15.6.2013   

DE

Amtsblatt der Europäischen Union

L 163/1

(1)

Nach der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, insbesondere nach Artikel 15 und Anhang I Punkt 5 der Leitlinien für das Management und die Vergabe verfügbarer Übertragungskapazitäten auf Verbindungsleitungen zwischen nationalen Netzen, müssen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Daten veröffentlichen, die die Verfügbarkeit von Netzen, die Kapazitäten grenzüberschreitender Verbindungsleitungen, Erzeugung, Last und Netzausfälle betreffen.

(2)

Gemäß Artikel 4 Absatz 4 der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (2) gilt die Veröffentlichung von Insider-Informationen, die im Einklang mit der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder den nach ihr verabschiedeten Leitlinien erfolgt, als eine zeitgleiche, vollständige und tatsächliche Bekanntgabe.

(3)

Die Verfügbarkeit solcher Daten ist unerlässlich, damit die Marktteilnehmer effiziente Erzeugungs-, Verbrauchs- und Handelsentscheidungen treffen können. Eine vertiefte Marktintegration und der rasche Ausbau der schwankenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen wie der Wind- und Solarenergie erfordern die Offenlegung vollständiger, rechtzeitig verfügbarer, qualitativ hochwertiger und leicht verwertbarer Fundamentaldaten zu Angebot und Nachfrage.

(4)

Die rechtzeitige Verfügbarkeit vollständiger Fundamentaldatensätze sollte auch die Energieversorgungssicherheit verbessern. Sie sollte es den Marktteilnehmern ermöglichen, Angebot und Nachfrage genau aufeinander abzustimmen und so das Risiko von Stromausfällen zu verringern. Dies hätte zur Folge, dass die ÜNB ihre Netze besser regeln und unter besser vorhersehbaren und sichereren Bedingungen betreiben könnten.

(5)

Die derzeitigen Transparenzmaßnahmen werden diesen Kriterien nicht in vollem Umfang gerecht. Außerdem sind die relevanten Marktinformationen unter den Marktteilnehmern ungleich verteilt, wobei große etablierte Marktteilnehmer in Bezug auf ihre eigenen Anlagen über einen exklusiven Zugang zu Informationen verfügen, wodurch neue Marktteilnehmer oder Marktteilnehmer ohne eigene Anlagen benachteiligt sind.

(6)

Den Marktteilnehmern sollten Informationen über den voraussichtlichen Verbrauch rechtzeitig zur Verfügung gestellt werden. Diese Informationen sollten regelmäßig aktualisiert und für verschiedene Zeitraster bereitgestellt werden. Ferner sollten Informationen über die tatsächliche Entwicklung des erwarteten Verbrauchs kurz nach Echtzeit zur Verfügung gestellt werden.

(7)

Zu den für die Marktteilnehmer wichtigsten angebots- und nachfragerelevanten Informationen gehören Informationen über die geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeit von Stromerzeugungseinheiten und Verbraucheinheiten. Den Marktteilnehmern und ÜNB müssen detaillierte Informationen darüber bereitgestellt werden, wo, wann und weshalb Einheiten für die Erzeugung bzw. den Verbrauch nicht zur Verfügung stehen bzw. stehen werden und wann sie voraussichtlich den Betrieb wieder aufnehmen. Dies sollte auch zu einer besseren Neuvergabe der Reserven durch die ÜNB beitragen und dadurch die Wahrscheinlichkeit von Stromausfällen verringern.

(8)

Die Marktteilnehmer und ÜNB sollten außerdem detaillierte Informationen über die installierte Gesamterzeugungskapazität, Schätzungen der gesamten fahrplanmäßigen Erzeugung, einschließlich getrennter Schätzungen für die variable Erzeugung, und Daten auf Ebene der Einheiten über die tatsächliche Erzeugung größerer Produktionsanlagen erhalten.

(9)

Um den Strom vom Ort, an dem er verfügbar ist, dorthin zu bringen, wo er am meisten benötigt wird, und um die Portfolios entsprechend anzupassen, sollte der Markt Informationen über die geplante und ungeplante Verfügbarkeit der vorhandenen grenzüberschreitenden Übertragungsinfrastruktur und über Pläne für den Ausbau der Infrastruktur erhalten. Ferner sollten die ÜNB Daten über geplante und angebotene grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten für verschiedene Zeithorizonte sowie Informationen, die die Kapazitätsvergabe und -nutzung betreffen, bereitstellen und regelmäßig aktualisieren.

(10)

Aufgrund des schnellen Ausbaus variabler Erzeugungsquellen fernab der Verbrauchszentren sind in weiten Teilen Europas vermehrt Engpässe in der Übertragungsinfrastruktur aufgetreten. Zur Minderung von Engpässen haben die ÜNB immer häufiger in den Marktbetrieb eingegriffen und Marktteilnehmer angewiesen, ihre Erzeugungs- oder Handelsfahrpläne zu ändern. Damit der Markt verstehen kann, wo und weshalb Engpassmanagementmaßnahmen notwendig sind, müssen die ÜNB rechtzeitig verfügbare, detaillierte und fundierte Informationen über ihr Handeln bereitstellen.

(11)

Selbst nach sorgfältiger Planung kann es sein, dass zwischen Erzeugern, Versorgern und Händlern keine ausgeglichene Situation besteht und sie den Regelungen der ÜNB für die Regel- und Ausgleichsenergie und deren Abrechnung unterliegen. Um das Risiko von Ungleichgewichten optimal begrenzen zu können, benötigen die Marktteilnehmer genaue, klare und rechtzeitig verfügbare Informationen über die Regelenergiemärkte. Die ÜNB sollten Informationen dieser Art in einem über die Grenzen hinweg vergleichbaren Format zur Verfügung stellen, darunter Einzelheiten zu den von ihnen kontrahierten Reserven, den gezahlten Preisen und den für Ausgleichszwecke abgerufenen Mengen.

(12)

Vielfach sind die ÜNB die primäre Quelle wichtiger grundlegender Informationen. Zudem sind sie es gewöhnt, große Mengen an Informationen für den Netzbetrieb zu erheben und zu prüfen. Damit ein Gesamtüberblick über die relevanten Informationen unionsweit gegeben ist, sollten die ÜNB die Erhebung, Überprüfung und Verarbeitung der Daten erleichtern, und sollte der Europäische Verbund der Übertragungsnetzbetreiber („ENTSO-Strom“) die Daten über eine zentrale Informationstransparenzplattform der Öffentlichkeit zur Verfügung stellen. Im Interesse einer möglichst optimalen Nutzung vorhandener Transparenzquellen sollte der ENTSO-Strom bestimmte Informationen von Dritten, z. B. von Strombörsen und Transparenzplattformen, zwecks Veröffentlichung erhalten können.

(13)

Anhang I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sollte daher entsprechend geändert werden.

(14)

Diese Verordnung wurde auf der Grundlage der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erlassen, die sie ergänzt und dessen Bestandteil sie ist. Verweise auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in anderen Rechtsakten gelten als Verweise auch auf diese Verordnung.

(15)

Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen stehen in Einklang mit der Stellungnahme des gemäß Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 eingesetzten Ausschusses —

1.

„Regelreserven“ sind alle ex ante oder in Echtzeit oder aufgrund von rechtlichen Verpflichtungen beschaffte Ressourcen, die dem ÜNB für Ausgleichszwecke zur Verfügung stehen;

2.

„Ausgleichsenergiezeiteinheit“ ist der Zeitraum, für den der Preis für die Inanspruchnahme von Regelreserven bestimmt wird;

3.

„Gebotszone“ ist das größte geografische Gebiet, in dem Marktteilnehmer ohne Kapazitätsvergabe Energie austauschen können;

4.

„Kapazitätsvergabe“ bezeichnet die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität;

5.

„Verbrauchseinheit“ ist eine Ressource, die elektrische Energie zur eigenen Nutzung erhält, wobei ÜNB und Verteilernetzbetreiber (VNB) nicht eingeschlossen sind;

6.

„Regelzone“ ist ein von einem einzigen Übertragungsnetzbetreiber betriebener zusammenhängender Teil des Verbundnetzes und umfasst angeschlossene physikalische Lasten und/oder gegebenenfalls Erzeugungseinheiten;

7.

„koordinierte Nettoübertragungskapazität (NTC)“ ist eine Kapazitätsberechnungsmethode, die auf dem Grundsatz beruht, dass ein maximaler Austausch von Energie zwischen angrenzenden Gebotszonen ex ante geprüft und festgelegt wird;

8.

„kritisches Netzelement“ ist ein Netzelement entweder innerhalb einer Gebotszone oder zwischen Gebotszonen, das bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt wird und die Strommenge, die ausgetauscht werden kann, begrenzt;

9.

„regelzonenübergreifender Regelenergieaustausch“ bezeichnet ein Ausgleichssystem, bei dem ein ÜNB Gebote für eine Aktivierung aus den Gebieten anderer ÜNB erhalten kann; der Begriff schließt das Redispatching oder die Lieferung von Energie im Notfall nicht ein;

10.

„zonenübergreifende Kapazität“ bezeichnet die Fähigkeit des Verbundnetzes, einen Energietransfer zwischen den Gebotszonen zu ermöglichen;

11.

„Währung“ ist der Euro, wenn mindestens ein Teil der betroffenen Gebotszone(n) zu einem Land gehört, in dem der Euro gesetzliches Zahlungsmittel ist. In allen anderen Fällen ist sie die lokale Währung;

12.

„Zeitpunkt für Fahrplanbestätigungen“ („Cut off Time“) ist der Zeitpunkt, zu dem die ÜNB dem Markt alle abgeglichenen Nominierungen bestätigen müssen; Dieser Zeitpunkt bezieht sich nicht nur auf tägliche oder untertägliche Märkte, sondern auch auf die verschiedenen Märkte für den Ausgleich von Ungleichgewichten und für die Vergabe von Reserven;

13.

„Countertrading“ bezeichnet einen zonenübergreifenden Austausch zwischen zwei Gebotszonen, der von den Netzbetreibern zur Minderung physikalischer Engpässe initiiert wird;

14.

„Datenlieferant“ ist die Stelle, die die Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform sendet;

15.

„explizite Vergabe“ bedeutet die Vergabe lediglich der zonenübergreifenden Kapazität ohne die Übertragung von Energie;

16.

„lastflussbasierte Parameter“ sind die bei kritischen Netzelementen verfügbaren Margen mit den dazugehörigen Energieflussverteilungsfaktoren (PTDF-Faktoren);

17.

„Erzeugungseinheit“ ist eine einzelne Stromerzeugungseinheit, die zu einer Produktionseinheit gehört;

18.

„implizite Vergabe“ bezeichnet eine Methode des Engpassmanagements, bei der die Energie zur gleichen Zeit wie die zonenübergreifende Kapazität erhalten wird;

19.

„Marktzeiteinheit“ ist der Zeitraum, für den der Marktpreis bestimmt wird, oder der für die beiden Gebotszonen kürzest mögliche gemeinsame Zeitraum, falls deren Marktzeiteinheiten voneinander abweichen;

20.

„angebotene Kapazität“ ist die zonenübergreifende Kapazität, die von der die Übertragungskapazität vergebenden Stelle angeboten wird;

21.

„geplant“ bezeichnet ein Ereignis, das dem Primäreigentümer der Daten ex ante bekannt ist;

22.

„Energieflussverteilungsfaktor“ (power transfer distribution factor, PTDF) ist eine Darstellung des physikalischen Lastflusses auf einem kritischen Netzelement, der durch die Veränderung der Nettoposition einer Gebotszone hervorgerufen wird;

23.

„Primäreigentümer der Daten“ ist die Stelle, die die Daten generiert;

24.

„Produktionseinheit“ ist eine Anlage zur Stromerzeugung, die aus einer einzelnen Erzeugungseinheit oder aus einer Zusammenfassung mehrerer Erzeugungseinheiten besteht;

25.

„Profil“ bezeichnet eine geografische Grenze zwischen einer Gebotszone und mehreren benachbarten Gebotszonen;

26.

„Redispatching“ bezeichnet eine Maßnahme, die von einem oder mehreren Netzbetreibern durch die Veränderung des Erzeugungs- und/oder des Lastmusters aktiviert wird, um die physikalischen Lastflüsse im Übertragungsnetz zu ändern und physikalische Engpässe zu mindern;

27.

„Gesamtlast“, einschließlich Verluste ohne den für die Speicherung von Energie genutzten Strom, ist eine Last, die gleich der Erzeugung und aller Importe abzüglich aller Exporte und des für die Speicherung von Energie verwendeten Stroms ist;

28.

„Übertragungskapazitätsvergabestelle“ ist die Stelle, die von den ÜNB mit der Vergabe der zonenübergreifenden Kapazitäten beauftragt wird;

29.

„vertikale Last“ ist die Gesamtstrommenge, die aus dem Übertragungsnetz in die Verteilernetze an direkt angeschlossene Endkunden oder als Verbrauch an die Erzeugung abfließt;

30.

„prognostizierte Marge für das Folgejahr“ bezeichnet die Differenz zwischen der jährlichen Prognose über die verfügbare Erzeugungskapazität und der jährlichen Prognose über die maximale Gesamtlast unter Berücksichtigung der Prognose über die Gesamterzeugungskapazität, der Prognose über die Verfügbarkeit der Erzeugung und der Prognose über die für Systemdienstleistungen kontrahierten Reserven;

31.

„Zeit“ ist die Brüsseler Ortszeit.

a)

Einzelheiten und Format der Datenübermittlung gemäß Artikel 4 Absatz 1;

b)

standardisierte Vorgehensweisen und Formate für die Übertragung und den Austausch von Daten zwischen den Primäreigentümern der Daten, den Datenlieferanten und dem ENTSO-Strom;

c)

technische und operative Kriterien, die die Datenlieferanten bei der Übermittlung von Daten an die zentrale Informationstransparenzplattform erfüllen müssten;

d)

geeignete Klassifizierung der in Artikel 14 Absatz 1, Artikel 15 Absatz 1 und Artikel 16 Absatz 1 genannten Produktionstypen.

a)

die Gesamtlast pro Marktzeiteinheit;

b)

eine Prognose für den Folgetag über die Gesamtlast pro Marktzeiteinheit;

c)

eine Prognose für die Folgewoche über die Gesamtlast für jeden Tag der folgenden Woche, die für jeden Tag einen Höchst- und Mindestlastwert enthält;

d)

eine Prognose für den Folgemonat über die Gesamtlast für jede Woche des folgenden Monats, die für jede Woche einen Höchst- und Mindestlastwert enthält;

e)

eine Prognose für das Folgejahr über die Gesamtlast für jede Woche des folgenden Jahres, die für jede Woche einen Höchst- und Mindestlastwert enthält.

a)

Absatz 1 Buchstabe a werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;

b)

Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens zwei Stunden vor dem Gebotsannahmeschluss des vortäglichen Markts in der Gebotszone veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;

c)

Absatz 1 Buchstabe c werden jeden Freitag spätestens zwei Stunden vor dem Gebotsannahmeschluss des vortäglichen Markts in der Gebotszone veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;

d)

Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens eine Woche vor dem Liefermonat veröffentlicht und aktualisiert, wenn sich wesentliche Änderungen ergeben;

e)

Absatz 1 Buchstabe e werden spätestens am 15. Kalendertag des Monats vor dem Jahr, auf das sich die Daten beziehen, veröffentlicht.

a)

die geplante Nichtverfügbarkeit einer Verbrauchseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit von Verbrauchseinheiten in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die mindestens eine Marktzeiteinheit dauert, mit folgenden Angaben:

b)

Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Verbrauchseinheit mit einer Abnahmeleistung von mindestens 100 MW mit folgenden Angaben:

a)

genaue Angabe der betroffenen Anlagen,

b)

Standort,

c)

Art der Anlage,

d)

Auswirkung auf die Verbindungskapazität pro Richtung zwischen den Gebotszonen,

e)

voraussichtliches Datum der Fertigstellung.

a)

die geplante Nichtverfügbarkeit, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit von Verbindungsleitungen und Änderungen im Übertragungsnetz, die die zonenübergreifende Kapazitäten zwischen den Gebotszonen während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringert, mit folgenden Angaben:

b)

Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit von Verbindungsleitungen und Änderungen im Übertragungsnetz, die die zonenübergreifenden Kapazitäten zwischen den Gebotszonen während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringern, mit folgenden Angaben:

c)

Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit von Offshore-Netzinfrastruktur, die die Einspeisung von Windenergie während mindestens einer Marktzeiteinheit um mindestens 100 MW verringern, mit folgenden Angaben:

a)

die prognostizierte und die angebotene Kapazität (MW) pro Richtung zwischen den Gebotszonen im Fall der Kapazitätsvergabe auf Basis der koordinierten Nettoübertragungskapazität oder

b)

die relevanten lastflussbasierten Parameter im Fall der lastflussbasierten Kapazitätsvergabe.

a)

wichtigste kritische Netzelemente, die die angebotene Kapazität begrenzen;

b)

Regelzone(n), zu denen die kritischen Netzelemente gehören;

c)

Umfang, in dem eine Entlastung auf den kritischen Netzelementen die angebotene Kapazität erhöhen würde;

d)

alle möglichen Maßnahmen, die zur Steigerung der angebotenen Kapazität umgesetzt werden könnten, zusammen mit deren geschätzten Kosten.

a)

im Fall von expliziten Vergaben für jede Markzeiteinheit und pro Richtung zwischen den Gebotszonen

b)

für jede Marktzeiteinheit und pro Richtung zwischen den Gebotszonen die nominierte Gesamtkapazität;

c)

vor jeder Kapazitätsvergabe die durch frühere Vergabeverfahren bereits vergebene Gesamtkapazität pro Marktzeiteinheit und pro Richtung;

d)

für jede Marktzeiteinheit die Preise für den Folgetag in jeder Gebotszone (Währung/MWh);

e)

im Fall von impliziten Vergaben für jede Marktzeiteinheit die Nettopositionen jeder Gebotszone (MW) und die Engpasserlöse (Währung) pro Grenze zwischen den Gebotszonen;

f)

die fahrplanmäßigen kommerziellen Austausche für den Folgetag in aggregierter Form zwischen den Gebotszonen pro Richtung und Marktzeiteinheit;

g)

die physikalischen Lastflüsse zwischen den Gebotszonen pro Marktzeiteinheit;

h)

die zwischen den Gebotszonen in den Mitgliedstaaten und Drittländern vergebenen zonenübergreifenden Kapazitäten pro Richtung, pro vergebenes Produkt und Zeitraum.

a)

Absatz 1 Buchstaben a und e werden spätestens eine Stunde nach jeder Kapazitätsvergabe veröffentlicht;

b)

Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens eine Stunde nach jeder Nominierungsrunde veröffentlicht;

c)

Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens dann veröffentlicht, wenn die Veröffentlichung der Daten über die angebotene Kapazität gemäß Anhang ansteht;

d)

Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens eine Stunde nach dem Gebotsannahmeschluss veröffentlicht;

e)

Absatz 1 Buchstabe f werden jeden Tag spätestens eine Stunde nach dem letzten Zeitpunkt für Fahrplanbestätigungen („Cut Off Time“) veröffentlicht und im Bedarfsfall spätestens zwei Stunden nach jedem untertäglichen Nominierungsverfahren aktualisiert;

f)

Absatz 1 Buchstabe g werden für jede Marktzeiteinheit möglichst echtzeitnah, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;

g)

Absatz 1 Buchstabe h werden spätestens eine Stunde nach der Vergabe veröffentlicht.

a)

Informationen zum Redispatching pro Marktzeiteinheit mit folgenden Angaben:

b)

Informationen zum Countertrading pro Marktzeiteinheit mit folgenden Angaben:

c)

die Kosten, die in einem bestimmtem Monat infolge von Maßnahmen gemäß Buchstaben a und b sowie infolge sonstiger Abhilfemaßnahmen entstanden sind.

a)

Absatz 1 Buchstaben a und b werden so bald wie möglich veröffentlicht, jedoch nicht später als eine Stunde nach dem Betriebszeitraum, mit Ausnahme der Gründe, die so bald wie möglich, jedoch nicht später als einen Tag nach dem Betriebszeitraum veröffentlicht werden;

b)

Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens einen Monat nach dem Ende des jeweiligen Monats veröffentlicht.

a)

die Summe der installierten Erzeugungskapazität (MW) für alle vorhandenen Produktionseinheiten mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 1 MW, pro Produktionstyp;

b)

Daten zu den (vorhandenen und geplanten) Produktionseinheiten mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 100 MW. Diese Daten umfassen Folgendes:

c)

eine Schätzung der gesamten fahrplanmäßigen Erzeugung (MW) pro Gebotszone pro Marktzeiteinheit des Folgetages;

d)

eine Prognose über die Wind- und Solarstromerzeugung (MW) pro Gebotszone pro Marktzeiteinheit des Folgetages.

a)

Absatz 1 Buchstabe a werden jährlich spätestens eine Woche vor Jahresende veröffentlicht;

b)

Absatz 1 Buchstabe b werden jährlich für die drei Folgejahre spätestens eine Woche vor dem Beginn des ersten Jahres, auf das sich die Daten beziehen, veröffentlicht;

c)

Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens um 18.00 Brüsseler Ortszeit einen Tag vor der tatsächlichen Lieferung veröffentlicht;

d)

Absatz 1 Buchstabe d werden spätestens um 18.00 Uhr Brüsseler Ortszeit einen Tag vor der tatsächlichen Lieferung veröffentlicht. Die Informationen werden regelmäßig aktualisiert und während des untertäglichen Handels veröffentlicht, wobei mindestens eine Aktualisierung um 8.00 Uhr Brüsseler Ortszeit am Tag der tatsächlichen Lieferung zu veröffentlichen ist. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 1 % pro Jahr oder für Gebotszonen mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 5 % pro Jahr bereitgestellt.

a)

die geplante Nichtverfügbarkeit einer Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit dieser Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauert, bis zu drei Jahre im Voraus mit folgenden Angaben:

b)

Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Erzeugungseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, mit folgenden Angaben:

c)

die geplante Nichtverfügbarkeit einer Produktionseinheit in einer Größenordnung von mindestens 200 MW, einschließlich Änderungen der geplanten Nichtverfügbarkeit dieser Produktionseinheit in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die jedoch nicht gemäß Buchstabe a veröffentlicht wurden und die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, bis zu drei Jahre im Voraus mit folgenden Angaben:

d)

Änderungen der tatsächlichen Verfügbarkeit einer Produktionseinheit mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 200 MW in einer Größenordnung von mindestens 100 MW, die jedoch nicht gemäß Buchstabe b veröffentlicht wurden und die voraussichtlich mindestens eine Marktzeiteinheit dauern, mit folgenden Angaben:

a)

die tatsächliche Erzeugung (MW) pro Marktzeiteinheit und pro Erzeugungseinheit mit einer installierten Erzeugungskapazität von mindestens 100 MW;

b)

die aggregierte Erzeugung pro Marktzeiteinheit und pro Produktionstyp;

c)

die tatsächliche oder geschätzte Wind- und Solarstromerzeugung (MW) in jeder Gebotszone pro Marktzeiteinheit;

d)

die aggregierte durchschnittliche wöchentliche Befüllungsrate aller Wasserspeicher und Wasserspeicherkraftwerke (MWh) pro Gebotszone, einschließlich der Zahl für dieselbe Woche des Vorjahres.

a)

Absatz 1 Buchstabe a werden fünf Tage nach der Betriebsperiode veröffentlicht;

b)

Absatz 1 Buchstabe b werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;

c)

gemäß Absatz 1 Buchstabe c werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht und auf der Grundlage von Messwerten aktualisiert, sobald diese vorliegen. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 1 % pro Jahr oder für Gebotszonen mit einer Wind- oder Solarstromeinspeisequote von mehr als 5 % pro Jahr bereitgestellt;

d)

gemäß Absatz 1 Buchstabe d werden am dritten Arbeitstag nach der Woche, auf die sich die Informationen beziehen, veröffentlicht. Die Informationen werden für alle Gebotszonen nur in den Mitgliedstaaten mit einer Einspeisequote von mehr als 10 % pro Jahr für diese Art der Erzeugung oder für Gebotszonen mit einer Einspeisequote von mehr als 30 % pro Jahr für diese Art der Erzeugung bereitgestellt.

a)

Regeln für Regel- und Ausgleichsenergie, die Folgendes einschließen:

b)

die Höhe der vom ÜNB kontrahierten Regelreserven (MW) mit folgenden Angaben:

c)

von dem ÜNB pro Art der beschafften Regelreserve und pro Beschaffungszeitraum gezahlte Preise (Währung/MW/Zeitraum);

d)

akzeptierte aggregierte Angebote pro Ausgleichsenergiezeiteinheit, getrennt für jede Art der Regelreserve;

e)

die Menge der abgerufenen Regelleistung (MW) pro Ausgleichsenergiezeiteinheit und pro Reserveart;

f)

von dem ÜNB für die abgerufene Regelenergie pro Ausgleichsenergiezeiteinheit und pro Reserveart gezahlte Preise; die Preisinformationen sind für die positive und negative Regelrichtung getrennt mitzuteilen;

g)

Ausgleichsenergiepreise pro Ausgleichsenergiezeiteinheit;

h)

Gesamtausgleichsvolumen pro Ausgleichsenergiezeiteinheit;

i)

monatlicher finanzieller Saldo der Regelzone mit folgenden Angaben:

j)

gegebenenfalls Informationen über den regelzonenübergreifenden Ausgleich pro Ausgleichsenergiezeiteinheit mit folgenden Angaben:

a)

Absatz 1 Buchstabe b werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als zwei Stunden vor dem nächsten Beschaffungsverfahren veröffentlicht;

b)

Absatz 1 Buchstabe c werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach dem Ende des Beschaffungsverfahrens veröffentlicht;

c)

Absatz 1 Buchstabe d werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;

d)

Absatz 1 Buchstabe e werden so bald wie möglich, jedoch spätestens 30 Minuten nach der Betriebsperiode veröffentlicht. Falls die Daten vorläufig sind, werden die Zahlen aktualisiert, sobald die Daten vorliegen;

e)

Absatz 1 Buchstabe f werden so bald wie möglich, jedoch nicht später als eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht;

f)

Absatz 1 Buchstabe g werden so bald wie möglich veröffentlicht;

g)

Absatz 1 Buchstabe h werden so bald wie möglich, jedoch spätestens 30 Minuten nach der Betriebsperiode veröffentlicht. Falls die Daten vorläufig sind, werden die Zahlen aktualisiert, sobald die Daten vorliegen;

h)

Absatz 1 Buchstabe i werden spätestens drei Monate nach dem Betriebsmonat veröffentlicht. Falls die Abrechnung vorläufig ist, werden die Zahlen nach der endgültigen Abrechnung aktualisiert;

i)

Absatz 1 Buchstabe j werden spätestens eine Stunde nach der Betriebsperiode veröffentlicht.