projektów demonstracyjnych dotyczących innowacyjnych technologii, z zastrzeżeniem zgody organu regulacyjnego, pod warunkiem że odstępstwa te są ograniczone do czasu i do zakresu, w jakim jest to niezbędne do osiągnięcia celów demonstracyjnych;

jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii o zainstalowanej mocy elektrycznej poniżej 400 kW;

instalacji korzystających ze wsparcia zatwierdzonego przez Komisję na podstawie unijnych zasad pomocy państwa zgodnie z art. 107, 108 i 109 TFUE i uruchomionych przed dniem 4 lipca 2019 r.

zapewnić rzeczywisty brak dyskryminacji uczestników rynku, uwzględniając różne potrzeby techniczne systemu elektroenergetycznego oraz różne możliwości techniczne źródeł wytwarzania energii, magazynowania energii i odpowiedzi odbioru;

zapewnić przejrzystą i neutralną pod względem technologicznym definicję usług oraz ich przejrzysty i oparty na zasadach rynkowych zakup;

zapewnić niedyskryminacyjny dostęp wszystkim uczestnikom rynku, indywidualnie lub w drodze agregacji, obejmujący energię elektryczną wytworzoną z odnawialnych źródeł energii o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, odpowiedź odbioru i magazynowanie energii;

respektować potrzebę uwzględniania rosnącego udziału energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, jak również zwiększonej zdolności reagowania strony popytowej i pojawiania się nowych technologii.

konkretny okres, w którym zwolnienie miałoby zastosowanie;

konkretny wolumen mocy bilansującej, do którego zwolnienie miałoby zastosowanie;

analizę wpływu zwolnienia na udział zasobów bilansujących; oraz

uzasadnienie zwolnienia wykazujące, że zwolnienie to doprowadzi do obniżenia kosztów ponoszonych przez odbiorców końcowych.

są zorganizowane w taki sposób, aby były niedyskryminacyjne;

maksymalizują zdolność wszystkich uczestników rynku do zarządzania niezbilansowaniem;

maksymalizują możliwości udziału wszystkich uczestników rynku w obrocie międzystrefowym w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego we wszystkich obszarach rynkowych;

zapewniają ceny, które odzwierciedlają podstawowe prawa rynku, w tym wartość energii w czasie rzeczywistym, i na których uczestnicy rynku mogą polegać przy uzgadnianiu warunków instrumentów zabezpieczających stosowanych w dłuższym horyzoncie czasowym;

zapewniają bezpieczną pracę systemu, umożliwiając jednocześnie maksymalne wykorzystanie zdolności przesyłowych;

są przejrzyste, a jednocześnie zapewniają poufność szczególnie chronionych informacji handlowych oraz zapewniają anonimowość obrotu;

nie wprowadzają rozróżnienia między transakcjami zawieranymi w ramach danego obszaru rynkowego a transakcjami zawieranymi między różnymi obszarami rynkowymi; oraz

są zorganizowane w taki sposób, aby zapewnić wszystkim uczestnikom rynku możliwość uzyskania dostępu do rynku indywidualnie lub w drodze agregacji.

jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii i dysponujące zainstalowaną mocą elektryczną poniżej 400 kW; albo

projekty demonstracyjne dotyczące innowacyjnych technologii, z zastrzeżeniem zgody organu regulacyjnego, pod warunkiem że taki priorytet jest ograniczony do czasu i do zakresu, w jakim jest to niezbędne do osiągnięcia celów demonstracyjnych.

ma dobrze funkcjonujące rynki dnia bieżącego oraz inne rynki hurtowe i bilansujące oraz że rynki te są w pełni dostępne dla wszystkich uczestników rynku zgodnie z niniejszym rozporządzeniem;

zasady redysponowania i zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi są przejrzyste dla wszystkich uczestników rynku;

krajowy wkład państw członkowskich w realizację ogólnego wiążącego celu Unii dotyczącego udziału energii ze źródeł odnawialnych zgodnie z art. 3 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 ( 3 ) i art. 4 lit. a) pkt 2 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 ( 4 ) jest co najmniej równy odpowiedniej wartości obliczonej na podstawie wzoru określonego w załączniku II do rozporządzenia (UE) 2018/1999, a udział energii ze źródeł odnawialnych w przypadku danego państwa członkowskiego znajduje się co najmniej na poziomie jego punktów odniesienia, o których mowa w art. 4 lit. a) pkt 2 rozporządzenia (UE) 2018/1999, lub alternatywnie udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii elektrycznej brutto danego państwa członkowskiego wynosi co najmniej 50 %;

państwo członkowskie zgłosiło Komisji planowane odstępstwo, szczegółowo opisując, w jaki sposób spełniono warunki określone w lit. a), b) i c); oraz

państwo członkowskie opublikowało planowane odstępstwo, wraz ze szczegółowym uzasadnieniem przyznania tego odstępstwa, w razie konieczności odpowiednio uwzględniając ochronę szczególnie chronionych informacji handlowych.

brak jest alternatywnego rozwiązania opartego na zasadach rynkowych;

wyczerpano wszystkie zasoby dostępne na zasadach rynkowych;

liczba dostępnych jednostek wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru jest zbyt niska, aby zapewnić skuteczną konkurencję na obszarze, na którym znajdują się odpowiednie jednostki na potrzeby świadczenia usługi; lub

aktualny stan sieci prowadzi do tak regularnych i przewidywalnych ograniczeń przesyłowych, że redysponowanie oparte na zasadach rynkowych doprowadziłoby do regularnego składania ofert strategicznych, co podniosłoby poziom wewnętrznych ograniczeń przesyłowych, a dane państwo członkowskie przyjęło plan działania w celu rozwiązania kwestii ograniczeń przesyłowych, albo zapewnia minimalną zdolność dostępną w obrocie międzystrefowym zgodnie z art. 16 ust. 8.

poziomu rozwoju i skuteczności opartych na zasadach rynkowych mechanizmów redysponowania w odniesieniu do jednostek wytwarzania energii, magazynowania energii oraz odpowiedzi odbioru;

ilości energii w MWh i rodzajów źródeł wytwórczych poddanych redysponowaniu wraz z uzasadnieniem;

środków zastosowanych w celu zmniejszenia w przyszłości potrzeby redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy w odniesieniu do jednostek wytwarzania wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację, łącznie z inwestycjami w cyfryzację infrastruktury sieci i w usługi zwiększającymi elastyczność.

gwarantują zdolność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych do przesyłania energii elektrycznej wytworzonej z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji przy jak najmniejszym redysponowaniu, przy czym nie może uniemożliwiać to uwzględniania przy planowaniu sieci redysponowania na ograniczoną skalę, w przypadku gdy operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego jest w stanie wykazać w przejrzysty sposób, że rozwiązanie to jest efektywniejsze ekonomicznie i dotyczy nie więcej niż 5 % rocznej wielkości energii wytwarzanej w instalacjach wykorzystujących odnawialne źródła energii bezpośrednio podłączonych do ich odpowiedniej sieci, chyba że państwo członkowskie, w którym energia elektryczna pochodząca z jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację stanowi ponad 50 % ostatecznej rocznej wielkości krajowego zużycia energii elektrycznej brutto, postanowi inaczej;

podejmują odpowiednie środki operacyjne z zakresu sieci i rynku w celu minimalizacji redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii lub z wysokosprawnej kogeneracji;

zapewniają wystarczającą elastyczność swoich sieci, tak aby byli w stanie nimi zarządzać.

jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii podlegają redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy tylko wówczas, gdy nie istnieją inne rozwiązania alternatywne lub jeżeli inne rozwiązania skutkowałyby znacząco niewspółmiernymi kosztami lub powodowały poważne zagrożenia bezpieczeństwa sieci;

energia elektryczna wytwarzana w procesie wysokosprawnej kogeneracji podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy tylko wówczas, gdy nie istnieją inne – poza redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii – rozwiązania alternatywne lub jeżeli inne rozwiązania skutkowałyby niewspółmiernymi kosztami lub powodowały poważne zagrożenia bezpieczeństwa sieci;

energia elektryczna wytwarzana we własnym zakresie w instalacjach wytwarzania wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację, która nie jest wprowadzana do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, nie podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy, chyba że żadne inne rozwiązanie nie pozwoliłoby na rozwiązanie kwestii związanych z bezpieczeństwem sieci;

redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy zgodnie z lit. a), b) ic) uzasadnia się w należyty i przejrzysty sposób. Uzasadnienie to uwzględnia się w sprawozdaniu przewidzianym w ust. 3.

kwota dodatkowych kosztów operacyjnych poniesionych w wyniku redysponowania, takich jak dodatkowe koszty paliwa w przypadku redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy lub koszty zapewnienia ciepła zapasowego w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację;

przychody netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego, które jednostka wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru wygenerowałaby, gdyby nie wydano polecenia redysponowania; w przypadku gdy jednostkom wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru przyznano wsparcie finansowe na podstawie ilości wytworzonej lub zużytej energii elektrycznej, wsparcie finansowe, które byłoby otrzymane, gdyby nie wydano polecenia redysponowania, uznaje się za część przychodów netto.

w przypadku granic, na których stosuje się podejście oparte na skoordynowanych zdolnościach przesyłowych netto, minimalna zdolność wynosi 70 % zdolności przesyłowych przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy systemu po odliczeniu zdarzeń losowych, zgodnie z wytycznymi w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi przyjętymi na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

w przypadku granic, na których stosuje się metodę FBA, minimalna zdolność stanowi margines ustalony w procesie wyznaczania zdolności przesyłowych, dostępny dla przepływów wynikających z wymiany międzystrefowej. Margines wynosi 70 % zdolności przy uwzględnieniu granic bezpieczeństwa pracy wewnątrzstrefowych i międzystrefowych krytycznych elementów sieci, z uwzględnieniem zdarzeń losowych, zgodnie z wytycznymi w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi przyjętymi na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009.

specyfikę rynków;

warunki operacyjne systemu elektroenergetycznego, takie jak skutki kompensowania grafików zgłoszonych na stałe;

poziom harmonizacji udziałów procentowych przydzielonych do różnych okresów i okresów przyjętych w poszczególnych działających już mechanizmach alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych.

płatności i przychody wynikające z mechanizmu rozliczania rekompensat międzyoperatorskich;

płatności rzeczywiście dokonane i otrzymane, a także płatności oczekiwane w przyszłości, oszacowane na podstawie poprzednich okresów.

relacja taryf stosowanych wobec wytwórców do taryf stosowanych wobec odbiorców końcowych;

koszty podlegające odzyskaniu za pomocą taryf;

uzależnienie taryf sieciowych od pory dnia;

sygnały lokalizacyjne;

relacja między taryfami przesyłowymi a taryfami dystrybucyjnymi;

metody zapewnienia przejrzystości przy ustalaniu wysokości i struktury taryf;

grupy użytkowników sieci podlegające taryfom, w tym w stosownych przypadkach specyfika tych grup, formy zużycia energii i wszelkie zwolnienia taryfowe;

straty w sieciach wysokiego, średniego i niskiego napięcia.

zagwarantowanie rzeczywistej dostępności przydzielonej zdolności, w tym odszkodowania z tytułu gwarancji; lub

utrzymywanie lub zwiększanie międzyobszarowych zdolności przesyłowych poprzez optymalizację wykorzystania istniejących połączeń wzajemnych dzięki skoordynowanym działaniom zaradczym, w stosownych przypadkach, lub pokrycie kosztów związanych z inwestycjami w sieć, które mają znaczenie dla zmniejszenia ograniczeń przesyłowych na połączeniu wzajemnym.

kwotę przychodów uzyskanych w okresie 12 miesięcy kończącym się w dniu 31 grudnia poprzedniego roku;

sposób wykorzystania tych przychodów zgodnie z ust. 2, w tym konkretne przedsięwzięcia, na które wykorzystano te dochody, oraz kwoty umieszczone na odrębnym koncie;

kwoty wykorzystane podczas obliczania taryf sieciowych; oraz

weryfikację, czy kwota, o której mowa w lit. c), jest zgodna z niniejszym rozporządzeniem oraz metodą opracowaną zgodnie z ust. 3 i 4.

usunięcie zakłóceń regulacyjnych;

zniesienie limitów cenowych zgodnie z art. 10;

wprowadzenie funkcji ustalania cen odzwierciedlających niedobór w odniesieniu do energii bilansującej zgodnie z art. 44 ust. 3 rozporządzenia 2017/2195;

zwiększenie przepustowości połączeń wzajemnych i sieci wewnętrznej z myślą o osiągnięciu co najmniej ich celów w zakresie połączeń wzajemnych, o których mowa w art. 4 ust. 1 lit. d) rozporządzenia (UE) 2018/1999;

umożliwienie samodzielnego wytwarzania, magazynowania energii, środków po stronie popytowej i efektywności energetycznej poprzez przyjęcie środków w celu wyeliminowania stwierdzonych zakłóceń regulacyjnych;

zapewnienie efektywnego kosztowo i opartego na zasadach rynkowych zakupu mocy bilansującej i usług pomocniczych;

zniesienie cen regulowanych w przypadku gdy wymaga tego art. 5 dyrektywy (UE) 2019/944.

są tymczasowe;

nie powodują nieuzasadnionych zakłóceń rynku i nie ograniczają obrotu międzystrefowego;

nie wykraczają poza to, co jest konieczne do rozwiązania problemów z wystarczalnością, o którym mowa w art. 20;

dokonują selekcji dostawców zdolności wytwórczych w drodze przejrzystego, niedyskryminacyjnego i konkurencyjnego procesu;

wprowadzają zachęty dla dostawców zdolności wytwórczych, aby byli oni dostępni w okresach oczekiwanego przeciążenia systemu;

zapewniają ustalanie wynagrodzenia w drodze konkurencyjnego procesu;

ustalają techniczne warunki uczestnictwa dostawców zdolności wytwórczych z wyprzedzeniem przed rozpoczęciem procesu selekcji;

są otwarte na udział wszystkich zasobów które są w stanie spełnić wymagane parametry techniczne, w tym magazynowania energii i zarządzania stroną popytową;

stosują odpowiednie sankcje wobec dostawców zdolności wytwórczych, którzy nie są dostępni podczas przeciążenia systemu.

w przypadku gdy mechanizm zdolności wytwórczych został zaprojektowany jako rezerwa strategiczna, jej zasobami dysponuje się tylko jeśli operatorzy systemów przesyłowych prawdopodobnie wyczerpią swoje środki bilansujące, aby osiągnąć równowagę między popytem a podażą;

w okresach rozliczania niezbilansowania, w przypadku gdy zasoby w rezerwie strategicznej zostały rozdysponowane, niezbilansowanie na rynku rozlicza się co najmniej na poziomie wartości niedostarczonej energii lub wartości wyższej niż techniczny limit cenowy na rynku dnia bieżącego, o którym mowa w art. 10 ust. 1, w zależności od tego, która z tych wartości jest wyższa;

produkcję będącą wynikiem dysponowania rezerwy strategicznej przypisuje się podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie za pośrednictwem mechanizmu rozliczania niezbilansowania;

zasoby należące do rezerwy strategicznej nie otrzymują wynagrodzenia z hurtowych rynków energii elektrycznej lub z rynków bilansujących;

zasoby w rezerwie strategicznej są poza rynkiem co najmniej przez okres obowiązywania umowy.

są skonstruowane w taki sposób, aby zapewnić, by cena płacona za dostępność automatycznie zmierzała do zera, gdy przewidywany poziom podaży zdolności wytwórczych będzie odpowiedni do pokrycia poziomu zapotrzebowania na zdolności;

wynagradzają uczestniczące zasoby jedynie za ich dostępność oraz zapewniają, aby wynagrodzenie to nie miało wpływu na decyzje dostawcy zdolności wytwórczych w sprawie wytwarzania lub niewytwarzania energii;

zapewniają, aby obowiązki w zakresie zdolności wytwórczych mogły być przekazywane między kwalifikującymi się dostawcami zdolności wytwórczych.

najpóźniej od dnia 4 lipca 2019 r. zdolności wytwórcze, które rozpoczęły produkcję komercyjną w tym dniu lub po tym dniu, emitujące więcej niż 550 g CO2 pochodzącego z paliw kopalnych na kWh energii elektrycznej, nie będą posiadały zobowiązań ani nie będą otrzymywać płatności lub zobowiązań dotyczących przyszłych płatności w ramach mechanizmu zdolności wytwórczych;

najpóźniej od dnia 1 lipca 2025 r., zdolności wytwórcze, które rozpoczęły produkcję komercyjną przed dniem 4 lipca 2019 r., emitujące więcej niż 550 g CO2 pochodzącego z paliw kopalnych na kWh energii elektrycznej oraz ponad 350 kg CO2 pochodzącego z paliw kopalnych średnio w skali roku na kWe mocy zainstalowanej, nie będą posiadały zobowiązań ani nie będą otrzymywać płatności lub zobowiązań dotyczących przyszłych płatności w ramach mechanizmu zdolności wytwórczych.

była przeprowadzana na poziomie każdego obszaru rynkowego obejmującego przynajmniej wszystkie państwa członkowskie;

opierała się na odpowiednich centralnych scenariuszach referencyjnych prognozowanego popytu i podaży, w tym na ocenie ekonomicznej prawdopodobieństwa wycofania z eksploatacji aktywów wytwórczych, ich czasowego zamknięcia, wprowadzenia do eksploatacji nowych aktywów wytwórczych oraz środków służących osiągnięciu docelowych poziomów efektywności energetycznej i połączeń wzajemnych energii elektrycznej oraz odpowiednich poziomów wrażliwości dotyczących ekstremalnych zdarzeń meteorologicznych, warunków hydrologicznych, cen hurtowych oraz zmian cen emisji dwutlenku węgla;

zawierała odrębne scenariusze odzwierciedlające różne prawdopodobieństwo wystąpienia problemów z wystarczalnością mocy wytwórczych, które różne rodzaje mechanizmów zdolności wytwórczych mają rozwiązać;

odpowiednio uwzględniała udział wszystkich zasobów – w tym istniejących i przyszłych możliwości wytwórczych, magazynowania energii, integracji sektorowej, odpowiedzi odbioru oraz importu i eksportu i ich udziału w elastycznej pracy systemu;

przewidywała prawdopodobny wpływ środków, o których mowa w art. 20 ust. 3;

obejmowała warianty bez istniejących lub planowanych mechanizmów zdolności wytwórczych oraz, w stosownych przypadkach, warianty z takimi mechanizmami;

opierała się na modelu rynkowym wykorzystującym, w stosownych przypadkach, metodę FBA;

wykorzystywała wyliczenia probabilistyczne;

stosowała jednolite narzędzie modelowania;

obejmowała przynajmniej następujące wskaźniki, o których mowa w art. 25:

identyfikowała źródła ewentualnych problemów z wystarczalnością zasobów, w szczególności czy źródłem tych problemów są ograniczenia sieci, ograniczenie zasobów czy oba;

uwzględniała rzeczywisty rozwój sieci;

zapewniała właściwe uwzględnienie krajowej specyfiki jednostek wytwarzania, elastyczności popytu i magazynowania energii elektrycznej, dostępności zasobów energii pierwotnej i poziomu wzajemnych połączeń.

wartości niedostarczonej energii;

„kosztu kapitałowego nowej jednostki” w odniesieniu do jednostek wytwarzania lub odpowiedzi odbioru; oraz

normy niezawodności, o której mowa w art. 25.

ustala, czy zainteresowani dostawcy zdolności wytwórczych są w stanie zapewnić parametry techniczne wymagane przez mechanizm zdolności wytwórczych, w którym dany dostawca zdolności wytwórczych zamierza uczestniczyć, oraz dokonuje rejestracji tego dostawcy zdolności wytwórczych w ustanowionym w tym celu rejestrze, jako kwalifikującego się dostawcy zdolności wytwórczych;

przeprowadza kontrole dostępności;

przekazuje operatorowi systemu przesyłowego w państwie członkowskim stosującym mechanizm zdolności wytwórczych informacje otrzymane na podstawie lit. a) i b) niniejszego akapitu oraz akapitu drugiego.

metodę wyliczania maksymalnych wejściowych zdolności wytwórczych na potrzeby transgranicznego udziału, o których mowa w ust. 7;

metodę podziału przychodów, o których mowa w ust. 9;

wspólne zasady przeprowadzania kontroli dostępności, o których mowa w ust. 10 lit. b);

wspólne zasady określania, kiedy płatność z tytułu niedostępności jest wymagalna;

warunki prowadzenia rejestru, o którym mowa w ust. 10 lit. a);

wspólne zasady identyfikowania zdolności wytwórczych kwalifikujących się do udziału w mechanizmie zdolności wytwórczych, o których mowa w ust. 10 lit. a).

opracowuje kodeksy sieci w obszarach określonych w art. 59 ust. 1 i 2 z myślą o osiągnięciu celów określonych w art. 28;

co dwa lata przyjmuje i publikuje niewiążący dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu unijnym („plan rozwoju sieci o zasięgu unijnym”);

przygotowuje i przyjmuje propozycje dotyczące oceny wystarczalności zasobów na poziomie europejskim zgodnie z art. 23 oraz propozycje specyfikacji technicznych dotyczących transgranicznego udziału w mechanizmach zdolności wytwórczych zgodnie z art. 26 ust. 11;

przyjmuje zalecenia dotyczące koordynacji współpracy technicznej między unijnymi operatorami systemów przesyłowych i operatorami systemów przesyłowych z państw trzecich;

przyjmuje ramy współpracy i koordynacji między regionalnymi centrami koordynacyjnymi;

przyjmuje propozycję określającą region pracy systemu zgodnie z art. 36;

współpracuje z operatorami systemów dystrybucyjnych i organizacją OSD UE;

promuje cyfryzację sieci przesyłowych, w tym wprowadzenie inteligentnych sieci, efektywne pozyskiwanie danych w czasie rzeczywistym oraz inteligentne systemy pomiarowe;

przyjmuje wspólne narzędzia eksploatacji sieci w celu zapewnienia koordynacji eksploatacji sieci w warunkach normalnych i w sytuacjach nadzwyczajnych, w tym wspólną skalę klasyfikacji incydentów, oraz plany badawcze, w tym wprowadzanie tych planów w życie za pomocą efektywnego programu badawczego. Narzędzia te określają między innymi:

przyjmuje roczny program prac;

przyczynia się do ustanowienia wymogów w zakresie interoperacyjności oraz niedyskryminacyjnych i przejrzystych procedur dostępu do danych, jak przewidziano w art. 24 dyrektywy (UE) 2019/944;

przyjmuje sprawozdanie roczne;

przeprowadza i przyjmuje sezonowe oceny wystarczalności zgodnie z art. 9 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2019/941;

wspiera cyberbezpieczeństwo i ochronę danych we współpracy z odpowiednimi organami i podmiotami objętymi regulacją;

bierze pod uwagę rozwój odpowiedzi odbioru w wypełnianiu swoich zadań.

skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z metodami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi przyjętych na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

skoordynowana analiza bezpieczeństwa zgodnie z metodami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie pracy systemu przesyłowego przyjętych na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

tworzenie wspólnych modeli sieci zgodnie z metodami i procedurami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie pracy systemu przesyłowego przyjętych na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

wsparcie oceny spójności planów obrony przed zagrożeniami oraz planów odbudowy systemu operatorów systemów przesyłowych zgodnie z procedurą określoną w kodeksie sieci dotyczącym stanu zagrożenia i stanu odbudowy przyjętym na podstawie art. 6 ust. 11 rozporządzeniu Komisji (UE) 2017/2196;

prognozy wystarczalności systemu na poziomie regionalnym sporządzane w przedziałach czasowych od następnego tygodnia do co najmniej następnego dnia oraz przygotowywanie działań ograniczających ryzyko zgodnie z metodą określoną w art. 8 rozporządzenia (UE) 2019/941 oraz procedurami określonymi w wytycznych w sprawie pracy systemu przesyłowego przyjętych na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

regionalna koordynacja planowania wyłączeń zgodnie z procedurami i metodami określonymi w wytycznych w sprawie pracy systemu przesyłowego przyjętych na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

szkolenia i certyfikacja personelu pracującego dla regionalnych centrów koordynacyjnych;

wspieranie koordynacji i optymalizacji procesu odbudowy systemu na poziomie regionalnym na wniosek operatora systemu przesyłowego;

analiza i sprawozdawczość poeksploatacyjna i pozakłóceniowa;

określanie wielkości rezerwy mocy na poziomie regionalnym;

ułatwianie zakupów mocy bilansującej na poziomie regionalnym;

wspieranie operatorów systemów przesyłowych, na ich wniosek, w optymalizacji rozliczeń między operatorami systemów przesyłowych;

zadania związane z ustalaniem regionalnych scenariuszy kryzysu energetycznego, jeżeli oraz w zakresie, w jakim zostaną przekazane regionalnym centrom koordynacyjnym zgodnie z art. 6 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/941;

zadania związane z sezonowymi ocenami wystarczalności, jeżeli oraz w zakresie, w jakim zostaną przekazane regionalnym centrom koordynacyjnym na podstawie art. 9 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2019/941;

wyliczanie wartości maksymalnych wejściowych zdolności wytwórczych na potrzeby udziału zagranicznych zdolności wytwórczych w mechanizmach zdolności wytwórczych w celu wydania zalecenia zgodnie z art. 26 ust. 7;

zadania związane ze wspieraniem operatorów systemów przesyłowych w określaniu zapotrzebowania na nowe zdolności przesyłowe oraz na modernizację istniejących zdolności przesyłowych lub środków alternatywnych, które zostaną przedstawione grupom regionalnym ustanowionym na mocy rozporządzenia (UE) nr 347/2013 i uwzględnione w dziesięcioletnim planie rozwoju sieci, o którym mowa w art. 51 dyrektywy (UE) 2019/944.

przygotowanie i przyjmowanie statutu i regulaminu wewnętrznego regionalnego centrum koordynacyjnego;

podejmowanie decyzji w sprawie struktury organizacyjnej i wdrożenie tej struktury;

przygotowywanie i przyjmowanie budżetu rocznego;

opracowywanie i przyjmowanie procesów współpracy zgodnie z art. 38.

swojej operacyjnej skuteczności działania;

skoordynowanych działań i wydanych zaleceń, zakresu wykonania skoordynowanych działań i zaleceń przez operatorów systemów przesyłowych oraz osiągniętych rezultatów;

skuteczności i efektywności każdego z zadań, za które są odpowiedzialne, oraz, w stosownych przypadkach, rotacji tych zadań.

udział w pracach organizacji OSD UE jest ograniczony do zarejestrowanych członków, z możliwością delegowania pomiędzy członkami;

decyzje strategiczne dotyczące działalności organizacji OSD UE, a także wytyczne polityczne dla zarządu przyjmuje walne zgromadzenie;

decyzje walnego zgromadzenia przyjmuje się zgodnie z następującymi zasadami:

decyzje walnego zgromadzenia uznaje się za odrzucone zgodnie z następującymi zasadami:

zarząd jest wybierany przez walne zgromadzenie na okres nieprzekraczający czterech lat;

zarząd mianuje przewodniczącego i trzech wiceprzewodniczących spośród swoich członków;

współpracą między operatorami systemu dystrybucyjnego a operatorami systemu przesyłowego zgodnie z art. 56 i 57 kieruje zarząd;

decyzje zarządu przyjmowane są bezwzględną większością głosów;

na podstawie propozycji zarządu walne zgromadzenie mianuje spośród swoich członków sekretarza generalnego na okres czterech lat, z możliwością jednokrotnego przedłużenia;

na podstawie propozycji zarządu walne zgromadzenie mianuje grupy eksperckie, przy czym żadna z grup nie może liczyć więcej niż 30 członków, a 1/3 spośród nich może nie być członkami organizacji OSD UE; ponadto ustanawia się jedną „krajową” grupę ekspercką, w skład której wchodzi po jednym przedstawicielu operatorów systemów dystrybucyjnych z każdego państwa członkowskiego.

zarząd składa się z prezesa zarządu i 27 przedstawicieli członków, z czego:

przedstawiciele istniejących stowarzyszeń operatorów systemów dystrybucyjnych mogą uczestniczyć w spotkaniach zarządu w charakterze obserwatorów;

w skład zarządu nie może wchodzić więcej niż trzech przedstawicieli członków mających siedzibę w tym samym państwie członkowskim lub należących do tej samej grupy przemysłowej;

każdy wiceprzewodniczący zarządu jest mianowany spośród przedstawicieli członków w każdej z kategorii opisanych w lit. a);

przedstawiciele członków mających siedzibę w tym samym państwie członkowskim lub należący do tej samej grupy przemysłowej nie stanowią większości uczestników grupy eksperckiej;

zarząd ustanawia grupę doradców strategicznych, która przekazuje swoje opinie zarządowi oraz grupom eksperckim i składa się z przedstawicieli europejskich stowarzyszeń operatorów systemów dystrybucyjnych oraz z przedstawicieli tych państw członkowskich, które nie są reprezentowane w zarządzie.

promocja eksploatacji i planowania sieci dystrybucyjnych w koordynacji z eksploatacją i planowaniem sieci przesyłowych;

ułatwianie integracji odnawialnych źródeł energii, wytwarzania rozproszonego i innych zasobów trwale obecnych w sieci dystrybucyjnej, takich jak magazynowanie energii;

ułatwianie elastyczności i odpowiedzi odbioru oraz dostępu użytkowników sieci do rynku;

wkład w cyfryzację systemów dystrybucyjnych, w tym wprowadzenie inteligentnych sieci i inteligentnych systemów pomiarowych;

wspieranie rozwoju zarządzania danymi, bezpieczeństwa cybernetycznego i ochrony danych we współpracy z odpowiednimi organami i podmiotami objętymi regulacją;

udział w opracowywaniu kodeksów sieci istotnych dla eksploatacji i planowania sieci dystrybucyjnych oraz skoordynowanej eksploatacji sieci przesyłowych i dystrybucyjnych zgodnie z art. 59.

współpracuje z ENTSO energii elektrycznej przy monitorowaniu wdrażania kodeksów sieci i wytycznych przyjętych na podstawie niniejszego rozporządzenia, które są istotne z punktu widzenia eksploatacji i planowania sieci dystrybucyjnych oraz skoordynowanej eksploatacji sieci przesyłowych i dystrybucyjnych;

współpracuje z ENTSO energii elektrycznej przy przyjmowaniu najlepszych praktyk w zakresie skoordynowanej eksploatacji i planowania systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, w tym kwestii takich jak wymiana danych między operatorami i koordynacja rozproszonych zasobów energetycznych;

zajmuje się określaniem najlepszych praktyk w obszarach wskazanych w ust. 1 oraz w zakresie wprowadzania usprawnień efektywności energetycznej w sieci dystrybucyjnej;

przyjmuje roczny program prac i sprawozdanie roczne;

działa zgodnie z prawem konkurencji oraz zapewnia neutralność.

zapewniają minimalny stopień harmonizacji niezbędny do osiągnięcia celów niniejszego rozporządzenia;

uwzględniają, w stosownych przypadkach, specyfikę regionalną;

nie wykraczają poza to, co jest konieczne do osiągnięcia celów określonych w lit. a); oraz

pozostają bez uszczerbku dla prawa państw członkowskich do ustanawiania krajowych kodeksów sieci, które nie mają wpływu na obrót międzystrefowy.

zasady bezpieczeństwa i niezawodności sieci, w tym zasady dotyczące technicznych rezerw zdolności przesyłowej zapewniających bezpieczeństwo eksploatacyjne sieci, a także zasady interoperacyjności wykonujące art. 34–47 i art. 57 niniejszego rozporządzenia oraz art. 40 dyrektywy (UE) 2019/944, w tym zasady dotyczące stanu systemu, działań zaradczych i granic bezpieczeństwa pracy systemu, kontroli napięcia i zarządzania mocą bierną, zarządzania prądem zwarciowym, zarządzania przepływem mocy, analizy zdarzeń losowych i postępowania w przypadku ich wystąpienia, sprzętu ochronnego i planów ochrony, wymiany danych, zgodności, szkolenia, analizy planowania operacyjnego i bezpieczeństwa operacyjnego, koordynacji bezpieczeństwa operacyjnego w regionie, koordynacji wyłączeń, planów dostępności istotnych aktywów, analizy wystarczalności, usług pomocniczych, grafikowania oraz środowiska danych służących planowaniu operacyjnemu;

zasady alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi wykonujące art. 6 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz art. 7–10, art. 13–17 i art. 35–37 niniejszego rozporządzenia, w tym zasady dotyczące metod i procesów wyznaczania zdolności przesyłowych w przedziałach czasowych rynku dnia bieżącego, rynku dnia następnego i rynku terminowego, modele sieci, konfiguracja obszarów rynkowych, redysponowanie i zakupy przeciwne, algorytmy handlu, jednolite łączenie rynków dnia następnego i dnia bieżącego, gwarancja przyznanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych, dystrybucja dochodów z ograniczeń przesyłowych, zabezpieczenie ryzyka wynikającego z przesyłu międzystrefowego, procedury mianowania oraz alokacja zdolności przesyłowych i odzyskiwanie kosztów zarządzania ograniczeniami przesyłowymi;

zasady wykonujące art. 5, 6 i 17 dotyczące wymiany handlowej w odniesieniu do technicznej i eksploatacyjnej organizacji usług dostępu do sieci i bilansowania systemu, obejmujące związane z siecią zasady dotyczące rezerwy mocy, w tym funkcje i obowiązki, platformy wymiany energii bilansującej, czasy zamknięcia bramki, wymogi dotyczące produktów standardowych i specyficznych produktów energii bilansującej, zakup usług bilansowania, alokacja międzyobszarowej zdolności przesyłowej do celów wymiany usług bilansujących lub współdzielenia rezerw, rozliczanie energii bilansującej, rozliczanie wymiany energii między operatorami systemów, rozliczanie niezbilansowania i rozliczanie mocy bilansującej, kontrolę częstotliwości obciążenia, parametry docelowe i określenie jakości częstotliwości, rezerwy utrzymania częstotliwości, rezerwy odbudowy częstotliwości, rezerwy zastępcze, wymianę i wzajemne udostępnianie rezerw, transgraniczne procedury aktywacji rezerw, procedury kontroli czasu oraz przejrzystość informacji;

zasady wykonujące art. 36, 40 i 54 dyrektywy (UE) 2019/944 dotyczące niedyskryminacyjnego, przejrzystego świadczenia usług pomocniczych niezależnych od częstotliwości, w tym zasady dotyczące regulacji napięcia w stanie ustalonym, inercja, szybkie wprowadzanie prądu biernego, inercja dla stabilności sieci, prąd zwarciowy, zdolność do rozruchu autonomicznego oraz zdolność do pracy wyspowej;

zasady wykonujące art. 57 niniejszego rozporządzenia oraz art. 17, 31, 32, 36, 40 i 54 dyrektywy (UE) 2019/944 dotyczące odpowiedzi odbioru, w tym zasady dotyczące agregacji, magazynowania energii oraz zasady ograniczania popytu.

zasady przyłączenia do sieci, w tym zasady dotyczące przyłączenia instalacji odbiorczych przyłączonych do systemu przesyłowego, instalacji i systemów dystrybucyjnych przyłączonych do systemu przesyłowego, przyłączenia instalacji odbiorczych wykorzystywanych do zapewniania odpowiedzi odbioru, wymogi dotyczące przyłączenia instalacji wytwórczych do sieci, wymogi dotyczące podłączeń do sieci prądu stałego o wysokim napięciu, wymogi dotyczące przyłączenia do sieci modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz stacji przekształtnikowych prądu stałego o wysokim napięciu w oddalonej lokalizacji oraz procedury powiadomienia operacyjnego dla przyłączenia do sieci;

zasady wymiany, rozliczania i przejrzystości danych, w tym w szczególności zasady dotyczące zdolności przesyłowych w odpowiednich horyzontach czasowych, szacunków i rzeczywistych wartości alokacji i wykorzystania zdolności przesyłowych, prognozowanego i rzeczywistego zapotrzebowania na urządzenia, oraz ich agregacji, w tym niedostępności urządzeń, prognoza i rzeczywista generacja jednostek wytwórczych, oraz ich agregacji, w tym niedostępność jednostek, dostępności i wykorzystania sieci, środków zarządzania ograniczeniami przesyłowymi i dane rynku bilansującego. Zasady powinny obejmować sposoby publikowania informacji, terminy publikacji, podmioty odpowiedzialne za rozpatrywanie;

zasady dostępu stron trzecich;

procedury operacyjne w przypadku stanu zagrożenia i stanu odbudowy w sytuacjach awaryjnych, w tym plany obrony systemu przed zagrożeniami, plany odbudowy systemu, interakcje na rynku, wymiana informacji, komunikacja oraz narzędzia i ułatwienia;

zasady sektorowe dotyczące aspektów cyberbezpieczeństwa w transgranicznych przepływach energii elektrycznej, w tym zasady dotyczące wspólnych wymogów minimalnych, planowania, monitorowania, sprawozdawczości i zarządzania kryzysowego.

szczegóły procedury ustalania, którzy operatorzy systemów przesyłowych mają obowiązek wypłacania rekompensat za przepływy transgraniczne, łącznie z obowiązkiem ustalania podziału między operatorami krajowych systemów przesyłowych, w których ma początek przepływ transgraniczny, a operatorami krajowych systemów przesyłowych, w których ten przepływ się kończy, zgodnie z art. 49 ust. 2;

szczegóły procedury płatności, jaka ma być stosowana, łącznie z określeniem pierwszego okresu, za który ma być wypłacona rekompensata, zgodnie z art. 49 ust. 3 akapit drugi;

szczegóły metod określania przyjmowanych przepływów transgranicznych, za które ma być wypłacana rekompensata zgodnie z art. 49, zarówno w kategoriach ilości, jak i rodzaju przepływu, oraz wyznaczania wielkości takich przepływów jako pochodzących z systemów przesyłowych danego państwa członkowskiego lub kończących się w nim, zgodnie z art. 49 ust. 5;

szczegóły metod ustalania kosztów i korzyści powstających w wyniku przyjmowania przepływów transgranicznych, zgodnie z art. 49 ust. 6;

szczegóły traktowania – w kontekście mechanizmu rozliczania rekompensat międzyoperatorskich – przepływów energii elektrycznej rozpoczynających lub kończących się w państwach poza Europejskim Obszarem Gospodarczym; oraz

ustalenia dotyczące udziału systemów krajowych połączonych wzajemnie liniami prądu stałego, zgodnie z art. 49.

szczegóły dotyczące zasad obrotu energią elektryczną wykonujących art. 6 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz art. 5–10, art. 13–17 i art. 35, 36 i 37 niniejszego rozporządzenia;

szczegóły dotyczące zasad zachęcania do inwestowania w odniesieniu do zdolności połączeń wzajemnych, w tym sygnałów lokalizacyjnych, wykonujących art. 19.

inwestycja zwiększa konkurencję w dziedzinie dostaw energii elektrycznej;

poziom ryzyka związanego z inwestycją jest taki, że inwestycja ta nie zostałaby zrealizowana, gdyby nie udzielono zwolnienia;

połączenie wzajemne jest własnością osoby fizycznej lub prawnej, odrębnej – przynajmniej w zakresie formy prawnej – od operatorów systemów, w których systemach to połączenie wzajemne zostanie zbudowane;

opłatami obciąża się użytkowników tego połączenia wzajemnego;

od czasu częściowego otwarcia rynku, o którym mowa w art. 19 dyrektywy 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady ( 9 ), żadna część kosztów inwestycyjnych ani operacyjnych połączenia wzajemnego nie została odzyskana z jakiegokolwiek składnika opłat naliczanych za korzystanie z systemów przesyłowych lub dystrybucyjnych połączonych połączeniem wzajemnym; oraz

zwolnienie nie zaszkodzi konkurencji, sprawnemu funkcjonowaniu rynku wewnętrznego energii elektrycznej ani skutecznemu funkcjonowaniu regulowanego systemu, z którym powiązane jest połączenie wzajemne.

w przypadku gdy organy regulacyjne, których to dotyczy, nie były w stanie osiągnąć porozumienia w terminie sześciu miesięcy od dnia, w którym ostatni z tych organów regulacyjnych otrzymał wniosek o zwolnienie; lub

na wspólny wniosek organów regulacyjnych, których to dotyczy.

szczegółowe powody, dla których przyznano zwolnienie lub odmówiono jego przyznania, wraz z informacjami finansowymi uzasadniającymi potrzebę zwolnienia;

przeprowadzone analizy wpływu przyznania zwolnienia na konkurencję i sprawne funkcjonowanie rynku wewnętrznego energii elektrycznej;

uzasadnienie okresu i proporcjonalnego udziału tej części zdolności danego połączenia wzajemnego, dla którego przyznano zwolnienie; oraz

wyniki konsultacji z organami regulacyjnymi, których to dotyczy.

należycie uwzględniając uzasadnione oczekiwania stron oraz równowagę gospodarczą osiągniętą w pierwotnej decyzji o zwolnieniu – jakiekolwiek fakty, na których oparto tę decyzję, uległy istotnej zmianie;

zainteresowane przedsiębiorstwa działają w sposób sprzeczny ze swoimi zobowiązaniami; lub

decyzję podjęto na podstawie niekompletnych, nieprawidłowych lub wprowadzających w błąd informacji przekazanych przez strony.

państwo członkowskie jest w stanie wykazać, że doświadcza istotnych problemów w eksploatacji swoich małych systemów wydzielonych i małych systemów połączonych;

regiony najbardziej oddalone w rozumieniu art. 349 TFUE nie mogą być połączone z unijnym rynkiem energii z oczywistych względów fizycznych.