blocks being considered as cross-border flows under point (b) of the first subparagraph of this paragraph and giving rise to compensation payments under Article 13. The regulatory authorities of the Member States concerned may decide which of the Member States concerned shall be that of which the control block as a whole is to be considered to form part.

<div align="center">

<a id="p100540"></a>Article 3

<a id="p100541"></a>Certification of transmission system operators

</div>


1. <a id="p100542"></a>The Commission shall examine any notification of a decision on the certification of a transmission system operator as laid down in Article 10(6) of Directive 2009/72/EC as soon as it is received. Within two months of the day of receipt of such notification, the Commission shall deliver its opinion to the relevant national regulatory authority as to its compatibility with Article 10(2) or Article 11, and Article 9 of Directive 2009/72/EC.
<a id="p100543"></a>When preparing the opinion referred to in the first subparagraph, the Commission may request the Agency to provide its opinion on the national regulatory authority's decision. In such a case, the two-month period referred to in the first subparagraph shall be extended by two further months.
<a id="p100544"></a>In the absence of an opinion by the Commission within the periods referred to in the first and second subparagraphs, the Commission shall be deemed not to raise objections to the regulatory authority's decision.
2. <a id="p100545"></a>Within two months of receiving an opinion of the Commission, the national regulatory authority shall adopt its final decision regarding the certification of the transmission system operator, taking the utmost account of that opinion. The regulatory authority's decision and the Commission's opinion shall be published together.
3. <a id="p100546"></a>At any time during the procedure, regulatory authorities and/or the Commission may request from a transmission system operator and/or an undertaking performing any of the functions of generation or supply any information relevant to the fulfilment of their tasks under this Article.
4. <a id="p100547"></a>Regulatory authorities and the Commission shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
5. <a id="p100548"></a>The Commission may adopt Guidelines setting out the details of the procedure to be followed for the application of paragraphs 1 and 2 of this Article. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
6. <a id="p100549"></a>Where the Commission has received notification of the certification of a transmission system operator under Article 9(10) of Directive 2009/72/EC, the Commission shall take a decision relating to certification. The regulatory authority shall comply with the Commission decision.

<div align="center">

<a id="p100550"></a>Article 4

<a id="p100551"></a>European network of transmission system<br>
operators for electricity

</div>


<a id="p100552"></a>All transmission system operators shall cooperate at Community level through the ENTSO for Electricity, in order to promote the completion and functioning of the internal market in electricity and cross-border trade and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical evolution of the European electricity transmission network.

<div align="center">

<a id="p100553"></a>Article 5

<a id="p100554"></a>Establishment of the ENTSO for Electricity

</div>


1. <a id="p100555"></a>By 3 March 2011, the transmission system operators for electricity shall submit to the Commission and to the Agency the draft statutes, a list of members and draft rules of procedure, including the rules of procedures on the consultation of other stakeholders, of the ENTSO for Electricity to be established.
2. <a id="p100556"></a>Within two months of the day of the receipt, the Agency, after formally consulting the organisations representing all stakeholders, in particular the system users, including customers, shall provide an opinion to the Commission on the draft statutes, list of members and draft rules of procedure.
3. <a id="p100557"></a>The Commission shall deliver an opinion on the draft statutes, list of members and draft rules of procedures taking into account the opinion of the Agency provided for in paragraph 2 and within three months of the day of the receipt of the opinion of the Agency.
4. <a id="p100558"></a>Within three months of the day of receipt of the Commission's opinion, the transmission system operators shall establish the ENTSO for Electricity and adopt and publish its statutes and rules of procedure.

<div align="center">

<a id="p100559"></a>Article 6

<a id="p100560"></a>Establishment of network codes

</div>


1. <a id="p100561"></a>The Commission shall, after consulting the Agency, the ENTSO for Electricity and the other relevant stakeholders, establish an annual priority list identifying the areas set out in Article 8(6) to be included in the development of network codes.
2. <a id="p100562"></a>The Commission shall request the Agency to submit to it within a reasonable period of time not exceeding six months a non-binding framework guideline (framework guideline) setting out clear and objective principles, in accordance with Article 8(7), for the development of network codes relating to the areas identified in the priority list. Each framework guideline shall contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market. Upon a reasoned request from the Agency, the Commission may extend that period.
3. <a id="p100563"></a>The Agency shall formally consult the ENTSO for Electricity and the other relevant stakeholders in regard to the framework guideline, during a period of no less than two months, in an open and transparent manner.
4. <a id="p100564"></a>If the Commission considers that the framework guideline does not contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, it may request the Agency to review the framework guideline within a reasonable period of time and re-submit it to the Commission.
5. <a id="p100565"></a>If the Agency fails to submit or re-submit a framework guideline within the period set by the Commission under paragraphs 2 or 4, the Commission shall elaborate the framework guideline in question.
6. <a id="p100566"></a>The Commission shall request the ENTSO for Electricity to submit a network code which is in line with the relevant framework guideline, to the Agency within a reasonable period of time not exceeding 12 months.
7. <a id="p100567"></a>Within a period of three months of the day of the receipt of a network code, during which the Agency may formally consult the relevant stakeholders, the Agency shall provide a reasoned opinion to the ENTSO for Electricity on the network code.
8. <a id="p100568"></a>The ENTSO for Electricity may amend the network code in the light of the opinion of the Agency and re-submit it to the Agency.
9. <a id="p100569"></a>When the Agency is satisfied that the network code is in line with the relevant framework guideline, the Agency shall submit the network code to the Commission and may recommend that it be adopted within a reasonable time period. The Commission shall provide reasons in the event that it does not adopt that network code.
10. <a id="p100570"></a>Where the ENTSO for Electricity has failed to develop a network code within the period of time set by the Commission under paragraph 6, the Commission may request the Agency to prepare a draft network code on the basis of the relevant framework guideline. The Agency may launch a further consultation in the course of preparing a draft network code under this paragraph. The Agency shall submit a draft network code prepared under this paragraph to the Commission and may recommend that it be adopted.
11. <a id="p100571"></a>The Commission may adopt, on its own initiative, where the ENTSO for Electricity has failed to develop a network code, or the Agency has failed to develop a draft network code as referred to in paragraph 10 of this Article, or upon recommendation of the Agency under paragraph 9 of this Article, one or more network codes in the areas listed in Article 8(6).
<a id="p100572"></a>Where the Commission proposes to adopt a network code on its own initiative, the Commission shall consult the Agency, the ENTSO for Electricity and all relevant stakeholders in regard to the draft network code during a period of no less than two months. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
12. <a id="p100573"></a>This Article shall be without prejudice to the Commission's right to adopt and amend the Guidelines as laid down in Article 18.

<div align="center">

<a id="p100574"></a>Article 7

<a id="p100575"></a>Amendments of network codes

</div>


1. <a id="p100576"></a>Draft amendments to any network code adopted under Article 6 may be proposed to the Agency by persons who are likely to have an interest in that network code, including the ENTSO for Electricity, transmission system operators, system users and consumers. The Agency may also propose amendments on its own initiative.
2. <a id="p100577"></a>The Agency shall consult all stakeholders in accordance with Article 10 of Regulation (EC) No 713/2009. Following that process, the Agency may make reasoned proposals for amendments to the Commission, explaining how such proposals are consistent with the objectives of the network codes set out in Article 6(2).
3. <a id="p100578"></a>The Commission may adopt, taking account of the Agency's proposals, amendments to any network code adopted under Article 6. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
4. <a id="p100579"></a>Consideration of proposed amendments under the procedure set out in Article 23(2) shall be limited to consideration of the aspects related to the proposed amendment. Those proposed amendments are without prejudice to other amendments which the Commission may propose.

<div align="center">

<a id="p100580"></a>Article 8

<a id="p100581"></a>Tasks of the ENTSO for Electricity

</div>


1. <a id="p100582"></a>The ENTSO for Electricity shall elaborate network codes in the areas referred to in paragraph 6 of this Article upon a request addressed to it by the Commission in accordance with Article 6(6).
2. <a id="p100583"></a>The ENTSO for Electricity may elaborate network codes in the areas set out in paragraph 6 with a view to achieving the objectives set out in Article 4 where those network codes do not relate to areas covered by a request addressed to it by the Commission. Those network codes shall be submitted to the Agency for an opinion. That opinion shall be duly taken into account by the ENTSO for Electricity.
3. <a id="p100584"></a>The ENTSO for Electricity shall adopt:
<a id="p100585"></a>(a) common network operation tools to ensure coordination of network operation in normal and emergency conditions, including a common incident classification scale, and research plans. These tools shall specify inter alia:
<a id="p100944"></a>(i) the information, including appropriate day ahead, intra-day and real-time information, useful for improving operational coordination, as well as the optimal frequency for the collection and sharing of such information;
<a id="p100945"></a>(ii) the technological platform for the exchange of information in real time and where appropriate, the technological platforms for the collection, processing and transmission of the other information referred to in point (i), as well as for the implementation of the procedures capable of increasing operational coordination between transmission system operators with a view to such coordination becoming Union-wide;
<a id="p100946"></a>(iii) how transmission system operators make available the operational information to other transmission system operators or any entity duly mandated to support them to achieve operational coordination, and to the Agency; and
<a id="p100947"></a>(iv) that transmission system operators designate a contact point in charge of answering inquiries from other transmission system operators or from any entity duly mandated as referred to in point (iii), or from the Agency concerning such information.
<a id="p100948"></a>The ENTSO for Electricity shall submit the adopted specifications on points (i) to (iv) above to the Agency and to the Commission by 16 May 2015.
<a id="p100949"></a>Within 12 months of the adoption of the specifications, the Agency shall issue an opinion in which it considers whether they sufficiently contribute to the promotion of cross-border trade and to ensuring the optimal management, coordinated operation, efficient use and sound technical evolution of the European electricity transmission network;
<a id="p100586"></a>(b) a non-binding Community-wide ten-year network development plan, (Community-wide network development plan), including a European generation adequacy outlook, every two years;
<a id="p100587"></a>(c) recommendations relating to the coordination of technical cooperation between Community and third-country transmission system operators;
<a id="p100588"></a>(d) an annual work programme;
<a id="p100589"></a>(e) an annual report;
<a id="p100590"></a>(f) annual summer and winter generation adequacy outlooks.
4. <a id="p100591"></a>The European generation adequacy outlook referred to in point (b) of paragraph 3 shall cover the overall adequacy of the electricity system to supply current and projected demands for electricity for the next five-year period as well as for the period between five and 15 years from the date of that outlook. The European generation adequacy outlook shall build on national generation adequacy outlooks prepared by each individual transmission system operator.
5. <a id="p100592"></a>The annual work programme referred to in point (d) of paragraph 3 shall contain a list and description of the network codes to be prepared, a plan on coordination of operation of the network, and research and development activities, to be realised in that year, and an indicative calendar.
6. <a id="p100593"></a>The network codes referred to in paragraphs 1 and 2 shall cover the following areas, taking into account, if appropriate, regional specificities:
<a id="p100594"></a>(a) network security and reliability rules including rules for technical transmission reserve capacity for operational network security;
<a id="p100595"></a>(b) network connection rules;
<a id="p100596"></a>(c) third-party access rules;
<a id="p100597"></a>(d) data exchange and settlement rules;
<a id="p100598"></a>(e) interoperability rules;
<a id="p100599"></a>(f) operational procedures in an emergency;
<a id="p100600"></a>(g) capacity-allocation and congestion-management rules;
<a id="p100601"></a>(h) rules for trading related to technical and operational provision of network access services and system balancing;
<a id="p100602"></a>(i) transparency rules;
<a id="p100603"></a>(j) balancing rules including network-related reserve power rules;
<a id="p100604"></a>(k) rules regarding harmonised transmission tariff structures including locational signals and inter-transmission system operator compensation rules; and
<a id="p100605"></a>(l) energy efficiency regarding electricity networks.
7. <a id="p100606"></a>The network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues and shall be without prejudice to the Member States' right to establish national network codes which do not affect cross-border trade.
8. <a id="p100607"></a>The ENTSO for Electricity shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the Guidelines adopted by the Commission in accordance with Article 6(11), and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration. The ENTSO for Electricity shall report its findings to the Agency and shall include the results of the analysis in the annual report referred to in point (e) of paragraph 3 of this Article.
9. <a id="p100608"></a>The ENTSO for Electricity shall make available all information required by the Agency to fulfil its tasks under Article 9(1).
10. <a id="p100609"></a>The ENTSO for Electricity shall adopt and publish a Community-wide network development plan every two years. The Community-wide network development plan shall include the modelling of the integrated network, scenario development, a European generation adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system.
<a id="p100610"></a>The Community-wide network development plan shall, in particular:
<a id="p100611"></a>(a) build on national investment plans, taking into account regional investment plans as referred to in Article 12(1), and, if appropriate, Union aspects of network planning as set out in Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure <*>; it shall be subject to a cost-benefit analysis using the methodology established as set out in Article 11 of that Regulation;

<a id="p100612"></a>

---

<a id="p100613"></a><*> OJ L 262, 22.9.2006, p. 1.

<a id="p100614"></a>(b) regarding cross-border interconnections, also build on the reasonable needs of different system users and integrate long-term commitments from investors referred to in Article 8 and Articles 13 and 22 of Directive 2009/72/EC; and
<a id="p100615"></a>(c) identify investment gaps, notably with respect to cross-border capacities.
<a id="p100616"></a>In regard to point (c) of the second subparagraph, a review of barriers to the increase of cross-border capacity of the network arising from different approval procedures or practices may be annexed to the Community-wide network development plan.
11. <a id="p100617"></a>The Agency shall provide an opinion on the national ten-year network development plans to assess their consistency with the Community-wide network development plan. If the Agency identifies inconsistencies between a national ten-year network development plan and the Community-wide network development plan, it shall recommend amending the national ten-year network development plan or the Community-wide network development plan as appropriate. If such national ten-year network development plan is elaborated in accordance with Article 22 of Directive 2009/72/EC, the Agency shall recommend that the competent national regulatory authority amend the national ten-year network development plan in accordance with Article 22(7) of that Directive and inform the Commission thereof.
12. <a id="p100618"></a>Upon request of the Commission, the ENTSO for Electricity shall give its views to the Commission on the adoption of the Guidelines as laid down in Article 18.

<div align="center">

<a id="p100619"></a>Article 9

<a id="p100620"></a>Monitoring by the Agency

</div>


1. <a id="p100621"></a>The Agency shall monitor the execution of the tasks referred to in Article 8(1), (2) and (3) of the ENTSO for Electricity and report to the Commission.
<a id="p100622"></a>The Agency shall monitor the implementation by the ENTSO for Electricity of network codes elaborated under Article 8(2) and network codes which have been developed in accordance with Article 6(1) to (10) but which have not been adopted by the Commission under Article 6(11). Where the ENTSO for Electricity has failed to implement such network codes, the Agency shall request the ENTSO for Electricity to provide a duly reasoned explanation as to why it has failed to do so. The Agency shall inform the Commission of that explanation and provide its opinion thereon.
<a id="p100623"></a>The Agency shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the Guidelines adopted by the Commission as laid down in Article 6(11), and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration as well as on non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, and report to the Commission.
2. <a id="p100624"></a>The ENTSO for Electricity shall submit the draft Community-wide network development plan, the draft annual work programme, including the information regarding the consultation process, and the other documents referred to in Article 8(3) to the Agency for its opinion.
<a id="p100625"></a>Within two months from the day of receipt, the Agency shall provide a duly reasoned opinion as well as recommendations to the ENTSO for Electricity and to the Commission where it considers that the draft annual work programme or the draft Community-wide network development plan submitted by the ENTSO for Electricity do not contribute to non-discrimination, effective competition, the efficient functioning of the market or a sufficient level of cross-border interconnection open to third-party access.

<div align="center">

<a id="p100626"></a>Article 10

<a id="p100627"></a>Consultations

</div>


1. <a id="p100628"></a>While preparing the network codes, the draft Community-wide network development plan and the annual work programme referred to in Article 8(1), (2) and (3), the ENTSO for Electricity shall conduct an extensive consultation process, at an early stage and in an open and transparent manner, involving all relevant market participants, and, in particular, the organisations representing all stakeholders, in accordance with the rules of procedure referred to in Article 5(1). That consultation shall also involve national regulatory authorities and other national authorities, supply and generation undertakings, system users including customers, distribution system operators, including relevant industry associations, technical bodies and stakeholder platforms. It shall aim at identifying the views and proposals of all relevant parties during the decision-making process.
2. <a id="p100629"></a>All documents and minutes of meetings related to the consultations referred to in paragraph 1 shall be made public.
3. <a id="p100630"></a>Before adopting the annual work programme and the network codes referred to in Article 8(1), (2) and (3), the ENTSO for Electricity shall indicate how the observations received during the consultation have been taken into consideration. It shall provide reasons where observations have not been taken into account.

<div align="center">

<a id="p100631"></a>Article 11

<a id="p100632"></a>Costs

</div>


<a id="p100633"></a>The costs related to the activities of the ENTSO for Electricity referred to in Articles 4 to 12 of this Regulation, and in Article 11 of Regulation (EU) No 347/2013 shall be borne by the transmission system operators and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall approve those costs only if they are reasonable and appropriate.

<div align="center">

<a id="p100634"></a>Article 12

<a id="p100635"></a>Regional cooperation of transmission system operators

</div>


1. <a id="p100636"></a>Transmission system operators shall establish regional cooperation within the ENTSO for Electricity to contribute to the activities referred to in Article 8(1), (2) and (3). In particular, they shall publish a regional investment plan every two years, and may take investment decisions based on that regional investment plan.
2. <a id="p100637"></a>Transmission system operators shall promote operational arrangements in order to ensure the optimum management of the network and shall promote the development of energy exchanges, the coordinated allocation of cross-border capacity through non-discriminatory market-based solutions, paying due attention to the specific merits of implicit auctions for short-term allocations, and the integration of balancing and reserve power mechanisms.
3. <a id="p100638"></a>For the purposes of achieving the goals set in paragraphs 1 and 2 of this Article, the geographical area covered by each regional cooperation structure may be defined by the Commission, taking into account existing regional cooperation structures. Each Member State shall be allowed to promote cooperation in more than one geographical area. The measure referred to in the first sentence, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
<a id="p100639"></a>For that purpose, the Commission shall consult the Agency and the ENTSO for Electricity.

<div align="center">

<a id="p100640"></a>Article 13

<a id="p100641"></a>Inter-transmission system operator compensation mechanism

</div>


1. <a id="p100642"></a>Transmission system operators shall receive compensation for costs incurred as a result of hosting cross-border flows of electricity on their networks.
2. <a id="p100643"></a>The compensation referred to in paragraph 1 shall be paid by the operators of national transmission systems from which cross-border flows originate and the systems where those flows end.
3. <a id="p100644"></a>Compensation payments shall be made on a regular basis with regard to a given period of time in the past. Ex-post adjustments of compensation paid shall be made where necessary, to reflect costs actually incurred.
<a id="p100645"></a>The first period of time for which compensation payments shall be made shall be determined in the Guidelines referred to in Article 18.
4. <a id="p100646"></a>The Commission shall decide on the amounts of compensation payments payable. That measure, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
5. <a id="p100647"></a>The magnitude of cross-border flows hosted and the magnitude of cross-border flows designated as originating and/or ending in national transmission systems shall be determined on the basis of the physical flows of electricity actually measured during a given period of time.
6. <a id="p100648"></a>The costs incurred as a result of hosting cross-border flows shall be established on the basis of the forward-looking long-run average incremental costs, taking into account losses, investment in new infrastructure, and an appropriate proportion of the cost of existing infrastructure, in so far as such infrastructure is used for the transmission of cross-border flows, in particular taking into account the need to guarantee security of supply. When establishing the costs incurred, recognised standard-costing methodologies shall be used. Benefits that a network incurs as a result of hosting cross-border flows shall be taken into account to reduce the compensation received.

<div align="center">

<a id="p100649"></a>Article 14

<a id="p100650"></a>Charges for access to networks

</div>


1. <a id="p100651"></a>Charges applied by network operators for access to networks shall be transparent, take into account the need for network security and reflect actual costs incurred insofar as they correspond to those of an efficient and structurally comparable network operator and are applied in a non-discriminatory manner. Those charges shall not be distance-related.
2. <a id="p100652"></a>Where appropriate, the level of the tariffs applied to producers and/or consumers shall provide locational signals at Community level, and take into account the amount of network losses and congestion caused, and investment costs for infrastructure.
3. <a id="p100653"></a>When setting the charges for network access, the following shall be taken into account:
<a id="p100654"></a>(a) payments and receipts resulting from the inter-transmission system operator compensation mechanism;
<a id="p100655"></a>(b) actual payments made and received as well as payments expected for future periods of time, estimated on the basis of past periods.
4. <a id="p100656"></a>Setting the charges for network access under this Article shall be without prejudice to charges on declared exports and declared imports resulting from congestion management referred to in Article 16.
5. <a id="p100657"></a>There shall be no specific network charge on individual transactions for declared transits of electricity.

<div align="center">

<a id="p100658"></a>Article 15

<a id="p100659"></a>Provision of information

</div>


1. <a id="p100660"></a>Transmission system operators shall put in place coordination and information exchange mechanisms to ensure the security of the networks in the context of congestion management.
2. <a id="p100661"></a>The safety, operational and planning standards used by transmission system operators shall be made public. The information published shall include a general scheme for the calculation of the total transfer capacity and the transmission reliability margin based upon the electrical and physical features of the network. Such schemes shall be subject to the approval of the regulatory authorities.
3. <a id="p100662"></a>Transmission system operators shall publish estimates of available transfer capacity for each day, indicating any available transfer capacity already reserved. Those publications shall be made at specified intervals before the day of transport and shall include, in any event, week-ahead and month-ahead estimates, as well as a quantitative indication of the expected reliability of the available capacity.
4. <a id="p100663"></a>Transmission system operators shall publish relevant data on aggregated forecast and actual demand, on availability and actual use of generation and load assets, on availability and use of the networks and interconnections, and on balancing power and reserve capacity. For availability and actual use of small generation and load units, aggregated estimate data may be used.
5. <a id="p100664"></a>The market participants concerned shall provide the transmission system operators with the relevant data.
6. <a id="p100665"></a>Generation undertakings which own or operate generation assets, where at least one generation asset has an installed capacity of at least 250 MW, shall keep at the disposal of the national regulatory authority, the national competition authority and the Commission, for five years all hourly data per plant that is necessary to verify all operational dispatching decisions and the bidding behaviour at power exchanges, interconnection auctions, reserve markets and over-the-counter-markets. The per-plant and per hour information to be stored shall include, but shall not be limited to, data on available generation capacity and committed reserves, including allocation of those committed reserves on a per-plant level, at the times the bidding is carried out and when production takes place.

<div align="center">

<a id="p100666"></a>Article 16

<a id="p100667"></a>General principles of congestion management

</div>


1. <a id="p100668"></a>Network congestion problems shall be addressed with non-discriminatory market-based solutions which give efficient economic signals to the market participants and transmission system operators involved. Network congestion problems shall preferentially be solved with non-transaction based methods, i.e. methods that do not involve a selection between the contracts of individual market participants.
2. <a id="p100669"></a>Transaction curtailment procedures shall only be used in emergency situations where the transmission system operator must act in an expeditious manner and re-dispatching or countertrading is not possible. Any such procedure shall be applied in a non-discriminatory manner.
<a id="p100670"></a>Except in cases of force majeure, market participants who have been allocated capacity shall be compensated for any curtailment.
3. <a id="p100671"></a>The maximum capacity of the interconnections and/or the transmission networks affecting cross-border flows shall be made available to market participants, complying with safety standards of secure network operation.
4. <a id="p100672"></a>Market participants shall inform the transmission system operators concerned a reasonable time in advance of the relevant operational period whether they intend to use allocated capacity. Any allocated capacity that will not be used shall be reattributed to the market, in an open, transparent and non-discriminatory manner.
5. <a id="p100673"></a>Transmission system operators shall, as far as technically possible, net the capacity requirements of any power flows in opposite direction over the congested interconnection line in order to use that line to its maximum capacity. Having full regard to network security, transactions that relieve the congestion shall never be denied.
6. <a id="p100674"></a>Any revenues resulting from the allocation of interconnection shall be used for the following purposes:
<a id="p100675"></a>(a) guaranteeing the actual availability of the allocated capacity; and/or
<a id="p100676"></a>(b) maintaining or increasing interconnection capacities through network investments, in particular in new interconnectors.
<a id="p100677"></a>If the revenues cannot be efficiently used for the purposes set out in points (a) and/or (b) of the first subparagraph, they may be used, subject to approval by the regulatory authorities of the Member States concerned, up to a maximum amount to be decided by those regulatory authorities, as income to be taken into account by the regulatory authorities when approving the methodology for calculating network tariffs and/or fixing network tariffs.
<a id="p100678"></a>The rest of revenues shall be placed on a separate internal account line until such time as it can be spent on the purposes set out in points (a) and/or (b) of the first subparagraph. The regulatory authority shall inform the Agency of the approval referred to in the second subparagraph.

<div align="center">

<a id="p100679"></a>Article 17

<a id="p100680"></a>New interconnectors

</div>


1. <a id="p100681"></a>New direct current interconnectors may, upon request, be exempted, for a limited period of time, from the provisions of Article 16(6) of this Regulation and Articles 9, 32 and Article 37(6) and (10) of Directive 2009/72/EC under the following conditions:
<a id="p100682"></a>(a) the investment must enhance competition in electricity supply;
<a id="p100683"></a>(b) the level of risk attached to the investment is such that the investment would not take place unless an exemption is granted;
<a id="p100684"></a>(c) the interconnector must be owned by a natural or legal person which is separate at least in terms of its legal form from the system operators in whose systems that interconnector will be built;
<a id="p100685"></a>(d) charges are levied on users of that interconnector;
<a id="p100686"></a>(e) since the partial market opening referred to in Article 19 of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity <*>, no part of the capital or operating costs of the interconnector has been recovered from any component of charges made for the use of transmission or distribution systems linked by the interconnector; and

<a id="p100687"></a>

---

<a id="p100688"></a><*> OJ L 27, 30.1.1997, p. 20.

<a id="p100689"></a>(f) the exemption must not be to the detriment of competition or the effective functioning of the internal market in electricity, or the efficient functioning of the regulated system to which the interconnector is linked.
2. <a id="p100690"></a>Paragraph 1 shall also apply, in exceptional cases, to alternating current interconnectors provided that the costs and risks of the investment in question are particularly high when compared with the costs and risks normally incurred when connecting two neighbouring national transmission systems by an alternating current interconnector.
3. <a id="p100691"></a>Paragraph 1 shall also apply to significant increases of capacity in existing interconnectors.
4. <a id="p100692"></a>The decision on the exemption under paragraphs 1, 2 and 3 shall be taken on a case-by-case basis by the regulatory authorities of the Member States concerned. An exemption may cover all or part of the capacity of the new interconnector, or of the existing interconnector with significantly increased capacity.
<a id="p100693"></a>Within two months from the date on which the request for exemption was received by the last of the regulatory authorities concerned, the Agency may submit an advisory opinion to those regulatory authorities which could provide a basis for their decision.
<a id="p100694"></a>In deciding to grant an exemption, consideration shall be given, on a case-by-case basis, to the need to impose conditions regarding the duration of the exemption and non-discriminatory access to the interconnector. When deciding those conditions, account shall, in particular, be taken of additional capacity to be built or the modification of existing capacity, the time-frame of the project and national circumstances.
<a id="p100695"></a>Before granting an exemption, the regulatory authorities of the Member States concerned shall decide upon the rules and mechanisms for management and allocation of capacity. Congestion-management rules shall include the obligation to offer unused capacity on the market and users of the facility shall be entitled to trade their contracted capacities on the secondary market. In the assessment of the criteria referred to in points (a), (b) and (f) of paragraph 1, the results of the capacity-allocation procedure shall be taken into account.
<a id="p100696"></a>Where all the regulatory authorities concerned have reached agreement on the exemption decision within six months, they shall inform the Agency of that decision.
<a id="p100697"></a>The exemption decision, including any conditions referred to in the second subparagraph of this paragraph, shall be duly reasoned and published.
5. <a id="p100698"></a>The decision referred to in paragraph 4 shall be taken by the Agency:
<a id="p100699"></a>(a) where all the regulatory authorities concerned have not been able to reach an agreement within six months from the date the exemption was requested before the last of those regulatory authorities; or
<a id="p100700"></a>(b) upon a joint request from the regulatory authorities concerned.
<a id="p100701"></a>Before taking such a decision, the Agency shall consult the regulatory authorities concerned and the applicants.
6. <a id="p100702"></a>Notwithstanding paragraphs 4 and 5, Member States may provide for the regulatory authority or the Agency, as the case may be, to submit, for formal decision, to the relevant body in the Member State, its opinion on the request for an exemption. That opinion shall be published together with the decision.
7. <a id="p100703"></a>A copy of every request for exemption shall be transmitted for information without delay by the regulatory authorities to the Agency and to the Commission on receipt. The decision shall be notified, without delay, by the regulatory authorities concerned or by the Agency (notifying bodies), to the Commission, together with all the relevant information with respect to the decision. That information may be submitted to the Commission in aggregate form, enabling the Commission to reach a well-founded decision. In particular, the information shall contain:
<a id="p100704"></a>(a) the detailed reasons on the basis of which the exemption was granted or refused, including the financial information justifying the need for the exemption;
<a id="p100705"></a>(b) the analysis undertaken of the effect on competition and the effective functioning of the internal market in electricity resulting from the grant of the exemption;
<a id="p100706"></a>(c) the reasons for the time period and the share of the total capacity of the interconnector in question for which the exemption is granted; and
<a id="p100707"></a>(d) the result of the consultation of the regulatory authorities concerned.
8. <a id="p100708"></a>Within a period of two months from the day following receipt of notification under paragraph 7, the Commission may take a decision requesting the notifying bodies to amend or withdraw the decision to grant an exemption. That two-month period may be extended by an additional period of two months where further information is sought by the Commission. That additional period shall begin on the day following receipt of the complete information. The initial two-month period may also be extended by consent of both the Commission and the notifying bodies.
<a id="p100709"></a>When the requested information is not provided within the period set out in the request, the notification shall be deemed to be withdrawn unless, before the expiry of that period, either the period is extended by consent of both the Commission and the notifying bodies, or the notifying bodies, in a duly reasoned statement, inform the Commission that they consider the notification to be complete.
<a id="p100710"></a>The notifying bodies shall comply with a Commission decision to amend or withdraw the exemption decision within one month and shall inform the Commission accordingly.
<a id="p100711"></a>The Commission shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
<a id="p100712"></a>The Commission's approval of an exemption decision shall expire two years after the date of its adoption in the event that construction of the interconnector has not yet started by that date, and five years after the date of its adoption if the interconnector has not become operational by that date, unless the Commission decides that any delay is due to major obstacles beyond the control of the person to whom the exemption has been granted.
9. <a id="p100713"></a>The Commission may adopt Guidelines for the application of the conditions laid down in paragraph 1 of this Article and set out the procedure to be followed for the application of paragraphs 4, 7 and 8 of this Article. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).

<div align="center">

<a id="p100714"></a>Article 18

<a id="p100715"></a>Guidelines

</div>


1. <a id="p100716"></a>Where appropriate, Guidelines relating to the inter-transmission system operator compensation mechanism shall specify, in accordance with the principles set out in Articles 13 and 14:
<a id="p100717"></a>(a) details of the procedure for determining which transmission system operators are liable to pay compensation for cross-border flows including as regards the split between the operators of national transmission systems from which cross-border flows originate and the systems where those flows end, in accordance with Article 13(2);
<a id="p100718"></a>(b) details of the payment procedure to be followed, including the determination of the first period for which compensation is to be paid, in accordance with the second subparagraph of Article 13(3);
<a id="p100719"></a>(c) details of methodologies for determining the cross-border flows hosted for which compensation is to be paid under Article 13, in terms of both quantity and type of flows, and the designation of the magnitudes of such flows as originating and/or ending in transmission systems of individual Member States, in accordance with Article 13(5);
<a id="p100720"></a>(d) details of the methodology for determining the costs and benefits incurred as a result of hosting cross-border flows, in accordance with Article 13(6);
<a id="p100721"></a>(e) details of the treatment in the context of the inter-transmission system operator compensation mechanism of electricity flows originating or ending in countries outside the European Economic Area; and
<a id="p100722"></a>(f) the participation of national systems which are interconnected through direct current lines, in accordance with Article 13.
2. <a id="p100723"></a>Guidelines may also determine appropriate rules leading to a progressive harmonisation of the underlying principles for the setting of charges applied to producers and consumers (load) under national tariff systems, including the reflection of the inter-transmission system operator compensation mechanism in national network charges and the provision of appropriate and efficient locational signals, in accordance with the principles set out in Article 14.
<a id="p100724"></a>The Guidelines shall make provision for appropriate and efficient harmonised locational signals at Community level.
<a id="p100725"></a>Any such harmonisation shall not prevent Member States from applying mechanisms to ensure that network access charges borne by consumers (load) are comparable throughout their territory.
3. <a id="p100726"></a>Where appropriate, Guidelines providing the minimum degree of harmonisation required to achieve the aim of this Regulation shall also specify:
<a id="p100727"></a>(a) details relating to provision of information, in accordance with the principles set out in Article 15;
<a id="p100728"></a>(b) details of rules for the trading of electricity;
<a id="p100729"></a>(c) details of investment incentive rules for interconnector capacity including locational signals;
<a id="p100730"></a>(d) details of the areas listed in Article 8(6).
<a id="p100731"></a>For that purpose, the Commission shall consult the Agency and the ENTSO for Electricity.
4. <a id="p100732"></a>Guidelines on the management and allocation of available transmission capacity of interconnections between national systems are laid down in Annex I.
<a id="p100950"></a>4a. The Commission may adopt guidelines on the implementation of operational coordination between transmission system operators at Union level. Those guidelines shall be consistent with and build upon the network codes referred to in Article 6 of this Regulation and build upon the adopted specifications and the Agency opinion referred to in Article 8(3)(a) of this Regulation. When adopting those guidelines, the Commission shall take into account differing regional and national operational requirements.
<a id="p100951"></a>Those guidelines shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 23(3).
5. <a id="p100733"></a>The Commission may adopt Guidelines on the issues listed in paragraphs 1, 2 and 3 of this Article. It may amend the Guidelines referred to in paragraph 4 of this Article, in accordance with the principles set out in Articles 15 and 16, in particular so as to include detailed Guidelines on all capacity-allocation methodologies applied in practice and to ensure that congestion-management mechanisms evolve in a manner compatible with the objectives of the internal market. Where appropriate, in the course of such amendments common rules on minimum safety and operational standards for the use and operation of the network, as referred to in Article 15(2) shall be established. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 23(2).
<a id="p100734"></a>When adopting or amending Guidelines, the Commission shall:
<a id="p100735"></a>(a) ensure that the Guidelines provide the minimum degree of harmonisation required to achieve the aims of this Regulation and do not go beyond what is necessary for that purpose; and
<a id="p100736"></a>(b) indicate what actions it has taken with respect to the conformity of rules in third countries, which form part of the Community electricity system, with the Guidelines in question.
<a id="p100737"></a>When adopting Guidelines under this Article for the first time, the Commission shall ensure that they cover in a single draft measure at least the issues referred to in points (a) and (d) of paragraph 1 and in paragraph 2.

<div align="center">

<a id="p100738"></a>Article 19

<a id="p100739"></a>Regulatory authorities

</div>


<a id="p100740"></a>The regulatory authorities, when carrying out their responsibilities, shall ensure compliance with this Regulation and the Guidelines adopted pursuant to Article 18. Where appropriate to fulfil the aims of this Regulation the regulatory authorities shall cooperate with each other, with the Commission and the Agency in compliance with Chapter IX of Directive 2009/72/EC.

<div align="center">

<a id="p100741"></a>Article 20

<a id="p100742"></a>Provision of information and confidentiality

</div>


1. <a id="p100743"></a>Member States and the regulatory authorities shall, on request, provide to the Commission all information necessary for the purposes of Article 13(4) and Article 18.
<a id="p100744"></a>In particular, for the purposes of Article 13(4) and (6), regulatory authorities shall, on a regular basis, provide information on the actual costs incurred by national transmission system operators, as well as data and all relevant information relating to the physical flows in transmission system operators' networks and the cost of the networks.
<a id="p100745"></a>The Commission shall fix a reasonable time limit within which the information is to be provided, taking into account the complexity of the information required and the urgency with which the information is needed.
2. <a id="p100746"></a>If the Member State or the regulatory authority concerned does not provide the information referred to in paragraph 1 within the given time-limit pursuant to paragraph 1 of this Article, the Commission may request all information necessary for the purpose of Article 13(4) and Article 18 directly from the undertakings concerned.
<a id="p100747"></a>When sending a request for information to an undertaking, the Commission shall at the same time forward a copy of the request to the regulatory authorities of the Member State in whose territory the seat of the undertaking is situated.
3. <a id="p100748"></a>In its request for information under paragraph 1, the Commission shall state the legal basis of the request, the time-limit within which the information is to be provided, the purpose of the request, and the penalties provided for in Article 22(2) for supplying incorrect, incomplete or misleading information. The Commission shall fix a reasonable time-limit taking into account the complexity of the information required and the urgency with which the information is needed.
4. <a id="p100749"></a>The owners of the undertakings or their representatives and, in the case of legal persons, the persons authorised to represent them by law or by their instrument of incorporation, shall supply the information requested. Where lawyers duly authorised so to act supply the information on behalf of their clients, the client shall remain fully responsible in the event that the information supplied is incomplete, incorrect or misleading.
5. <a id="p100750"></a>Where an undertaking does not provide the information requested within the time-limit fixed by the Commission or supplies incomplete information, the Commission may by decision require the information to be provided. That decision shall specify what information is required and fix an appropriate time-limit within which it is to be supplied. It shall indicate the penalties provided for in Article 22(2). It shall also indicate the right to have the decision reviewed by the Court of Justice of the European Communities.
<a id="p100751"></a>The Commission shall, at the same time, send a copy of its decision to the regulatory authorities of the Member State within the territory of which the person is resident or the seat of the undertaking is situated.
6. <a id="p100752"></a>The information referred to in paragraphs 1 and 2 shall be used only for the purposes of Article 13(4) and Article 18.
<a id="p100753"></a>The Commission shall not disclose information acquired pursuant to this Regulation of the kind covered by the obligation of professional secrecy.

<div align="center">

<a id="p100754"></a>Article 21

<a id="p100755"></a>Right of Member States to provide<br>
for more detailed measures

</div>


<a id="p100756"></a>This Regulation shall be without prejudice to the rights of Member States to maintain or introduce measures that contain more detailed provisions than those set out herein or in the Guidelines referred to in Article 18.

<div align="center">

<a id="p100757"></a>Article 22

<a id="p100758"></a>Penalties

</div>


1. <a id="p100759"></a>Without prejudice to paragraph 2, the Member States shall lay down rules on penalties applicable to infringements of the provisions of this Regulation and shall take all measures necessary to ensure that those provisions are implemented. The penalties provided for must be effective, proportionate and dissuasive. The Member States shall notify the Commission by 1 July 2004 of those rules corresponding to the provisions laid down in Regulation (EC) No 1228/2003 and shall notify the Commission without delay of any subsequent amendment affecting them. They shall notify the Commission of those rules not corresponding to the provisions laid down in Regulation (EC) No 1228/2003 by 3 March 2011 and shall notify the Commission without delay of any subsequent amendment affecting them.
2. <a id="p100760"></a>The Commission may, by decision, impose on undertakings fines not exceeding 1% of the total turnover in the preceding business year where, intentionally or negligently, they supply incorrect, incomplete or misleading information in response to a request made pursuant to Article 20(3) or fail to supply information within the time-limit fixed by a decision adopted pursuant to the first subparagraph of Article 20(5).
<a id="p100761"></a>In setting the amount of a fine, the Commission shall have regard to the gravity of the failure to comply with the requirements of the first subparagraph.
3. <a id="p100762"></a>Penalties provided for pursuant to paragraph 1 and decisions taken pursuant to paragraph 2 shall not be of a criminal law nature.

<div align="center">

<a id="p100763"></a>Article 23

<a id="p100764"></a>Committee procedure

</div>


1. <a id="p100765"></a>The Commission shall be assisted by the committee set up by Article 46 of Directive 2009/72/EC.
2. <a id="p100766"></a>Where reference is made to this paragraph, Article 5a(1) to (4), and Article 7 of Decision 1999/468/EC shall apply, having regard to the provisions of Article 8 thereof.
3. <a id="p100952"></a>Where reference is made to this paragraph, Article 5 of Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council of 16 February 2011 laying down the rules and general principles concerning mechanisms for control by Member States of the Commission's exercise of implementing powers <*> shall apply.

<a id="p100953"></a>

---

<a id="p100954"></a><*> OJ L 55, 28.2.2011, p. 13.

<div align="center">

<a id="p100767"></a>Article 24

<a id="p100768"></a>Commission report

</div>


<a id="p100769"></a>The Commission shall monitor the implementation of this Regulation. In its report under Article 47(6) of Directive 2009/72/EC, the Commission shall also report on the experience gained in the application of this Regulation. In particular the report shall examine to what extent this Regulation has been successful in ensuring non-discriminatory and cost-reflective network access conditions for cross border exchanges of electricity in order to contribute to customer choice in a well-functioning internal market in electricity and to long-term security of supply, as well as to what extent effective locational signals are in place. If necessary, the report shall be accompanied by appropriate proposals and/or recommendations.

<div align="center">

<a id="p100770"></a>Article 25

<a id="p100771"></a>Repeal

</div>


<a id="p100772"></a>Regulation (EC) No 1228/2003 shall be repealed from 3 March 2011. References made to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table in Annex II.

<div align="center">

<a id="p100773"></a>Article 26

<a id="p100774"></a>Entry into force

</div>


<a id="p100775"></a>This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.
<a id="p100776"></a>It shall apply from 3 March 2011.
<a id="p100777"></a>This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.

<a id="p100778"></a>Done at Brussels, 13 July 2009.





<div align="right">

<a id="p100779"></a>Annex I

</div>


<a id="p100780"></a>**GUIDELINES**
**ON THE MANAGEMENT AND ALLOCATION OF AVAILABLE TRANSFER**
**CAPACITY OF INTERCONNECTIONS BETWEEN NATIONAL SYSTEMS**

<div align="center">

1. <a id="p100781"></a>General Provisions

</div>


<a id="p100782"></a>1.1. Transmission system operators (TSOs) shall endeavour to accept all commercial transactions, including those involving cross-border-trade.
<a id="p100783"></a>1.2. When there is no congestion, there shall be no restriction of access to the interconnection. Where this is usually the case, there need be no permanent general allocation procedure for access to a cross-border transmission service.
<a id="p100784"></a>1.3. Where scheduled commercial transactions are not compatible with secure network operation, the TSOs shall alleviate congestion in compliance with the requirements of network operational security while endeavouring to ensure that any associated costs remain at an economically efficient level. Curative re-dispatching or countertrading shall be envisaged in case lower cost measures cannot be applied.
<a id="p100785"></a>1.4. If structural congestion appears, appropriate congestion-management methods and arrangements defined and agreed upon in advance shall be implemented immediately by the TSOs. The congestion-management methods shall ensure that the physical power flows associated with all allocated transmission capacity comply with network security standards.
<a id="p100786"></a>1.5. The methods adopted for congestion management shall give efficient economic signals to market participants and TSOs, promote competition and be suitable for regional and Community-wide application.
<a id="p100787"></a>1.6. No transaction-based distinction shall be applied in congestion management. A particular request for transmission service shall be denied only when the following cumulative conditions are fulfilled:
<a id="p100788"></a>(a) the incremental physical power flows resulting from the acceptance of that request imply that secure operation of the power system may no longer be guaranteed, and
<a id="p100789"></a>(b) the monetary value of the request in the congestion-management procedure is lower than all other requests intended to be accepted for the same service and conditions.
<a id="p100790"></a>1.7. When defining appropriate network areas in and between which congestion management is to apply, TSOs shall be guided by the principles of cost-effectiveness and minimisation of negative impacts on the internal market in electricity. Specifically, TSOs shall not limit interconnection capacity in order to solve congestion inside their own control area, save for the abovementioned reasons and reasons of operational security <*>. If such a situation occurs, this shall be described and transparently presented by the TSOs to all the system users. Such a situation shall be tolerated only until a long-term solution is found. The methodology and projects for achieving the long-term solution shall be described and transparently presented by the TSOs to all the system users.

<a id="p100791"></a>

---

<a id="p100792"></a><*> Operational security means "keeping the transmission system within agreed security limits".

<a id="p100793"></a>1.8. When balancing the network inside the control area through operational measures in the network and through re-dispatching, the TSO shall take into account the effect of those measures on neighbouring control areas.
<a id="p100794"></a>1.9. By 1 January 2008, mechanisms for the intra-day congestion management of interconnector capacity shall be established in a coordinated way and under secure operational conditions, in order to maximise opportunities for trade and to provide for cross-border balancing.
<a id="p100795"></a>1.10. The national regulatory authorities shall regularly evaluate the congestion-management methods, paying particular attention to compliance with the principles and rules established in this Regulation and those Guidelines and with the terms and conditions set by the regulatory authorities themselves under those principles and rules. Such evaluation shall include consultation of all market participants and dedicated studies.

<div align="center">

2. <a id="p100796"></a>Congestion-management methods

</div>


<a id="p100797"></a>2.1. Congestion-management methods shall be market-based in order to facilitate efficient cross-border trade. For that purpose, capacity shall be allocated only by means of explicit (capacity) or implicit (capacity and energy) auctions. Both methods may coexist on the same interconnection. For intra-day trade continuous trading may be used.
<a id="p100798"></a>2.2. Depending on competition conditions, the congestion-management mechanisms may need to allow for both long and short-term transmission capacity allocation.
<a id="p100799"></a>2.3. Each capacity-allocation procedure shall allocate a prescribed fraction of the available interconnection capacity plus any remaining capacity not previously allocated and any capacity released by capacity holders from previous allocations.
<a id="p100800"></a>2.4. TSOs shall optimise the degree to which capacity is firm, taking into account the obligations and rights of the TSOs involved and the obligations and rights of market participants, in order to facilitate effective and efficient competition. A reasonable fraction of capacity may be offered to the market at a reduced degree of firmness, but the exact conditions for transport over cross-border lines shall, at all times, be made known to market participants.
<a id="p100801"></a>2.5. The access rights for long and medium-term allocations shall be firm transmission capacity rights. They shall be subject to the use-it-or-lose-it or use-it-or-sell-it principles at the time of nomination.
<a id="p100802"></a>2.6. TSOs shall define an appropriate structure for the allocation of capacity between different timeframes. This may include an option for reserving a minimum percentage of interconnection capacity for daily or intra-daily allocation. Such an allocation structure shall be subject to review by the respective regulatory authorities. In drawing up their proposals, the TSOs shall take into account:
<a id="p100803"></a>(a) the characteristics of the markets;
<a id="p100804"></a>(b) the operational conditions, such as the implications of netting firmly declared schedules;
<a id="p100805"></a>(c) the level of harmonisation of the percentages and timeframes adopted for the different capacity-allocation mechanisms in place.
<a id="p100806"></a>2.7. Capacity allocation shall not discriminate between market participants that wish to use their rights to make use of bilateral supply contracts or to bid into power exchanges. The highest value bids, whether implicit or explicit in a given timeframe, shall be successful.
<a id="p100807"></a>2.8. In regions where forward financial electricity markets are well developed and have shown their efficiency, all interconnection capacity may be allocated through implicit auctioning.
<a id="p100808"></a>2.9. Other than in the case of new interconnectors which benefit from an exemption under Article 7 of Regulation (EC) No 1228/2003 or Article 17 of this Regulation, establishing reserve prices in capacity-allocation methods shall not be allowed.
<a id="p100809"></a>2.10. In principle, all potential market participants shall be permitted to participate in the allocation process without restriction. To avoid creating or aggravating problems related to the potential use of dominant position of any market player, the relevant regulatory and/or competition authorities, where appropriate, may impose restrictions in general or on an individual company on account of market dominance.
<a id="p100810"></a>2.11. Market participants shall firmly nominate their use of the capacity to the TSOs by a defined deadline for each timeframe. That deadline shall be such that TSOs are able to reassign unused capacity for reallocation in the next relevant timeframe - including intra-day sessions.
<a id="p100811"></a>2.12. Capacity shall be freely tradable on a secondary basis, provided that the TSO is informed sufficiently in advance. Where a TSO refuses any secondary trade (transaction), this must be clearly and transparently communicated and explained to all the market participants by that TSO and notified to the regulatory authority.
<a id="p100812"></a>2.13. The financial consequences of failure to honour obligations associated with the allocation of capacity shall be attributed to those who are responsible for such a failure. Where market participants fail to use the capacity that they have committed to use, or, in the case of explicitly auctioned capacity, fail to trade on a secondary basis or give the capacity back in due time, they shall lose the rights to such capacity and pay a cost-reflective charge. Any cost-reflective charges for the non-use of capacity shall be justified and proportionate. Likewise, if a TSO does not fulfil its obligation, it shall be liable to compensate the market participant for the loss of capacity rights. No consequential losses shall be taken into account for that purpose. The key concepts and methods for the determination of liabilities that accrue upon failure to honour obligations shall be set out in advance in respect of the financial consequences, and shall be subject to review by the relevant national regulatory authority or authorities.

<div align="center">

3. <a id="p100813"></a>Coordination

</div>


<a id="p100814"></a>3.1. Capacity allocation at an interconnection shall be coordinated and implemented using common allocation procedures by the TSOs involved. In cases where commercial exchanges between two countries (TSOs) are expected to affect physical flow conditions in any third-country (TSO) significantly, congestion-management methods shall be coordinated between all the TSOs so affected through a common congestion-management procedure. National regulatory authorities and TSOs shall ensure that no congestion-management procedure with significant effects on physical electric power flows in other networks is devised unilaterally.
<a id="p100815"></a>3.2. A common coordinated congestion-management method and procedure for the allocation of capacity to the market at least annually, monthly and day-ahead shall be applied by 1 January 2007 between countries in the following regions:
<a id="p100816"></a>(a) Northern Europe (i.e. Denmark, Sweden, Finland, Germany and Poland),
<a id="p100817"></a>(b) North-West Europe (i.e. Benelux, Germany and France),
<a id="p100818"></a>(c) Italy (i.e. Italy, France, Germany, Austria, Slovenia and Greece),
<a id="p100819"></a>(d) Central Eastern Europe (i.e. Germany, Poland, Czech Republic, Slovakia, Hungary, Austria and Slovenia),
<a id="p100820"></a>(e) South-West Europe (i.e. Spain, Portugal and France),
<a id="p100821"></a>(f) UK, Ireland and France,
<a id="p100822"></a>(g) Baltic states (i.e. Estonia, Latvia and Lithuania).
<a id="p100823"></a>At an interconnection involving countries belonging to more than one region, the congestion-management method applied may differ in order to ensure the compatibility with the methods applied in the other regions to which those countries belong. In that case, the relevant TSOs shall propose the method which shall be subject to review by the relevant regulatory authorities.
<a id="p100824"></a>3.3. The regions referred to in point 2.8. may allocate all interconnection capacity through day-ahead allocation.
<a id="p100825"></a>3.4. Compatible congestion-management procedures shall be defined in all those seven regions with a view to forming a truly integrated internal market in electricity. Market participants shall not be confronted with incompatible regional systems.
<a id="p100826"></a>3.5. With a view to promoting fair and efficient competition and cross-border trade, coordination between TSOs within the regions set out in point 3.2. shall include all the steps from capacity calculation and optimisation of allocation to secure operation of the network, with clear assignments of responsibility. Such coordination shall include, in particular:
<a id="p100827"></a>(a) the use of a common transmission model dealing efficiently with interdependent physical loop-flows and having regard to discrepancies between physical and commercial flows,
<a id="p100828"></a>(b) allocation and nomination of capacity to deal efficiently with interdependent physical loop-flows,
<a id="p100829"></a>(c) identical obligations on capacity holders to provide information on their intended use of the capacity, i.e. nomination of capacity (for explicit auctions),
<a id="p100830"></a>(d) identical timeframes and closing times,
<a id="p100831"></a>(e) identical structure for the allocation of capacity among different timeframes (for example, 1 day, 3 hours, 1 week, etc.) and in terms of blocks of capacity sold (amount of power in MW, MWh, etc.),
<a id="p100832"></a>(f) consistent contractual framework with market participants,
<a id="p100833"></a>(g) verification of flows to comply with the network security requirements for operational planning and for realtime operation,
<a id="p100834"></a>(h) accounting and settlement of congestion-management actions.
<a id="p100835"></a>3.6. Coordination shall also include the exchange of information between TSOs. The nature, time and frequency of information exchange shall be compatible with the activities set out in point 3.5 and the functioning of the electricity markets. That information exchange shall, in particular, enable the TSOs to make the best possible forecast of the global network situation in order to assess the flows in their network and the available interconnection capacities. Any TSO collecting information on behalf of other TSOs shall give back to the participating TSO the results of the collection of data.

<div align="center">

4. <a id="p100836"></a>Timetable for market operations

</div>


<a id="p100837"></a>4.1. The allocation of the available transmission capacity shall take place sufficiently in advance. Prior to each allocation, the involved TSOs shall, jointly, publish the capacity to be allocated, taking into account where appropriate the capacity released from any firm transmission rights and, where relevant, associated netted nominations, along with any time periods during which the capacity will be reduced or not available (for the purpose of maintenance, for example).
<a id="p100838"></a>4.2. Having full regard to network security, the nomination of transmission rights shall take place sufficiently in advance, before the day-ahead sessions of all the relevant organised markets and before the publication of the capacity to be allocated under the day-ahead or intra-day allocation mechanism. Nominations of transmission rights in the opposite direction shall be netted in order to make efficient use of the interconnection.
<a id="p100839"></a>4.3. Successive intra-day allocations of available transmission capacity for day D shall take place on days D-1 and D, after the issuing of the indicated or actual day-ahead production schedules.
<a id="p100840"></a>4.4. When preparing day-ahead network operation, the TSOs shall exchange information with neighbouring TSOs, including their forecast network topology, the availability and forecasted production of generation units, and load flows in order to optimise the use of the overall network through operational measures in compliance with the rules for secure network operation.

<div align="center">

5. <a id="p100841"></a>Transparency

</div>


<a id="p100842"></a>5.1. TSOs shall publish all relevant data related to network availability, network access and network use, including a report on where and why congestion exists, the methods applied for managing the congestion and the plans for its future management.
<a id="p100843"></a>5.2. TSOs shall publish a general description of the congestion-management method applied under different circumstances for maximising the capacity available to the market, and a general scheme for the calculation of the interconnection capacity for the different timeframes, based upon the electrical and physical realities of the network. Such a scheme shall be subject to review by the regulatory authorities of the Member States concerned.
<a id="p100844"></a>5.3. The congestion management and capacity-allocation procedures in use, together with the times and procedures for applying for capacity, a description of the products offered and the obligations and rights of both the TSOs and the party obtaining the capacity, including the liabilities that accrue upon failure to honour obligations, shall be described in detail and made available in a transparent manner to all potential network users by TSOs.
<a id="p100845"></a>5.4. The operational and planning security standards shall form an integral part of the information that TSOs publish in an open and public document. That document shall also be subject to review of the national regulatory authorities.
<a id="p100860"></a>5.10. TSOs shall exchange regularly a set of sufficiently accurate network and load flow data in order to enable load flow calculations for each TSO in their relevant area. The same set of data shall be made available to the regulatory authorities and to the Commission upon request. The regulatory authorities and the Commission shall ensure the confidential treatment of that set of data, by themselves and by any consultant carrying out analytical work for them on the basis of those data.

<div align="center">

6. <a id="p100861"></a>Use of congestion income

</div>


<a id="p100862"></a>6.1. Congestion-management procedures associated with a pre-specified timeframe may generate revenue only in the event of congestion which arises for that timeframe, except in the case of new interconnectors which benefit from an exemption under Article 7 of Regulation (EC) No 1228/2003 or Article 17 of this Regulation. The procedure for the distribution of those revenues shall be subject to review by the regulatory authorities and shall neither distort the allocation process in favour of any party requesting capacity or energy nor provide a disincentive to reduce congestion.
<a id="p100863"></a>6.2. National regulatory authorities shall be transparent regarding the use of revenues resulting from the allocation of interconnection capacity.
<a id="p100864"></a>6.3. The congestion income shall be shared among the TSOs involved in accordance with criteria agreed between the TSOs involved and reviewed by the respective regulatory authorities.
<a id="p100865"></a>6.4. TSOs shall clearly establish beforehand the use they will make of any congestion income they may obtain and report on the actual use of that income. Regulatory authorities shall verify that such use complies with this Regulation and those Guidelines and that the total amount of congestion income resulting from the allocation of interconnection capacity is devoted to one or more of the three purposes set out in Article 16(6) of this Regulation.
<a id="p100866"></a>6.5. On an annual basis, and by 31 July each year, the regulatory authorities shall publish a report setting out the amount of revenue collected for the 12-month period up to 30 June of the same year and the use made of the revenues in question, together with verification that that use complies with this Regulation and those Guidelines and that the total amount of congestion income is devoted to one or more of the three prescribed purposes.
<a id="p100867"></a>6.6. The use of congestion income for investment to maintain or increase interconnection capacity shall preferably be assigned to specific predefined projects which contribute to relieving the existing associated congestion and which may also be implemented within a reasonable time, particularly as regards the authorisation process.





<div align="right">

<a id="p100868"></a>Annex II

</div>


<a id="p100869"></a>**CORRELATION TABLE**


| <a id="p100870"></a>Regulation (EC) No 1228/2003 | <a id="p100871"></a>This Regulation |
| --- | --- |
| <a id="p100872"></a>Article 1 | <a id="p100873"></a>Article 1 |
| <a id="p100874"></a>Article 2 | <a id="p100875"></a>Article 2 |
| <a id="p100876"></a>- | <a id="p100877"></a>Article 3 |
| <a id="p100878"></a>- | <a id="p100879"></a>Article 4 |
| <a id="p100880"></a>- | <a id="p100881"></a>Article 5 |
| <a id="p100882"></a>- | <a id="p100883"></a>Article 6 |
| <a id="p100884"></a>- | <a id="p100885"></a>Article 7 |
| <a id="p100886"></a>- | <a id="p100887"></a>Article 8 |
| <a id="p100888"></a>- | <a id="p100889"></a>Article 9 |
| <a id="p100890"></a>- | <a id="p100891"></a>Article 10 |
| <a id="p100892"></a>- | <a id="p100893"></a>Article 11 |
| <a id="p100894"></a>- | <a id="p100895"></a>Article 12 |
| <a id="p100896"></a>Article 3 | <a id="p100897"></a>Article 13 |
| <a id="p100898"></a>Article 4 | <a id="p100899"></a>Article 14 |
| <a id="p100900"></a>Article 5 | <a id="p100901"></a>Article 15 |
| <a id="p100902"></a>Article 6 | <a id="p100903"></a>Article 16 |
| <a id="p100904"></a>Article 7 | <a id="p100905"></a>Article 17 |
| <a id="p100906"></a>Article 8 | <a id="p100907"></a>Article 18 |
| <a id="p100908"></a>Article 9 | <a id="p100909"></a>Article 19 |
| <a id="p100910"></a>Article 10 | <a id="p100911"></a>Article 20 |
| <a id="p100912"></a>Article 11 | <a id="p100913"></a>Article 21 |
| <a id="p100914"></a>Article 12 | <a id="p100915"></a>Article 22 |
| <a id="p100916"></a>Article 13 | <a id="p100917"></a>Article 23 |
| <a id="p100918"></a>Article 14 | <a id="p100919"></a>Article 24 |
| <a id="p100920"></a>- | <a id="p100921"></a>Article 25 |
| <a id="p100922"></a>Article 15 | <a id="p100923"></a>Article 26 |
| <a id="p100924"></a>Annex | <a id="p100925"></a>Annex I |




<a id="p100926"></a>

---