ae08aa6d-5f15-11ef-a8ba-01aa75ed71a1

EUR-Lex

Access to European Union law

This document is an excerpt from the EUR-Lex website

EUROPA
EUR-Lex home
EUR-Lex - ae08aa6d-5f15-11ef-a8ba-01aa75ed71a1 - EN

Help

Search tips

Need more search options? Use the Advanced search

Document ae08aa6d-5f15-11ef-a8ba-01aa75ed71a1

Consolidated text: Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 z dnia 30 maja 2022 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, zmiany rozporządzeń (WE) nr 715/2009, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz dyrektyw 2009/73/WE i (UE) 2019/944 oraz uchylenia rozporządzenia (UE) nr 347/2013

Access initial legal act

(

Legal status of the document In force

)

HTML

PDF

02022R0869 — PL — 18.08.2024 — 002.001

Dokument ten służy wyłącznie do celów informacyjnych i nie ma mocy prawnej. Unijne instytucje nie ponoszą żadnej odpowiedzialności za jego treść. Autentyczne wersje odpowiednich aktów prawnych, włącznie z ich preambułami, zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej i są dostępne na stronie EUR-Lex. Bezpośredni dostęp do tekstów urzędowych można uzyskać za pośrednictwem linków zawartych w dokumencie

►B

ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2022/869

z dnia 30 maja 2022 r.

w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, zmiany rozporządzeń (WE) nr 715/2009, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz dyrektyw 2009/73/WE i (UE) 2019/944 oraz uchylenia rozporządzenia (UE) nr 347/2013

(Dz.U. L 152 z 3.6.2022, s. 45)

zmienione przez:

		Dziennik Urzędowy
		nr	strona	data
►M1	ROZPORZĄDZENIE DELEGOWANE KOMISJI (UE) 2024/1041 z dnia 28 listopada 2023 r.	L 1041	1	8.4.2024
►M2	ROZPORZĄDZENIE (UE) 2024/1991 PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY z dnia 24 czerwca 2024 r.	L 1991	1	29.7.2024

▼B

ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2022/869

z dnia 30 maja 2022 r.

ROZDZIAŁ I

Przepisy ogólne

Artykuł 1

Przedmiot, cele i zakres

W niniejszym rozporządzeniu określa się wytyczne dotyczące terminowego rozwoju i interoperacyjności priorytetowych korytarzy i obszarów transeuropejskiej infrastruktury energetycznej (zwanych dalej „priorytetowymi korytarzami i obszarami infrastruktury energetycznej”) określonych w załączniku I, które przyczyniają się do zapewnienia łagodzenia skutków zmiany klimatu, a w szczególności do osiągnięcia celów Unii na rok 2030 w dziedzinie energii i klimatu oraz celu neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz do zapewnienia połączeń międzysystemowych, bezpieczeństwa energetycznego, integracji rynków i systemów, konkurencji z korzyścią dla wszystkich państw członkowskich oraz przystępnych cen energii.

Niniejsze rozporządzenie w szczególności:

przewiduje identyfikację projektów figurujących na unijnej liście projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania oraz projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania, ustanowionej zgodnie z art. 3 (zwanej dalej „listą unijną”);

ułatwia terminową realizację projektów figurujących na liście unijnej poprzez usprawnienie, ściślejszą koordynację i przyspieszenie procesów wydawania pozwoleń oraz poprzez zwiększenie przejrzystości i udziału społeczeństwa;

określa zasady transgranicznej alokacji kosztów i zachęt uzależnionych od ryzyka w odniesieniu do projektów figurujących na liście unijnej;

określa warunki kwalifikowalności projektów figurujących na liście unijnej do uzyskania unijnej pomocy finansowej.

Artykuł 2

Definicje

Do celów niniejszego rozporządzenia oprócz definicji zawartych w rozporządzeniach (WE) nr 715/2009, (UE) 2018/1999, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz w dyrektywach 2009/73/WE, (UE) 2018/2001 ( 1 ) i (EU) 2019/944 stosuje się następujące definicje:

„infrastruktura energetyczna” oznacza wszelkie materialne urządzenia lub obiekty należące do kategorii infrastruktury energetycznej, które znajdują się na terytorium Unii lub łączą Unię z co najmniej jednym państwem trzecim;

„wąskie gardło w infrastrukturze energetycznej” oznacza ograniczenie przepływów fizycznych w systemie energetycznym z powodu niewystarczającej zdolności przesyłowej, co obejmuje między innymi brak infrastruktury;

„decyzja kompleksowa” oznacza podjętą przez organ lub organy państwa członkowskiego, z wyjątkiem sądów, decyzję lub zbiór decyzji w sprawie określenia, czy projektodawca ma pozwolenie na budowę infrastruktury energetycznej w celu zrealizowania projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania lub projektu będącego przedmiotem wzajemnego zainteresowania poprzez posiadanie możliwości rozpoczęcia lub zamówienia i rozpoczęcia niezbędnych robót budowlanych („faza gotowości do realizacji”), bez uszczerbku dla jakiejkolwiek decyzji podjętej w kontekście administracyjnego postępowania odwoławczego;

„projekt” oznacza co najmniej jedną linię, rurociąg, obiekt, element wyposażenia lub instalację należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II;

„projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania” oznacza projekt niezbędny do realizacji priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I i figurujący na liście unijnej;

„projekt będący przedmiotem wzajemnego zainteresowania” oznacza projekt promowany przez Unię we współpracy z państwami trzecimi na podstawie listów poparcia od rządów bezpośrednio zainteresowanych państw lub innych niewiążących umów, który należy do jednej z kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a) lub f), pkt 3 lit. a) lub pkt 5 lit. a) lub c) załącznika II, przyczynia się do osiągnięcia celów Unii na rok 2030 w dziedzinie energii i klimatu oraz celu neutralności klimatycznej do 2050 r. i który znajduje się na liście unijnej;

„projekty konkurujące” oznaczają projekty, które całkowicie lub częściowo dotyczą tej samej stwierdzonej luki w infrastrukturze lub regionalnej potrzeby w zakresie infrastruktury.

„projektodawca” oznacza:

operatora systemu przesyłowego (OSP), operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) lub innego operatora bądź inwestora opracowującego projekt figurujący na liście unijnej;

w przypadku gdy występuje więcej niż jeden taki OSP, OSD, inny operator, inwestor lub jakakolwiek ich grupa – podmiot posiadający osobowość prawną zgodnie z mającym zastosowanie prawem krajowym, który został wyznaczony na drodze porozumienia umownego między tymi podmiotami, i posiada zdolność do zaciągania zobowiązań prawnych i przyjmowania odpowiedzialności finansowej w imieniu stron takiego porozumienia umownego;

„inteligentna sieć elektroenergetyczna” oznacza sieć elektroenergetyczną, w tym na wyspach, które nie są połączone lub są w niewystarczającym stopniu połączone z transeuropejskimi sieciami energetycznymi, która umożliwia efektywną kosztowo integrację i aktywną kontrolę zachowania i działania wszystkich podłączonych do niej użytkowników, w tym wytwórców, konsumentów i prosumentów, w celu zapewnienia efektywnego ekonomicznie i zrównoważonego systemu elektroenergetycznego o niskich stratach i wysokim poziomie integracji źródeł odnawialnych, bezpieczeństwa dostaw i bezpieczeństwa, i w której operator sieci może cyfrowo monitorować działania podłączonych do niej użytkowników, oraz technologie informacyjno-komunikacyjne służące do komunikacji z powiązanymi operatorami sieci, wytwórcami, instalacjami magazynowania energii i konsumentami lub prosumentami w celu przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej w sposób zrównoważony, efektywny kosztowo i bezpieczny;

10)

„inteligentna sieć gazowa” oznacza sieć gazową, w której wykorzystuje się innowacyjne i cyfrowe rozwiązania do integrowania w opłacalny sposób wielu niskoemisyjnych, a szczególnie odnawialnych źródeł gazu zgodnie z potrzebami konsumentów i wymogami dotyczącymi jakości gazu w celu zmniejszenia śladu węglowego powiązanego zużycia gazu, umożliwienia zwiększenia udziału gazów odnawialnych i niskoemisyjnych oraz utworzenia połączeń z innymi nośnikami energii i sektorami, wraz z powiązanymi fizycznymi modernizacjami, jeżeli są one niezbędne do funkcjonowania urządzeń i instalacji służących do integracji gazów niskoemisyjnych, a w szczególności odnawialnych;

11)

„zainteresowany organ” oznacza organ, który zgodnie z prawem krajowym jest właściwy do wydawania różnych pozwoleń i zezwoleń związanych z planowaniem, projektowaniem i budową nieruchomości, w tym infrastruktury energetycznej;

12)

„krajowy organ regulacyjny” oznacza krajowy organ regulacyjny wyznaczony zgodnie z art. 39 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE lub organ regulacyjny na poziomie krajowym wyznaczony zgodnie z art. 57 dyrektywy (UE) 2019/944;

13)

„odnośny krajowy organ regulacyjny” oznacza krajowy organ regulacyjny w państwach członkowskich, w których realizowane są projekty, oraz w państwach członkowskich, na które projekt ma znaczący pozytywny wpływ;

14)

„roboty” oznaczają zakup, dostawę i zainstalowanie części składowych, systemów i usług, w tym oprogramowania, realizację związanych z projektem prac rozwojowych, przekształcenie, prac budowlanych i instalacyjnych, odbiór instalacji oraz uruchomienie projektu;

15)

„prace studyjne” oznaczają działania potrzebne do przygotowania realizacji projektu, w tym analizy przygotowawcze, studia wykonalności, analizy oceniające, testy i analizy zatwierdzające, w tym również oprogramowanie, oraz wszelkie inne środki wsparcia technicznego, w tym również wstępne działania zmierzające do zdefiniowania i opracowania projektu oraz podjęcia decyzji o jego finansowaniu, takie jak rozpoznanie odnośnego terenu i przygotowanie pakietu finansowego;

16)

„oddanie do użytku” oznacza proces uruchamiania projektu po zakończeniu budowy;

17)

„aktywa przeznaczone dla wodoru” oznaczają infrastrukturę przygotowaną do przyjęcia czystego wodoru bez dalszych robót dostosowawczych, w tym sieci rurociągów lub instalacje magazynowania, które są nowo budowane, przekształcone z aktywów gazu ziemnego lub należą do obu tych rodzajów;

18)

„przekształcenie” oznacza techniczną modernizację lub modyfikację istniejącej infrastruktury gazu ziemnego w celu zapewnienia przystosowania przeznaczonego do czystego wodoru;

19)

„przystosowanie się do zmiany klimatu” oznacza proces zapewniający odporność infrastruktury energetycznej na potencjalne negatywne skutki zmiany klimatu poprzez ocenę wrażliwości na zmiany klimatu i ryzyka zmiany klimatu, w tym poprzez odpowiednie środki adaptacyjne.

ROZDZIAŁ II

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania i projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania

Artykuł 3

Unijna lista projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania i projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania

Ustanawia się grupy regionalne (grupy) zgodnie z procedurą określoną w sekcji 1 załącznika III. Udział w poszczególnych grupach wynika z poszczególnych priorytetowych korytarzy i obszarów oraz z odpowiadającego im zasięgu geograficznego, zgodnie z załącznikiem I. Uprawnienie decyzyjne w grupach są oparte na zasadzie konsensusu i ograniczone do państw członkowskich oraz Komisji (organ decyzyjny).

Każda grupa przyjmuje swój regulamin z uwzględnieniem przepisów załącznika III.

Organ decyzyjny każdej grupy przyjmuje regionalną listę projektów sporządzaną zgodnie z procesem określonym w sekcji 2 załącznika III, stosownie do wkładu każdego z projektów w realizację priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I oraz ich zgodności z kryteriami określonymi w art. 4.

Przy sporządzaniu listy regionalnej przez grupę:

każdy indywidualny wniosek dotyczący projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania wymaga zatwierdzenia przez państwo członkowskie, do którego terytorium odnosi się projekt; jeżeli państwo członkowskie nie zatwierdzi projektu, przedstawia zainteresowanej grupie uzasadnienie takiej decyzji;

grupa uwzględnia porady Komisji w celu utrzymania liczby projektów figurujących na liście unijnej na poziomie umożliwiającym zarządzanie nimi.

Komisja jest uprawniona do przyjmowania aktów delegowanych zgodnie z art. 20 niniejszego rozporządzenia w celu ustanowienia listy unijnej, z zastrzeżeniem art. 172 akapit drugi TFUE.

Wykonując to uprawnienie, Komisja zapewnia ustanawianie listy unijnej co dwa lata, na podstawie list regionalnych przyjętych przez organy decyzyjne grup określonych w sekcji 1 pkt 1 załącznika III, zgodnie z procedurą określoną w ust. 3 niniejszego artykułu.

Komisja przyjmuje akt delegowany ustanawiający pierwszą listę unijną zgodnie z niniejszym rozporządzeniem do dnia 30 listopada 2023 r.

Jeśli akt delegowany przyjęty przez Komisję na mocy niniejszego ustępu nie może wejść w życie z powodu sprzeciwu wyrażonego przez Parlament Europejski lub Radę zgodnie z art. 20 ust. 6, Komisja niezwłocznie zwołuje posiedzenia grup w celu sporządzenia nowych list regionalnych uwzględniających powody złożenia sprzeciwu. Komisja jak najszybciej przyjmuje nowy akt delegowany ustanawiający listę unijną.

Przy ustanawianiu listy unijnej poprzez połączenie list regionalnych, o których mowa w ust. 3, Komisja, należycie uwzględniając ustalenia obrad grup:

zapewnia uwzględnienie wyłącznie projektów spełniających kryteria, o których mowa w art. 4;

zapewnia spójność między regionami, przy uwzględnieniu opinii przedstawionej przez Agencję, o której mowa w sekcji 2 pkt 14 załącznika III;

uwzględnia przedstawione przez państwa członkowskie opinie, o których mowa w sekcji 2 pkt 10 załącznika III;

dąży do zapewnienia na liście unijnej łącznej liczby projektów na poziomie umożliwiającym zarządzanie nimi.

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania, które należą do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II do niniejszego rozporządzenia, stają się integralną częścią odpowiednich regionalnych planów inwestycyjnych, zgodnie z art. 34 rozporządzenia (UE) 2019/943 oraz odnośnych krajowych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci zgodnie z art. 51 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz innych krajowych planów infrastrukturalnych, stosownie do przypadku. W każdym z tych planów te projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania otrzymują status najwyższego priorytetu. Niniejszy ustęp nie ma zastosowania do projektów konkurujących, do projektów, które nie osiągnęły odpowiedniego stopnia zaawansowania, aby przedstawić dla nich analizę kosztów i korzyści projektu zgodnie z sekcją 2 pkt 1 lit. d) załącznika III, lub projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania.

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania, które należą do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II i które są projektami konkurującymi lub projektami, które nie osiągnęły odpowiedniego stopnia zaawansowania, aby przedstawić dla nich analizę kosztów i korzyści projektu, o której mowa w sekcji 2 pkt 1 lit. d) załącznika III, mogą zostać włączone do odpowiednich regionalnych planów inwestycyjnych, krajowych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci i innych krajowych planów infrastrukturalnych, stosownie do przypadku, jako projekty będące przedmiotem rozważań.

Artykuł 4

Kryteria oceny projektów przez grupy

Projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania musi spełniać następujące kryteria ogólne:

projekt jest niezbędny dla co najmniej jednego z priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I;

potencjalne łączne korzyści projektu, ocenione na podstawie odnośnych szczególnych kryteriów określonych w ust. 3, przewyższają jego koszty, w tym również koszty rozpatrywane w dłuższej perspektywie;

projekt spełnia którekolwiek z następujących kryteriów:

(i)

dotyczy co najmniej dwóch państw członkowskich, przebiegając bezpośrednio lub pośrednio, poprzez połączenie międzysystemowe z państwem trzecim, przez granicę dwóch lub większej liczby państw członkowskich;

(ii)

jest usytuowany na terytorium jednego państwa członkowskiego, na lądzie albo na morzu, w tym na wyspach, i ma znaczące skutki transgraniczne określone w pkt 1 załącznika IV.

Projekt będący przedmiotem wzajemnego zainteresowania musi spełniać następujące kryteria ogólne:

projekt przyczynia się znacząco do celów, o których mowa w art. 1 ust. 1, i celów państwa trzeciego – w szczególności nie ograniczając zdolności państwa trzeciego do stopniowego wycofywania aktywów wytwórczych opartych na paliwach kopalnych na potrzeby własnego zużycia krajowego – oraz do zrównoważoności, w tym poprzez włączenie energii ze źródeł odnawialnych do sieci oraz przesył i dystrybucję energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych do głównych ośrodków poboru i magazynowania;

potencjalne łączne korzyści projektu na poziomie Unii, ocenione na podstawie odpowiednich szczególnych kryteriów określonych w ust. 3, przewyższają jego koszty w Unii, w tym również koszty rozpatrywane w dłuższej perspektywie;

projekt jest usytuowany na terytorium co najmniej jednego państwa członkowskiego i na terytorium co najmniej jednego państwa trzeciego a także ma znaczące skutki transgraniczne określone w pkt 2 załącznika IV;

w przypadku części usytuowanej na terytorium państwa członkowskiego projekt jest zgodny z dyrektywami 2009/73/WE i (UE) 2019/944, jeżeli należy do kategorii infrastruktury określonych w pkt 1 i 3 załącznika II do niniejszego rozporządzenia;

istnieje wysoki poziom konwergencji ram polityki danego państwa trzeciego lub państw trzecich oraz prawne mechanizmy egzekwowania w celu wspierania unijnych celów polityki, w szczególności w celu zapewnienia:

(i)

dobrze funkcjonującego wewnętrznego rynku energii;

(ii)

bezpieczeństwa dostaw energii na podstawie m.in. różnych źródeł, współpracy i solidarności;

(iii)

systemu energetycznego, w tym produkcji, przesyłu i dystrybucji, zmierzającego ku celowi neutralności klimatycznych, zgodnie z porozumieniem paryskim i celami Unii na rok 2030 w dziedzinie energii i klimatu oraz jej celem neutralności klimatycznej do 2050 r., w szczególności uniknięcia ucieczki emisji gazów cieplarnianych;

zaangażowane państwo trzecie lub państwa trzecie wspierają priorytetowy status projektu, o którym mowa w art. 7, i zobowiązują się do przestrzegania podobnego harmonogramu przyspieszonej realizacji i innych środków wsparcia politycznego i regulacyjnego, jakie mają zastosowanie do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania w Unii.

W odniesieniu do projektów dotyczących składowania dwutlenku węgla, należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 5 lit. c) załącznika II, projekt jest niezbędny, aby umożliwić transgraniczny transport i składowanie dwutlenku węgla, a państwo trzecie, w którym usytuowany jest projekt, posiada odpowiednie ramy prawne oparte na wykazanych skutecznych mechanizmach egzekwowania prawa, zapewniające stosowanie do projektu norm i zabezpieczeń, zapobiegających wszelkim wyciekom dwutlenku węgla oraz dotyczących klimatu, zdrowia ludzkiego i ekosystemów w odniesieniu do bezpieczeństwa i efektywności stałego składowania dwutlenku węgla, które są co najmniej na tym samym poziomie co normy i zabezpieczenia przewidziane w prawie Unii.

Do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do określonych kategorii infrastruktury energetycznej zastosowanie mają następujące kryteria szczególne:

w przypadku projektów dotyczących przesyłu, dystrybucji i magazynowania energii elektrycznej należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II projekt przyczynia się znacząco do zrównoważoności poprzez włączenie energii ze źródeł odnawialnych do sieci, przesył lub dystrybucję energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych do głównych ośrodków poboru i magazynowania, oraz do ograniczenia produkcji energii, stosownie do przypadku, i przyczynia się znacząco do spełnienia co najmniej jednego z następujących kryteriów szczególnych:

(i)

integracja rynku, w tym poprzez eliminację odizolowania energetycznego co najmniej jednego państwa członkowskiego oraz ograniczenie wąskich gardeł w infrastrukturze energetycznej; konkurencja, interoperacyjność i elastyczność systemu;

(ii)

bezpieczeństwo dostaw, w tym dzięki interoperacyjności, elastyczności systemu, cyberbezpieczeństwu, odpowiednim połączeniom oraz bezpiecznemu i niezawodnemu funkcjonowaniu systemu;

w przypadku projektów dotyczących inteligentnych sieci elektroenergetycznych należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 1 lit. e) załącznika II projekt przyczynia się znacząco do zrównoważoności poprzez włączenie energii ze źródeł odnawialnych do sieci, oraz do spełnienia co najmniej dwóch z następujących kryteriów szczególnych:

(i)

bezpieczeństwo dostaw, w tym poprzez efektywność i interoperacyjność przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej w ramach bieżącej eksploatacji sieci, unikanie zatorów oraz włączenie i zaangażowanie użytkowników sieci;

(ii)

integracja rynku, w tym poprzez efektywną eksploatację systemu oraz wykorzystanie połączeń wzajemnych;

(iii)

bezpieczeństwo sieci, elastyczność i jakość dostaw, w tym poprzez szersze wykorzystanie innowacji w kontekście bilansowania, rynków elastyczności, cyberbezpieczeństwa, monitorowania, kontroli systemu oraz korekty błędów;

(iv)

integracja inteligentnych sektorów – albo w systemie energetycznym poprzez łączenie różnych nośników energii i sektorów, albo, w szerszym ujęciu, sprzyjanie synergii i koordynacji między sektorami energii, transportu i telekomunikacji;

w przypadku projektów dotyczących przesyłu i składowania dwutlenku węgla należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 5 załącznika II projekt przyczynia się znacząco do zrównoważoności poprzez redukcję emisji dwutlenku węgla w przyłączonych instalacjach przemysłowych, a także do spełnienia wszystkich następujących kryteriów szczególnych:

(i)

unikanie emisji dwutlenku węgla przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw;

(ii)

zwiększenie odporności i bezpieczeństwa przesyłu i składowania dwutlenku węgla;

(iii)

efektywne wykorzystanie zasobów dzięki umożliwieniu połączenia wielu źródeł dwutlenku węgla i obiektów magazynowania za pośrednictwem wspólnej infrastruktury oraz minimalizacji obciążeń środowiskowych i ryzyka środowiskowego;

w przypadku projektów dotyczących wodoru należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 3 załącznika II projekt przyczynia się znacząco do zrównoważoności, w tym poprzez ograniczenie emisji gazów cieplarnianych, poprzez zwiększenie wykorzystania wodoru odnawialnego lub niskoemisyjnego, z naciskiem na wodór ze źródeł odnawialnych – w szczególności w zastosowaniach końcowych, takich jak sektory, w których redukcja emisji jest problematyczna, a bardziej efektywne energetycznie rozwiązania nie są wykonalne – oraz wspieranie wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych o zmiennej wydajności poprzez oferowanie rozwiązań w zakresie elastyczności lub magazynowania, a projekt przyczynia się znacząco do spełnienia co najmniej jednego z następujących kryteriów szczególnych:

(i)

integracja rynku, w tym poprzez łączenie obecnych i powstających sieci wodorowych państw członkowskich lub przyczynianie się w inny sposób do powstania ogólnounijnej sieci na rzecz przesyłu i magazynowania wodoru oraz zapewnianie interoperacyjności połączonych systemów;

(ii)

bezpieczeństwo dostaw i elastyczność, w tym dzięki odpowiednim połączeniom oraz ułatwianiu bezpiecznego i niezawodnego funkcjonowania systemu;

(iii)

konkurencja, w tym poprzez umożliwianie dostępu do wielu źródeł dostaw i użytkowników sieci w sposób przejrzysty i niedyskryminujący;

w przypadku elektrolizerów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 4 załącznika II projekt przyczynia się znacząco do spełnienia wszystkich następujących kryteriów szczególnych:

(i)

zrównoważoność, w tym dzięki zmniejszeniu emisji gazów cieplarnianych i zwiększeniu wykorzystania wodoru odnawialnego lub niskoemisyjnego, w szczególności ze źródeł odnawialnych, jak również paliw syntetycznych tego pochodzenia;

(ii)

bezpieczeństwo dostaw, w tym poprzez przyczynianie się do bezpiecznego, wydajnego i niezawodnego funkcjonowania systemu lub poprzez oferowanie rozwiązań w zakresie magazynowania lub elastyczności, takich jak reagowanie po stronie popytu i usługi bilansujące;

(iii)

umożliwianie zapewniania usług zwiększających elastyczność, takich jak reagowanie na popyt i magazynowanie, poprzez ułatwianie integracji inteligentnego sektora energetycznego poprzez tworzenie połączeń z innymi nośnikami energii i sektorami;

w przypadku projektów dotyczących inteligentnych sieci gazowych należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 2 załącznika II projekt przyczynia się znacząco do zrównoważoności poprzez zapewnienie włączenia wielu gazów niskoemisyjnych, a w szczególności odnawialnych, w tym pozyskiwanych lokalnie, takich jak biometan lub wodór odnawialny, do sieci przesyłu, dystrybucji lub magazynowania gazu w celu zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych, a projekt ten przyczynia się znacząco do spełnienia co najmniej jednego z następujących kryteriów szczególnych:

(i)

bezpieczeństwo sieci i jakość dostaw poprzez zwiększanie wydajności i interoperacyjności sieci przesyłu, dystrybucji lub magazynowania gazu w codziennym funkcjonowaniu sieci, między innymi dzięki radzeniu sobie z wyzwaniami wynikającymi z wprowadzenia gazów o różnej jakości;

(ii)

funkcjonowanie rynku i obsługa klienta;

(iii)

ułatwianie integracji inteligentnego sektora energetycznego poprzez tworzenie połączeń z innymi nośnikami energii i sektorami oraz umożliwianie reakcji na popyt.

W przypadku projektów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II kryteria określone w ust. 3 niniejszego artykułu ocenia się zgodnie ze wskazówkami określonymi w pkt 3–8 załącznika IV.

Aby ułatwić ocenę wszystkich projektów, które mogłyby kwalifikować się jako projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania i które mogłyby zostać uwzględnione w liście regionalnej, poszczególne grupy w sposób przejrzysty i obiektywny oceniają wkład każdego projektu w realizację tego samego priorytetowego korytarza lub obszaru infrastruktury energetycznej. Każda grupa określa swoje metody oceny na podstawie całościowego przyczyniania się do spełniania kryteriów, o których mowa w ust. 3. Ocena ta prowadzi do sporządzenia rankingu projektów na wewnętrzne potrzeby grupy. Lista regionalna ani lista unijna nie zawiera żadnego rankingu i nie jest on wykorzystywany do żadnych dalszych celów z wyjątkiem celów opisanych w sekcji 2 pkt 16 załącznika III.

Oceniając projekty, w celu zapewnienia spójnego podejścia do oceny między grupami, każda grupa w należyty sposób uwzględnia:

pilny charakter i wkład każdego z proponowanych projektów z punktu widzenia osiągania celów Unii na rok 2030 w dziedzinie energii i klimatu oraz jej celu neutralności klimatycznej do 2050 r., integracji rynku, konkurencji, zrównoważoności i bezpieczeństwa dostaw;

komplementarność każdego proponowanego projektu z innymi proponowanymi projektami, w tym z projektami konkurującymi lub potencjalnie konkurującymi;

ewentualne synergie z priorytetowymi korytarzami i obszarami tematycznymi zidentyfikowanymi w ramach transeuropejskich sieci transportu i telekomunikacji;

w przypadku proponowanych projektów, które są w czasie oceny projektami figurującymi na liście unijnej, postępy w ich realizacji oraz ich zgodność z obowiązkami w zakresie sprawozdawczości i przejrzystości.

W przypadku projektów inteligentnych sieci elektroenergetycznych oraz inteligentnych sieci gazowych należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. e) i pkt 2 załącznika II ranking sporządza się w przypadku projektów, które dotyczą tych samych dwóch państw członkowskich, oraz w należyty sposób uwzględnia się liczbę użytkowników objętych skutkami projektu, roczne zużycie energii oraz udział energii pochodzącej z zasobów niedyspozycyjnych na obszarze zajmowanym przez tych użytkowników.

Artykuł 5

Realizacja i monitorowanie projektów figurujących na liście unijnej

Projektodawcy opracowują plan realizacji projektów figurujących na liście unijnej zawierający harmonogram, który obejmuje:

studia wykonalności i koncepcji, w tym dotyczące przystosowania się do zmiany klimatu oraz zgodności z przepisami z zakresu ochrony środowiska i z zasadą „nie czyń poważnych szkód”;

zatwierdzenie przez krajowy organ regulacyjny lub jakikolwiek inny zainteresowany organ;

budowę i oddanie do użytku;

plan procedury wydawania pozwolenia, o której mowa w art. 10 ust. 6 lit. b).

OSP, OSD oraz inni operatorzy współpracują ze sobą w celu ułatwienia realizacji na swoich obszarach projektów figurujących na liście unijnej.

Agencja oraz zainteresowane grupy monitorują postępy w realizacji projektów figurujących na liście unijnej, a w razie konieczności wydają zalecenia mające na celu ułatwienie ich realizacji. Grupy mogą żądać dodatkowych informacji zgodnie z ust. 4, 5 i 6, zwoływać posiedzenia z udziałem odpowiednich stron oraz wzywać Komisję do zweryfikowania udzielonych informacji na miejscu.

Do dnia 31 grudnia każdego roku następującego po roku uwzględnienia projektu na liście unijnej projektodawcy przedstawiają sprawozdanie roczne dla każdego projektu należącego do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II właściwemu organowi krajowemu, o którym mowa w art. 8 ust. 1.

W sprawozdaniu przedstawia się szczegółowo:

postępy osiągnięte w zakresie przygotowania, budowy i oddania projektu do użytku, w szczególności w zakresie procedur wydawania pozwoleń i konsultacji, a także zgodność z przepisami z zakresu ochrony środowiska, z zasadą, że projekt nie czyni „poważnych szkód” dla środowiska, a także zastosowane środki z zakresu przystosowania się do zmiany klimatu;

w stosownych przypadkach opóźnienia w stosunku do planu realizacji, przyczyny takich opóźnień oraz informacje o innych napotkanych trudnościach;

w stosownych przypadkach zmieniony plan mający na celu nadrobienie opóźnień.

Do dnia 28 lutego każdego roku następującego po roku, w którym projektodawca musi przedłożyć sprawozdanie, o którym mowa w ust. 4 niniejszego artykułu, właściwe organy, o których mowa w art. 8 ust. 1, składają Agencji i odnośnej grupie sprawozdanie, o którym mowa w ust. 4 niniejszego artykułu, uzupełnione o informacje dotyczące postępów oraz, w stosownych przypadkach, dotyczące opóźnień w realizacji projektów figurujących na liście unijnej zlokalizowanych na ich terytorium, w odniesieniu do procesów wydawania pozwoleń, a także dotyczące przyczyn takich opóźnień. Wkład właściwych organów w sprawozdanie jest wyraźnie oznaczony i sporządzony bez wprowadzania zmian do tekstu wprowadzonego przez projektodawców.

Do dnia 30 kwietnia każdego roku, w którym powinna zostać przyjęta nowa lista unijna, Agencja przedstawia grupom skonsolidowane sprawozdanie dotyczące projektów figurujących na liście unijnej podlegających kompetencjom krajowych organów regulacyjnych, zawierające ocenę postępów i spodziewanych zmian kosztów projektu oraz, w stosownych przypadkach, zalecenia dotyczące sposobów nadrobienia opóźnień i przezwyciężenia napotkanych trudności. To skonsolidowane sprawozdanie zawiera również, zgodnie z art. 11 lit. b) rozporządzenia (UE) 2019/942, ocenę spójności realizacji ogólnounijnych planów rozwoju sieci w odniesieniu do priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I.

W należycie uzasadnionych przypadkach Agencja może żądać dodatkowych informacji niezbędne do wykonywania swoich zadań określonych w niniejszym ustępie.

Jeżeli oddanie do użytku projektu figurującego na liście unijnej opóźnia się w stosunku do planu realizacji z przyczyn innych niż nadrzędne przyczyny pozostające poza kontrolą projektodawcy, zastosowanie mają poniższe środki:

o ile środki, o których mowa w art. 22 ust. 7 lit. a), b) lub c) dyrektywy 2009/73/WE i art. 51 ust. 7 lit. a), b) lub c) dyrektywy (UE) 2019/944, mają zastosowanie zgodnie z odpowiednim prawem krajowym, krajowe organy regulacyjne zapewniają przeprowadzenie inwestycji;

jeżeli środki podjęte przez krajowe organy regulacyjne zgodnie z lit. a) nie mają zastosowania, projektodawca – w terminie 24 miesięcy od daty oddania do użytku określonej w planie realizacji – wybiera stronę trzecią w celu sfinansowania lub budowy całości lub części projektu;

jeżeli strona trzecia nie zostanie wybrana zgodnie z lit. b), państwo członkowskie lub – gdy państwo członkowskie tak przewidziało – krajowy organ regulacyjny może wyznaczyć w ciągu dwóch miesięcy od upływu terminu, o którym mowa w lit. b), stronę trzecią, którą projektodawca musi zaakceptować, w celu sfinansowania lub budowy projektu;

jeżeli w stosunku do terminu oddania do użytku określonego w planie realizacji opóźnienie przekracza 26 miesięcy, Komisja, z zastrzeżeniem zgody i przy pełnej współpracy zainteresowanych państw członkowskich, może wystosować zaproszenie do składania wniosków skierowane do wszelkich stron trzecich mogących zostać projektodawcą, dotyczących realizacji projektu zgodnie z uzgodnionym harmonogramem;

jeżeli zastosowano środki, o których mowa w lit. c) lub d), operator systemu, na którego obszarze zlokalizowana jest inwestycja, przekazuje operatorom, inwestorom lub stronom trzecim realizującym projekt wszystkie informacje potrzebne do realizacji inwestycji, przyłącza nowe obiekty do sieci przesyłowej lub, w odpowiednich przypadkach, sieci dystrybucji oraz ogólnie dokłada wszelkich starań, aby ułatwić realizację inwestycji i zapewnić bezpieczne, niezawodne i efektywne funkcjonowanie oraz utrzymanie projektu figurującego na liście unijnej.

Projekt figurujący na liście unijnej może zostać skreślony z listy unijnej zgodnie z procedurą określoną w art. 3 ust. 4, jeżeli podstawą uwzględnienia go na tej liście były błędne informacje, które były czynnikiem decydującym o uwzględnieniu na liście, lub jeżeli projekt nie jest zgodny z prawem Unii.

Projekty, które nie znajdują się już na liście unijnej, tracą wszystkie prawa i obowiązki związane ze statusem projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania lub projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania, określone w niniejszym rozporządzeniu.

Jednakże projekt, który nie znajduje się już na liście unijnej, lecz co do którego właściwy organ przyjął do rozpatrzenia dokumentację wniosku, zachowuje prawa i obowiązki określone w rozdziale III, z wyjątkiem projektów, które zostały skreślone z listy unijnej z przyczyn określonych w ust. 8 niniejszego artykułu.

10.

Niniejszy artykuł pozostaje bez uszczerbku dla wszelkiej unijnej pomocy finansowej przyznanej na jakikolwiek projekt figurujący na liście unijnej przed podjęciem decyzji o skreśleniu go z listy unijnej.

Artykuł 6

Koordynatorzy europejscy

W przypadku gdy realizacja projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania napotyka na znaczące trudności, Komisja może wyznaczyć, w porozumieniu z zainteresowanymi państwami członkowskimi, koordynatora europejskiego na okres do jednego roku z możliwością dwukrotnego przedłużenia.

Koordynator europejski:

wspiera projekty, do których został wyznaczony jako koordynator europejski, a także transgraniczny dialog między projektodawcami a wszystkimi zainteresowanymi stronami;

w razie potrzeby wspomaga wszystkie strony w prowadzeniu konsultacji z zainteresowanymi stronami, omawianiu, w stosownych przypadkach, alternatywnych tras i uzyskiwaniu niezbędnych pozwoleń na realizację projektów;

w stosownych przypadkach doradza projektodawcom w sprawie finansowania projektu;

zapewnia, aby zainteresowane państwa członkowskie udzieliły odpowiedniego wsparcia i ukierunkowania strategicznego w celu przygotowania i realizacji projektów;

każdego roku oraz, w stosownych przypadkach, na zakończenie swojego mandatu, składa Komisji sprawozdanie z postępów w realizacji projektów oraz wszelkich trudności i przeszkód, które mogą znacznie opóźnić termin oddania projektów do użytku.

Komisja przekazuje sprawozdanie koordynatora europejskiego, o którym mowa w lit. e), Parlamentowi Europejskiemu i zainteresowanym grupom.

Koordynator europejski jest wybierany w drodze otwartej, niedyskryminacyjnej i przejrzystej procedury oraz na podstawie jego doświadczenia w zakresie szczególnych zadań powierzanych mu w związku z odnośnymi projektami.

W decyzji o wyznaczeniu koordynatora europejskiego określa się zakres uprawnień, w tym czas trwania mandatu, konkretne zadania i związane z nimi terminy oraz metodykę, którą należy stosować. Działania koordynacyjne muszą być współmierne do stopnia złożoności i szacunkowych kosztów projektów.

Państwa członkowskie w pełni współpracują z koordynatorem europejskim w zakresie wypełniania powierzonych mu zadań, o których mowa w ust. 2 i 4.

ROZDZIAŁ III

Wydawanie pozwoleń i udział społeczeństwa

Artykuł 7

„Priorytetowy status” projektów znajdujących się na liście unijnej

Przyjęcie listy unijnej oznacza, do celów wszelkich decyzji podejmowanych w trakcie procesu wydawania pozwoleń, że projekty znajdujące się na liście unijnej są niezbędne z punktu widzenia polityki energetycznej i klimatu, bez uszczerbku dla dokładnej lokalizacji, trasy lub technologii zastosowanej w projekcie.

Niniejszy ustęp nie ma zastosowania do projektów konkurujących ani do projektów, które nie osiągnęły odpowiedniego stopnia zaawansowania, aby przedstawić dla nich analizę kosztów i korzyści zgodnie z sekcją 2 pkt 1 lit. d) załącznika III.

W celu zapewnienia skutecznego administracyjnego rozpatrywania dokumentacji wniosków związanych z projektami znajdującymi się na liście unijnej projektodawcy i wszystkie zainteresowane organy zapewniają jak najszybsze rozpatrywanie tej dokumentacji zgodnie z prawem Unii i prawem krajowym.

Bez uszczerbku dla obowiązków określonych w prawie Unii, projektom znajdującym się na liście unijnej przyznaje się status o najwyższym możliwym znaczeniu krajowym, jeżeli taki status istnieje w prawie krajowym, oraz odpowiednio traktuje się je w procedurach wydawania pozwoleń oraz, jeżeli przewiduje to prawo krajowe, w planowaniu przestrzennym, w tym w procedurach związanych z ocenami oddziaływania na środowisko, w sposób przewidziany w przepisach krajowych mających zastosowanie do danego rodzaju infrastruktury energetycznej.

Wszelkie procedury rozstrzygania sporów, postępowania sądowe, odwołania i środki zaskarżenia dotyczące projektów znajdujących się na liście unijnej rozpatrywane przed wszelkimi krajowymi sądami, trybunałami i panelami, w tym mediacja lub arbitraż, jeżeli istnieją na mocy prawa krajowego, uznaje się za pilne, jeżeli – i w zakresie, w jakim – taki pilny tryb procedur jest przewidziany w prawie krajowym.

Państwa członkowskie oceniają, przy należytym uwzględnieniu istniejących wytycznych wydanych przez Komisję w sprawie usprawnienia procedur oceny oddziaływania na środowisko w przypadku projektów znajdujących się na liście unijnej, jakie środki ustawodawcze i nieustawodawcze są niezbędne do usprawnienia procedur oceny oddziaływania na środowisko i zapewnienia ich spójnego stosowania, oraz informują Komisję o wynikach tej oceny.

Do dnia 24 marca 2023 r. państwa członkowskie przyjmują środki nieustawodawcze, które wskazały zgodnie z ust. 5.

Do dnia 24 czerwca 2023 r. państwa członkowskie przyjmują środki ustawodawcze, które wskazały zgodnie z ust. 5. Te środki ustawodawcze pozostają bez uszczerbku dla obowiązków określonych w prawie Unii.

►M2 W odniesieniu do wpływu na środowisko, o którym mowa w art. 6 ust. 4 dyrektywy 92/43/EWG, art. 4 ust. 7 dyrektywy 2000/60/WE oraz art. 4 ust. 14 i 15 i art. 5 ust. 11 i 12 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1991 ( 2 ), o ile spełnione są wszystkie warunki określone w tych dyrektywach i tym rozporządzeniu, projekty znajdujące się na liście unijnej uznaje się za leżące w interesie publicznym z punktu widzenia polityki energetycznej i można je uznać za mające nadrzędny interes publiczny. ◄

Jeżeli zgodnie z dyrektywą 92/43/EWG wymagana jest opinia Komisji, Komisja oraz właściwy organ krajowy, o którym mowa w art. 9 niniejszego rozporządzenia, zapewniają podjęcie decyzji dotyczącej nadrzędnego interesu publicznego projektu w terminach określonych w art. 10 ust. 1 i 2 niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 8

Organizacja procesu wydawania pozwoleń

Do dnia 23 czerwca 2022 r. każde państwo członkowskie zaktualizuje, w razie potrzeby, wyznaczenie jednego właściwego organu krajowego odpowiedzialnego za ułatwianie i koordynowanie procesu wydawania pozwoleń dla projektów znajdujących się na liście unijnej.

Kompetencje właściwego organu krajowego, o którym mowa w ust. 1, lub związane z nimi zadania mogą być przekazywane innemu organowi lub wykonywane przez inny organ w odniesieniu do danego projektu znajdującego się na liście unijnej lub określonej kategorii projektów z tej listy, pod warunkiem że:

właściwy organ krajowy powiadomi o takim przekazaniu Komisję, a informacje zawarte w tym powiadomieniu zostaną opublikowane przez właściwy organ krajowy albo projektodawcę na stronie internetowej, o której mowa w art. 9 ust. 7;

za dany projekt umieszczony na liście unijnej odpowiedzialny jest tylko jeden organ, który jest pojedynczym punktem kontaktowym dla projektodawcy w ramach procesu prowadzącego do podjęcia decyzji kompleksowej w sprawie danego projektu z listy unijnej oraz koordynuje przedkładanie wszystkich stosownych dokumentów i informacji.

Właściwy organ krajowy może zachować kompetencje w zakresie ustalania terminów, bez uszczerbku dla terminów określonych w art. 10 ust. 1 i 2.

Właściwy organ krajowy ułatwia wydanie decyzji kompleksowej, bez uszczerbku dla odpowiednich wymogów zawartych w prawie Unii i prawie międzynarodowym oraz – w zakresie, w jakim nie jest ona z nimi sprzeczna – w prawie krajowym. Decyzję kompleksową wydaje się w terminach określonych w art. 10 ust. 1 i 2 oraz zgodnie z jednym z następujących trybów:

tryb zintegrowany:

decyzję kompleksową wydaje właściwy organ krajowy i jest ona jedyną prawnie wiążącą decyzją wynikającą z ustawowej procedury wydawania pozwoleń. W przypadku gdy projekt jest przedmiotem zainteresowania innych organów, mogą one, zgodnie z prawem krajowym, przedstawiać swoje opinie jako wkład w procedurę, a właściwy organ krajowy uwzględnia te opinie;

tryb skoordynowany:

decyzja kompleksowa obejmuje większą liczbę prawnie wiążących decyzji indywidualnych wydanych przez kilka zainteresowanych organów, które koordynuje właściwy organ krajowy. Właściwy organ krajowy może utworzyć grupę roboczą, w której reprezentowane będą wszystkie zainteresowane organy, w celu sporządzenia szczegółowego planu procesu wydawania pozwoleń zgodnie z art. 10 ust. 6 lit. b) oraz w celu monitorowania i koordynowania jego wdrażania. Właściwy organ krajowy, po konsultacji z pozostałymi zainteresowanymi organami, w stosownych przypadkach zgodnie z prawem krajowym i bez uszczerbku dla terminów określonych w art. 10 ust. 1 i 2, ustala dla każdego przypadku z osobna rozsądny termin wydania indywidualnych decyzji. Właściwy organ krajowy może podjąć indywidualną decyzję w imieniu innego zainteresowanego organu krajowego, jeżeli organ ten nie wydał decyzji w wyznaczonym terminie, a opóźnienie nie jest wystarczająco uzasadnione lub, w przypadku gdy przewiduje to prawo krajowe i w zakresie, w jakim jest to zgodne z prawem Unii, właściwy organ krajowy może uznać, że inny zainteresowany krajowy organ wydał zgodę albo odrzucił projekt, jeżeli decyzja tego organu nie została wydana w wyznaczonym terminie. W przypadku gdy przewiduje to prawo krajowe, właściwy organ krajowy może zignorować indywidualną decyzję innego zainteresowanego organu krajowego, jeżeli uzna ją za niewystarczająco uzasadnioną w odniesieniu do dowodów przedstawionych na jej poparcie przez zainteresowany organ krajowy; w takim przypadku właściwy organ krajowy zapewnia przestrzeganie odpowiednich wymogów prawa Unii i prawa międzynarodowego oraz podaje powody swojej decyzji;

tryb współpracy:

decyzję kompleksową koordynuje właściwy organ krajowy. Właściwy organ krajowy, po konsultacji z pozostałymi zainteresowanymi organami, w stosownych przypadkach zgodnie z prawem krajowym i bez uszczerbku dla terminów określonych w art. 10 ust. 1 i 2, ustala dla każdego przypadku z osobna rozsądny termin wydania indywidualnych decyzji. Właściwy organ sprawdza, czy zainteresowane organy przestrzegają terminów.

Państwa członkowskie wdrażają tryby w sposób, który, zgodnie z prawem krajowym, przyczynia się do jak najskuteczniejszego i najbardziej terminowego wydania decyzji kompleksowej.

Kompetencje zainteresowanych organów mogą zostać włączone do kompetencji właściwego organu krajowego wyznaczonego zgodnie z ust. 1, albo zainteresowane organy mogą zachować do pewnego stopnia swoje niezależne kompetencje zgodnie z odpowiednim trybem wydawania pozwoleń wybranym przez państwo członkowskie zgodnie z niniejszym ustępem w celu ułatwienia wydania decyzji kompleksowej i podjęcia odpowiedniej współpracy z właściwym organem krajowym.

W przypadku gdy zainteresowany organ uzna, że nie jest w stanie wydać indywidualnej decyzji w ustalonym terminie, niezwłocznie informuje o tym właściwy organ krajowy, podając powody opóźnienia. Właściwy organ krajowy wyznacza następnie kolejny termin wydania indywidualnej decyzji zgodnie z ogólnymi terminami określonymi w art. 10 ust. 1 i 2.

Państwa członkowskie wybierają jeden z trzech trybów, o których mowa w akapicie pierwszym lit. a), b) i c), w celu ułatwienia i koordynacji swoich procedur oraz wdrażają tryb, który jest dla nich najbardziej skuteczny w świetle krajowej specyfiki procesów planowania i wydawania pozwoleń. W przypadku gdy państwo członkowskie wybiera tryb współpracy, informuje Komisję o przyczynach takiego wyboru.

Państwa członkowskie mogą stosować tryby określone w ust. 3 w odniesieniu do projektów znajdujących się na liście unijnej, realizowanych na lądzie i na morzu.

Jeżeli projekt znajdujący się na liście unijnej wymaga podjęcia decyzji w co najmniej dwóch państwach członkowskich, odpowiednie właściwe organy krajowe podejmują wszelkie niezbędne czynności w celu zapewnienia skutecznej i efektywnej współpracy i komunikacji między nimi, w tym czynności, o których mowa w art. 10 ust. 6. Państwa członkowskie podejmują starania na rzecz zapewnienia wspólnych procedur, w szczególności w odniesieniu do oceny oddziaływania na środowisko.

Odpowiednie właściwe organy krajowe państw członkowskich zaangażowanych w projekt znajdujący się na liście unijnej należący do jednego z priorytetowych korytarzy sieci przesyłowej energii morskiej określonych w sekcji 2 załącznika I wspólnie wyznaczają pojedynczy punkt kontaktowy dla projektodawców w odniesieniu do każdego projektu, który jest odpowiedzialny za ułatwianie wymiany informacji między właściwymi organami krajowymi na temat procesu wydawania pozwoleń w projekcie, w celu ułatwienia tego procesu i podejmowania decyzji przez odpowiednie właściwe organy krajowe. Pojedyncze punkty kontaktowe mogą działać jako repozytorium gromadzące istniejące dokumenty dotyczące projektów.

Artykuł 9

Przejrzystość i udział społeczeństwa

Do dnia 24 października 2023 r. państwo członkowskie lub właściwy organ krajowy, w stosownych przypadkach we współpracy z innymi zainteresowanymi organami, publikuje zaktualizowany podręcznik procedur dotyczący procesów wydawania pozwoleń mających zastosowanie do projektów znajdujących się na liście unijnej, aby uwzględnić co najmniej informacje określone w pkt 1 załącznika VI. Podręcznik nie jest prawnie wiążący, ale musi zawierać odesłania do odpowiednich przepisów lub cytować te przepisy. Właściwe organy krajowe, w stosownych przypadkach, współpracują i znajdują elementy synergii z organami państw sąsiadujących w celu wymiany dobrych praktyk i ułatwienia procesu wydawania pozwoleń, w szczególności z myślą o opracowaniu podręcznika procedur.

Bez uszczerbku dla prawa ochrony środowiska oraz jakichkolwiek wymogów konwencji z Aarhus, konwencji z Espoo oraz odpowiednich przepisów prawa Unii, wszystkie strony biorące udział w procesie wydawania pozwoleń postępują zgodnie z zasadami dotyczącymi udziału społeczeństwa, określonymi w pkt 3 załącznika VI.

W orientacyjnym terminie trzech miesięcy od rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń zgodnie z art. 10 ust. 3 projektodawca opracowuje koncepcję udziału społeczeństwa i przedkłada ją właściwemu organowi krajowemu zgodnie z procedurą opisaną w podręczniku, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, oraz zgodnie z wytycznymi określonymi w załączniku VI. W terminie trzech miesięcy od otrzymania koncepcji właściwy organ krajowy zwraca się o wprowadzenie zmian lub zatwierdza koncepcję udziału społeczeństwa, biorąc pod uwagę wszystkie formy udziału społeczeństwa i konsultacji społecznych, które miały miejsce do momentu rozpoczęcia procedury wydawania pozwoleń, pod warunkiem że te formy udziału społeczeństwa i konsultacji społecznych były zgodne z wymogami niniejszego artykułu.

W przypadku gdy projektodawca zamierza gruntownie zmienić zatwierdzoną koncepcję udziału społeczeństwa, informuje o tym właściwy organ krajowy. W takim przypadku właściwy organ krajowy może zażądać wprowadzenia zmian.

Jeżeli nie jest to już wymagane przez identyczne lub bardziej rygorystyczne przepisy prawa krajowego, projektodawca lub – jeżeli przewiduje to prawo krajowe – właściwy organ krajowy przeprowadza przynajmniej jedne konsultacje publiczne przed przedłożeniem przez projektodawcę ostatecznej i kompletnej dokumentacji wniosku właściwemu organowi krajowemu zgodnie z art. 10 ust. 7. Takie konsultacje publiczne pozostają bez uszczerbku dla wszelkich konsultacji publicznych, jakie należy przeprowadzić po złożeniu wniosku o zezwolenie na inwestycję zgodnie z art. 6 ust. 2 dyrektywy 2011/92/UE. Celem konsultacji publicznych jest poinformowanie na wczesnym etapie zainteresowanych stron, o których mowa w pkt 3 lit. a) załącznika VI, o projekcie oraz przyczynienie się do wyboru najodpowiedniejszej lokalizacji, trasy lub technologii, z uwzględnieniem, w stosownych przypadkach, aspektów przystosowania się do zmiany klimatu związanych z projektem, wszystkich istotnych skutków na mocy prawa Unii i prawa krajowego oraz odpowiednich kwestii, które należy uwzględnić w dokumentacji wniosku. Konsultacje publiczne muszą spełniać minimalne wymogi określone w pkt 5 załącznika VI. Nie naruszając przepisów proceduralnych ani zasad przejrzystości obowiązujących w państwach członkowskich, projektodawca publikuje na stronie internetowej, o której mowa w ust. 7 niniejszego artykułu, sprawozdanie, w którym określa sposób, w jaki uwzględniono opinie wyrażone podczas konsultacji publicznych, wskazując wszelkie zmiany lokalizacji, trasy i planu projektu lub podając powody nieuwzględnienia niektórych opinii.

Projektodawca sporządza sprawozdanie podsumowujące wyniki działań związanych z udziałem społeczeństwa przed przedłożeniem dokumentacji wniosku, w tym informacje na temat działań przeprowadzonych przed rozpoczęciem procesu wydawania pozwoleń.

Projektodawca przedkłada sprawozdania, o których mowa w akapitach pierwszym i drugim, wraz z dokumentacją wniosku właściwemu organowi krajowemu. W decyzji kompleksowej uwzględnia się należycie wyniki tych sprawozdań.

W przypadku projektów transgranicznych dotyczących co najmniej dwóch państw członkowskich konsultacje publiczne przeprowadzane zgodnie z ust. 4 w każdym z zainteresowanych państw członkowskich odbywają się w okresie nie dłuższym niż dwa miesiące od daty rozpoczęcia pierwszych konsultacji publicznych.

W przypadku projektów mogących mieć znaczące skutki transgraniczne w jednym lub większej liczbie sąsiadujących państw członkowskich, do których zastosowanie mają art. 7 dyrektywy 2011/92/UE i konwencja z Espoo, odpowiednie informacje zostają udostępnione właściwemu organowi krajowemu zainteresowanych sąsiadujących państw członkowskich. Właściwe organy krajowe zainteresowanych sąsiadujących państw członkowskich wskazują, w stosownych przypadkach w ramach procesu powiadamiania, czy chcą uczestniczyć w procedurze konsultacji publicznych, czy też inny zainteresowany organ sobie tego życzy.

Projektodawca zakłada specjalną stronę internetową projektu przeznaczoną do publikowania istotnych informacji na temat projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania, zawierającą linki do strony internetowej Komisji oraz do platformy dotyczącej przejrzystości, o której mowa w art. 23, oraz spełniającą wymogi określone w pkt 6 załącznika VI i regularnie aktualizuje tę stronę. Zachowuje się poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

Projektodawcy publikują również odpowiednie informacje przy pomocy innych odpowiednich środków informacyjnych dostępnych dla społeczeństwa.

Artykuł 10

Czas trwania i przebieg procesu wydawania pozwoleń

Proces wydawania pozwoleń obejmuje dwie procedury:

procedurę poprzedzającą złożenie wniosku, obejmującą okres od momentu rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń do momentu przyjęcia przez właściwy organ krajowy złożonej dokumentacji wniosku, którą należy zakończyć w orientacyjnym okresie 24 miesięcy oraz

ustawową procedurę wydawania pozwoleń, obejmującą okres od dnia przyjęcia przedłożonej dokumentacji wniosku do momentu wydania decyzji kompleksowej, który to okres nie może przekraczać 18 miesięcy.

W odniesieniu do akapitu pierwszego lit. b) państwa członkowskie mogą, w stosownych przypadkach, ustanowić ustawową procedurę wydawania pozwoleń krótszą niż 18 miesięcy.

Właściwy organ krajowy zapewnia, aby łączny czas trwania obu procedur, o których mowa w ust. 1, nie przekraczał 42 miesięcy.

Jeżeli jednak właściwy organ krajowy uzna, że jedna lub obie procedury nie zostaną zakończone w terminach określonych w ust. 1, może on, przed upływem terminów i w indywidualnych przypadkach, przedłużyć jeden lub oba te terminy. Właściwy organ krajowy nie może przedłużyć łącznego czasu trwania obu procedur o dłużej niż dziewięć miesięcy, chyba że zachodzą okoliczności wyjątkowe.

W przypadku gdy właściwy organ krajowy przedłuża terminy, informuje o tym zainteresowaną grupę i przedstawia jej środki, które podjął lub podejmie, aby zakończyć proces wydawania pozwoleń z jak najmniejszym opóźnieniem. Grupa może zwrócić się do właściwego organu krajowego o regularne składanie sprawozdań na temat poczynionych postępów i przyczyn wszelkich opóźnień.

W celu ustalenia momentu rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń projektodawca powiadamia na piśmie właściwy organ krajowy każdego zainteresowanego państwa członkowskiego o projekcie, dołączając do niego odpowiednio szczegółowy opis projektu.

W terminie trzech miesięcy od otrzymania powiadomienia właściwy organ krajowy, również w imieniu innych zainteresowanych organów, wskazuje na piśmie, czy przyjmuje powiadomienie, czy też odmawia jego przyjęcia, jeżeli uzna, że projekt nie jest wystarczająco przygotowany, aby rozpocząć proces wydawania pozwoleń. W przypadku odmowy właściwy organ krajowy podaje powody swojej decyzji, także w imieniu innych zainteresowanych organów. Datę podpisania przyjęcia powiadomienia przez właściwy organ krajowy uznaje się za moment rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń. W przypadku gdy zaangażowane są dwa lub większa liczba państw członkowskich, za moment rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń uznaje się datę przyjęcia ostatniego powiadomienia przez zainteresowany właściwy organ krajowy.

Właściwe organy krajowe zapewniają przyspieszenie procesu wydawania pozwoleń zgodnie z niniejszym rozdziałem dla każdej kategorii projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. W tym celu właściwe organy krajowe dostosowują swoje wymogi dotyczące rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń i przyjmowania złożonej dokumentacji wniosku, aby były one adekwatne do projektów, które ze względu na swój charakter, skalę lub nieistnienie w prawie krajowym wymogu przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko mogą wymagać mniejszej liczby zezwoleń i zatwierdzeń do osiągnięcia fazy gotowości do realizacji. Państwa członkowskie mogą zdecydować, że procedura poprzedzająca złożenie wniosku, o której mowa w ust. 1 i 6 niniejszego artykułu, nie jest wymagana w odniesieniu do projektów, o których mowa w niniejszym akapicie.

W procesie wydawania pozwoleń właściwe organy krajowe uwzględniają wszystkie ważne prace studyjne oraz pozwolenia lub zezwolenia dotyczące projektu znajdującego się na liście unijnej sporządzone przed rozpoczęciem procesu wydawania pozwoleń dla projektu zgodnie z niniejszym artykułem, i nie wymagają żadnych innych prac studyjnych ani pozwoleń ani zezwoleń.

W państwach członkowskich, w których określenie trasy lub lokalizacji, przeprowadzane wyłącznie w konkretnych celach planowanego projektu, w tym również w celu planowania konkretnych korytarzy infrastruktury sieciowej, nie może być częścią procesu prowadzącego do wydania decyzji kompleksowej, odpowiednią decyzję podejmuje się w odrębnym terminie sześciu miesięcy od daty złożenia przez projektodawcę ostatecznej i kompletnej dokumentacji wniosku.

W okolicznościach opisanych w akapicie pierwszym niniejszego ustępu przedłużenie, o którym mowa w ust. 2 akapit drugi, jest ograniczone do sześciu miesięcy, chyba że zachodzą okoliczności wyjątkowe, w tym na potrzeby procedury, o której mowa w niniejszym ustępie.

Procedura przed złożeniem wniosku obejmuje następujące czynności:

jak najszybciej i nie później niż sześć miesięcy po powiadomieniu zgodnie z ust. 3 akapit pierwszy właściwy organ krajowy, na podstawie listy kontrolnej, o której mowa w pkt 1 lit. e) załącznika VI, oraz w ścisłej współpracy z pozostałymi zainteresowanymi organami, a w stosownych przypadkach na podstawie propozycji projektodawcy, określa zakres sprawozdań i dokumentów oraz poziom szczegółowości informacji, które ma przedłożyć projektodawca w ramach dokumentacji wniosku, aby wystąpić o decyzję kompleksową;

właściwy organ krajowy, w ścisłej współpracy z projektodawcą i pozostałymi zainteresowanymi organami oraz przy uwzględnieniu wyników działań przeprowadzonych zgodnie z lit. a) niniejszego ustępu, sporządza szczegółowy plan procesu wydawania pozwoleń zgodnie z wytycznymi zawartymi w pkt 2 załącznika VI.

po otrzymaniu projektu dokumentacji wniosku właściwy organ krajowy, w razie konieczności, w imieniu swoim lub innych zainteresowanych organów, zwraca się do projektodawcy o przedłożenie brakujących informacji dotyczących wymaganych elementów, o których mowa w lit. a).

Procedura poprzedzająca złożenie wniosku obejmuje przygotowanie – w razie potrzeby – wszelkich sprawozdań środowiskowych przez projektodawców, w tym dokumentacji dotyczącej przystosowania się do zmiany klimatu.

W terminie trzech miesięcy od przedłożenia brakujących informacji, o których mowa w akapicie pierwszym lit. c), właściwy organ przyjmuje do rozpatrzenia wniosek w formie pisemnej lub na platformach cyfrowych, rozpoczynając ustawową procedurę wydawania pozwoleń, o której mowa w ust. 1 lit. b). Wnioski o dodatkowe informacje można składać tylko wtedy, gdy uzasadniają je nowe okoliczności.

Projektodawca zapewnia kompletność i adekwatność dokumentacji wniosku oraz zwraca się o opinię do właściwego organu krajowego na jak najwcześniejszym etapie procesu wydawania pozwoleń. Projektodawca w pełni współpracuje z właściwym organem krajowym w celu dotrzymania terminów określonych w niniejszym rozporządzeniu.

Państwa członkowskie dążą do zapewnienia, aby żadne zmiany w prawie krajowym nie prowadziły do przedłużenia jakiejkolwiek procedury wydawania pozwoleń, którą rozpoczęto przed wejściem w życie takich zmian. W celu utrzymania przyspieszenia procesu wydawania pozwoleń w odniesieniu do projektów znajdujących się na liście unijnej właściwe organy krajowe odpowiednio dostosowują plan ustalony zgodnie z ust. 6 lit. b) niniejszego artykułu, aby zapewnić, w miarę możliwości, nieprzekroczenie terminów procesu wydawania pozwoleń określonych w niniejszym artykule.

Terminy określone w niniejszym artykule pozostają bez uszczerbku dla obowiązków wynikających z prawa Unii i prawa międzynarodowego oraz dla administracyjnych procedur odwoławczych i środków zaskarżenia rozpatrywanych przed sądem lub trybunałem.

Terminy określone w niniejszym artykule w odniesieniu do wszelkich procedur wydawania pozwoleń pozostają bez uszczerbku dla jakichkolwiek krótszych terminów określonych przez państwa członkowskie.

ROZDZIAŁ IV

Międzysektorowe planowanie infrastruktury

Artykuł 11

Całościowa analiza kosztów i korzyści systemu energetycznego

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu opracowują spójne projekty metodyk sektorowych, w tym również model rynku i sieci energii, o których mowa w ust. 10 niniejszego artykułu, na potrzeby przeprowadzania zharmonizowanej, obejmującej cały system energetyczny analizy kosztów i korzyści na poziomie Unii w odniesieniu do projektów znajdujących się na liście unijnej, należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), d) i f) oraz pkt 3 załącznika II.

Metodyki, o których mowa w akapicie pierwszym niniejszego ustępu, są opracowywane zgodnie z zasadami określonymi w załączniku V, opierają się na wspólnych założeniach umożliwiających porównanie projektów i są spójne z celami Unii na rok 2030 w dziedzinie energii i klimatu oraz jej celu neutralności klimatycznej do 2050 r., jak również z zasadami i wskaźnikami określonymi w załączniku IV.

Metodyki, o których mowa w akapicie pierwszym niniejszego ustępu, stosuje się do przygotowania wszystkich kolejnych ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci opracowywanych przez ENTSO energii elektrycznej zgodnie z art. 30 rozporządzenia (UE) 2019/943 lub ENTSO gazu zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

Do dnia 24 kwietnia 2023 r. ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują swoje spójne projekty metodyk sektorowych i przedkładają je państwom członkowskim, Komisji i Agencji po zebraniu informacji od odpowiednich zainteresowanych stron podczas procesu konsultacji, o którym mowa w ust. 2.

Przed przedłożeniem państwom członkowskim, Komisji i Agencji odpowiednich projektów metodyk zgodnie z ust. 1 ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują wstępne projekty metodyk i przeprowadzają szeroko zakrojone konsultacje oraz zwracają się o zalecenia do państw członkowskich, a przynajmniej do organizacji reprezentujących wszystkie zainteresowane strony, w tym do unijnej organizacji operatorów systemów dystrybucyjnych (zwanej dalej „organizacją OSD UE”) ustanowionej zgodnie z art. 52 rozporządzenia (UE) 2019/943, stowarzyszeń działających w obszarze rynku energii elektrycznej, gazu i wodoru, zainteresowanych stron z sektorów ogrzewania i chłodzenia, wychwytywania i składowania dwutlenku węgla oraz wychwytywania i utylizacji dwutlenku węgla, niezależnych agregatorów, operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, organizacji zajmujących się rozwiązaniami w zakresie efektywności energetycznej, stowarzyszeń konsumentów energii, przedstawicieli społeczeństwa obywatelskiego oraz, w stosownych przypadkach, krajowych organów regulacyjnych i innych organów krajowych.

W terminie trzech miesięcy od publikacji wstępnych projektów metodyk zgodnie z akapitem pierwszym każda zainteresowana strona, o której mowa w tym akapicie, może przedłożyć zalecenie.

Europejski Naukowy Komitet Doradczy ds. Zmiany Klimatu ustanowiony na podstawie art. 10a rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 401/2009 ( 3 ) może z własnej inicjatywy przedstawić opinię na temat projektów metodyk.

W stosownych przypadkach państwa członkowskie i zainteresowane strony, o których mowa w akapicie pierwszym, przedkładają swoje zalecenia Agencji oraz, odpowiednio, ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu i podają te zalecenia do wiadomości publicznej, a Europejski Naukowy Komitet Doradczy ds. Zmiany Klimatu przedkłada Agencji oraz, odpowiednio, ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu swoją opinię i podaje ją do wiadomości publicznej.

Proces konsultacji powinien być otwarty, terminowy i przejrzysty. ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu przygotowują i podają do wiadomości publicznej sprawozdanie z procesu konsultacji.

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu podają powody nieuwzględnienia lub jedynie częściowego uwzględnienia zaleceń państw członkowskich lub zainteresowanych stron, a także zaleceń organów krajowych lub opinii Europejskiego Naukowego Komitetu Doradczego ds. Zmiany Klimatu.

W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania projektów metodyk wraz z uwagami przekazanymi w procesie konsultacji oraz sprawozdaniem z konsultacji Agencja przedstawia ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu swoją opinię. Agencja informuje ENTSO energii elektrycznej, ENTSO gazu, państwa członkowskie i Komisję o swojej opinii oraz publikuje ją na swojej stronie internetowej.

W terminie trzech miesięcy od otrzymania projektów metodyk państwa członkowskie mogą przedłożyć swoje opinie ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu oraz Komisji. W celu ułatwienia konsultacji Komisja może organizować specjalne posiedzenia grup w celu omówienia projektów metodyk.

W terminie trzech miesięcy od otrzymania opinii Agencji i państw członkowskich, o których mowa w ust. 3 i 4, ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu zmieniają swoje odnośne metodyki w celu pełnego uwzględnienia opinii Agencji i państw członkowskich oraz przedkładają je Komisji do zatwierdzenia wraz z opinią Agencji. Komisja wydaje decyzję w terminie trzech miesięcy od przedłożenia metodyk przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu.

W terminie dwóch tygodni od zatwierdzenia przez Komisję zgodnie z ust. 5 ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują odnośne metodyki na swoich stronach internetowych. Przedstawiają one odpowiednie dane wejściowe oraz inne istotne dane dotyczące sieci, przepływu obciążenia i rynku w wystarczająco dokładnej formie i z zastrzeżeniem ograniczeń wynikających z prawa krajowego i stosownych umów o poufności. Komisja i Agencja zapewniają, aby otrzymane dane były traktowane jako poufne zarówno przez nie same, jak i przez inne strony wykonujące w ich imieniu prace analityczne na podstawie tych danych.

Metodyki są regularnie aktualizowane i usprawniane zgodnie z procedurą opisaną w ust. 1–6. W szczególności zmienia się je po przedłożeniu modelu rynku i sieci energii, o którym mowa w ust. 10. Agencja, z własnej inicjatywy lub na podstawie należycie uzasadnionego wniosku krajowych organów regulacyjnych lub zainteresowanych stron, po formalnych konsultacjach z organizacjami reprezentującymi wszystkie zainteresowane strony, o których mowa w ust. 2 akapit pierwszy, oraz Komisją, może zażądać takich aktualizacji i usprawnień, podając powody i harmonogram. Agencja publikuje wnioski krajowych organów regulacyjnych lub zainteresowanych stron oraz wszystkie istotne dokumenty niebędące szczególnie chronionymi dokumentami handlowymi, które skłoniły Agencję do zażądania aktualizacji lub usprawnienia.

W przypadku projektów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. c) i e) oraz pkt 2, 4 i 5 załącznika II Komisja zapewnia opracowanie metodyk zharmonizowanej, obejmującej cały system energetyczny analizy kosztów i korzyści na poziomie Unii. Metodyki te muszą być zgodne pod względem korzyści i kosztów z metodykami opracowanymi przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu. Agencja, przy wsparciu krajowych organów regulacyjnych, promuje spójność tych metodyk z metodykami opracowanymi przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu. Metodyki opracowuje się w sposób przejrzysty, prowadząc szeroko zakrojone konsultacje z państwami członkowskimi i wszystkimi odpowiednimi zainteresowanymi stronami.

Co trzy lata Agencja ustanawia i publikuje zbiór wskaźników i odpowiednich wartości odniesienia, aby umożliwić porównanie jednostkowych kosztów inwestycji w przypadku porównywalnych projektów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II. Projektodawcy przekazują wymagane dane krajowym organom regulacyjnym i Agencji.

Agencja publikuje do 24 kwietnia 2023 r. pierwsze wskaźniki dla kategorii infrastruktury określonych w pkt 1, 2 i 3 załącznika II, w zakresie, w jakim dostępne są dane umożliwiające obliczenie wiarygodnych wskaźników i poziomów odniesienia. Te wartości odniesienia mogą być stosowane przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu do celów analiz kosztów i korzyści prowadzanych na potrzeby kolejnych ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci.

Agencja publikuje do dnia 24 kwietnia 2025 r. pierwsze wskaźniki dla kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 4 i 5 załącznika II.

10.

Do dnia 24 czerwca 2025 r. ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu, po przeprowadzeniu szeroko zakrojonych konsultacji z zainteresowanymi stronami, o których mowa w ust. 2 akapit pierwszy, przedkładają wspólnie Komisji i Agencji spójny i stopniowo zintegrowany model, który zapewnia spójność między metodykami sektorowymi opartymi na wspólnych założeniach, w tym dotyczącymi infrastruktury przesyłu energii elektrycznej, gazu i wodoru, a także instalacji magazynowych oraz instalacji skroplonego gazu ziemnego i elektrolizerów, obejmujący priorytetowe korytarze i obszary infrastruktury energetycznej określone w załączniku I i sporządzony zgodnie z zasadami określonymi w załączniku V.

11.

Model, o którym mowa w ust. 10, obejmuje co najmniej wzajemne powiązania między odpowiednimi sektorami na wszystkich etapach planowania infrastruktury, w szczególności scenariusze, technologie i rozdzielność przestrzenną, identyfikację luk w infrastrukturze, zwłaszcza w odniesieniu do przepustowości transgranicznej, oraz ocenę projektów.

12.

Po zatwierdzeniu przez Komisję modelu, o którym mowa w ust. 10, zgodnie z procedurą ustanowioną w ust. 1–5, model ten zostaje włączony do metodyk określonych w ust. 1, który jest odpowiednio zmieniany.

13.

Co najmniej raz na pięć lat, począwszy od jego zatwierdzenia zgodnie z ust. 10, a w razie potrzeby częściej, model i spójne metodyki sektorowe analizy kosztów i korzyści są aktualizowane zgodnie z procedurą, o której mowa w ust. 7.

Artykuł 12

Scenariusze dziesięcioletnich planów rozwoju sieci

Do dnia 24 stycznia 2023 r. Agencja, po przeprowadzeniu szeroko zakrojonych konsultacji z udziałem Komisji, państw członkowskich, ENTSO energii elektrycznej, ENTSO gazu, organizacji OSD UE oraz co najmniej organizacji reprezentujących stowarzyszenia działające na rynkach energii elektrycznej, gazu i wodoru, zainteresowanych stron z sektorów ogrzewania i chłodzenia, wychwytywania i składowania dwutlenku węgla oraz wychwytywania i utylizacji dwutlenku węgla, niezależnych agregatorów, operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, organizacji zajmujących się rozwiązaniami w zakresie efektywności energetycznej, stowarzyszeń konsumentów energii i przedstawicieli społeczeństwa obywatelskiego, publikuje wytyczne ramowe dotyczące wspólnych scenariuszy, które mają zostać opracowane przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu. Wytyczne te są w razie potrzeby regularnie aktualizowane.

W wytycznych ustanawia się kryteria dotyczące przejrzystego, niedyskryminacyjnego i integracyjnego opracowywania scenariuszy z uwzględnieniem najlepszych praktyk w zakresie oceny infrastruktury i planowania rozwoju sieci. W wytycznych dąży się również do zapewnienia, aby scenariusze ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu będące podstawą wytycznych były w pełni zgodne z zasadą „efektywność energetyczna przede wszystkim”, z unijnymi celami w zakresie energii i klimatu na rok 2030 i z jej celem neutralności klimatycznej do 2050 r., a także uwzględnia się aktualne scenariusze Komisji oraz, w stosownych przypadkach, krajowe plany w zakresie energii i klimatu.

Europejski Naukowy Komitet Doradczy ds. Zmiany Klimatu może z własnej inicjatywy przekazywać informacje na temat sposobu zapewnienia zgodności scenariuszy z unijnymi celami w zakresie energii i klimatu na rok 2030 i z celem neutralności klimatycznej do 2050 r. Agencja należycie uwzględnia te informacje w wytycznych ramowych, o których mowa w akapicie pierwszym.

Agencja podaje powody nieuwzględnienia lub jedynie częściowego uwzględnienia zaleceń państw członkowskich, zainteresowanych stron i Europejskiego Naukowego Komitetu Doradczego ds. Zmiany Klimatu.

Opracowując wspólne scenariusze, które mają zostać wykorzystane na potrzeby sporządzenia ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci, ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu przestrzegają wytycznych ramowych Agencji.

Wspólne scenariusze obejmują również perspektywę długoterminową do 2050 r. i w stosownych przypadkach uwzględniają etapy pośrednie.

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu zapraszają organizacje reprezentujące wszystkie odpowiednie zainteresowane strony, w tym organizację OSD UE, stowarzyszenia działające na rynkach energii elektrycznej, gazu i wodoru, zainteresowane strony z sektorów ogrzewania i chłodzenia, wychwytywania i składowania dwutlenku węgla oraz wychwytywania i utylizacji dwutlenku węgla, niezależnych agregatorów, operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, organizacje zajmujące się rozwiązaniami w zakresie efektywności energetycznej, stowarzyszenia konsumentów energii i przedstawicieli społeczeństwa obywatelskiego, do udziału w procesie opracowywania scenariuszy, w szczególności w odniesieniu do kluczowych elementów, takich jak założenia i sposób ich odzwierciedlenia w danych dotyczących scenariuszy.

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują projekt sprawozdania na temat wspólnych scenariuszy i przedkładają go Agencji, państwom członkowskim i Komisji w celu uzyskania ich opinii.

Europejski Naukowy Komitet Doradczy ds. Zmiany Klimatu może z własnej inicjatywy wydać opinię na temat sprawozdania dotyczącego wspólnych scenariuszy.

W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania projektu sprawozdania na temat wspólnych scenariuszy wraz z uwagami przekazanymi w procesie konsultacji oraz sprawozdaniem z ich uwzględnienia Agencja przedstawia ENTSO energii elektrycznej, ENTSO gazu, państwom członkowskim i Komisji swoją opinię na temat zgodności scenariuszy z wytycznymi ramowymi, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy, w tym ewentualne zalecenia dotyczące zmian.

W tym samym terminie Europejski Naukowy Komitet Doradczy ds. Zmiany Klimatu może z własnej inicjatywy wydać opinię na temat zgodności scenariuszy z unijnymi celami w zakresie energii i klimatu na rok 2030 i z celem neutralności klimatycznej do 2050 r.

W terminie trzech miesięcy od otrzymania opinii, o której mowa w ust. 5, Komisja, po uwzględnieniu opinii Agencji i państw członkowskich, przyjmuje projekt sprawozdania na temat wspólnych scenariuszy lub zwraca się do ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu o wprowadzenie do niego zmian.

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu podają powody, wyjaśniając, w jaki sposób rozpatrzyły wszelkie wnioski Komisji o wprowadzenie zmian.

W przypadku gdy Komisja nie zatwierdzi sprawozdania ze wspólnych scenariuszy, przedstawia ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu uzasadnioną opinię.

W terminie dwóch tygodni od zatwierdzenia sprawozdania na temat wspólnych scenariuszy zgodnie z ust. 6 ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują je na swoich stronach internetowych. Publikują one również odpowiednie dane wejściowe i wyjściowe w wystarczająco jasnej i dokładnej formie, by strona trzecia mogła odtworzyć wyniki, właściwie uwzględniając prawo krajowe i stosowne umowy o poufności oraz informacje szczególnie chronione.

Artykuł 13

Identyfikacja luk w infrastrukturze

W terminie sześciu miesięcy od zatwierdzenia sprawozdania na temat wspólnych scenariuszy zgodnie z art. 12 ust. 6, a następnie co dwa lata ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują sprawozdania na temat luk w infrastrukturze sporządzone w ramach ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci.

Przeprowadzając ocenę luk w infrastrukturze, ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu opierają swoją analizę na scenariuszach opracowanych zgodnie z art. 12, stosują zasadę „efektywność energetyczna przede wszystkim” i w pierwszej kolejności rozważają wszystkie stosowne rozwiązania inne niż nowa infrastruktura. W przypadku rozważania rozwiązań w zakresie nowej infrastruktury, podczas oceny luk w infrastrukturze uwzględnia się wszystkie odpowiednie koszty, w tym koszty wzmocnienia sieci.

Ocena luk w infrastrukturze koncentruje się w szczególności na lukach w infrastrukturze, które mogą mieć wpływ na osiągnięcie unijnych celów w zakresie klimatu i energii na 2030 r. oraz celu neutralności klimatycznej do 2050 r.

Zanim ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu opublikują odnośne sprawozdania, przeprowadzają szeroko zakrojone konsultacje obejmujące wszystkie stosowne zainteresowane strony, w tym organizację OSD UE, stowarzyszenia działające na rynkach energii elektrycznej, gazu i wodoru, zainteresowane strony z sektorów ogrzewania i chłodzenia, wychwytywania i składowania dwutlenku węgla oraz wychwytywania i utylizacji dwutlenku węgla, niezależnych agregatorów, operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, organizacje zajmujące się rozwiązaniami w zakresie efektywności energetycznej, stowarzyszenia konsumentów energii, przedstawicieli społeczeństwa obywatelskiego, Agencję oraz wszystkich przedstawicieli państw członkowskich należących do odpowiednich priorytetowych korytarzy infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I.

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu przedkładają Agencji i Komisji oraz państwom członkowskim swój stosowny projekt sprawozdania na temat luk w infrastrukturze w celu uzyskania ich opinii.

W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania projektu sprawozdania na temat luk w infrastrukturze wraz z uwagami przekazanymi w procesie konsultacji oraz sprawozdaniem z ich uwzględnienia Agencja przedstawia swoją opinię ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu, Komisji i państwom członkowskim oraz podaje tę opinię do publicznej wiadomości.

W terminie trzech miesięcy od otrzymania opinii Agencji, o której mowa w ust. 3, Komisja, uwzględniając opinię Agencji i uwagi przekazane przez państwa członkowskie, sporządza swoją opinię i przekazuje ją ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu.

ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu dostosowują swoje sprawozdania na temat luk w infrastrukturze z należytym uwzględnieniem opinii Agencji oraz zgodnie z opiniami Komisji i państw członkowskich oraz podają je do publicznej wiadomości.

ROZDZIAŁ V

Sieci przesyłowe energii morskiej na potrzeby integracji odnawialnych źródeł energii

Artykuł 14

Planowanie sieci przesyłowej energii morskiej

Do dnia 24 stycznia 2023 r. państwa członkowskie, przy wsparciu Komisji i w ramach swoich konkretnych priorytetowych korytarzy sieci przesyłowej energii morskiej określonych w sekcji 2 załącznika I, biorąc pod uwagę specyfikę i rozwój każdego regionu, zawierają niewiążące porozumienie w sprawie celów w obszarze produkcji energii z morskich źródeł odnawialnych, które mają zostać wdrożone w każdym basenie morskim do 2050 r., oraz etapów pośrednich zaplanowanych na 2030 r. i 2040 r. zgodnie ze swoimi krajowymi planami w dziedzinie energii i klimatu oraz potencjałem każdego basenu morskiego w zakresie morskich źródeł odnawialnych.

To niewiążące porozumienie sporządza się na piśmie w odniesieniu do każdego basenu morskiego połączonego z terytorium państw członkowskich i nie wpływa ono na prawo państw członkowskich do realizacji projektów na ich morzu terytorialnym i w wyłącznej strefie ekonomicznej. Komisja przedstawia wytyczne dotyczące prac w ramach grup.

Do dnia 24 stycznia 2024 r., a następnie w ramach każdego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci, ENTSO energii elektrycznej we współpracy z właściwymi OSP, krajowymi organami regulacyjnymi, państwami członkowskimi i Komisją oraz zgodnie z niewiążącym porozumieniem, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, opracowuje i publikuje plany rozwoju strategicznej zintegrowanej sieci morskiej wysokiego szczebla dla każdego basenu morskiego jako oddzielne sprawozdanie stanowiące część ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci, zgodnie z priorytetowymi korytarzami sieci przesyłowej energii morskiej określonymi w załączniku I, uwzględniając ochronę środowiska i inne sposoby wykorzystania morza.

Opracowując plany rozwoju strategicznej zintegrowanej sieci morskiej wysokiego szczebla w terminie przewidzianym w ust. 1, ENTSO energii elektrycznej uwzględnia niewiążące porozumienia, o których mowa w ust. 1, na potrzeby opracowywania scenariuszy ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci.

Plany rozwoju strategicznej zintegrowanej sieci morskiej wysokiego szczebla zawierają kompleksowy przegląd potencjału produkcji energii ze źródeł morskich oraz związanych z tym potrzeb w zakresie sieci przesyłowej energii morskiej, w tym potencjalnych potrzeb w zakresie połączeń międzysystemowych, projektów hybrydowych, połączeń radialnych, wzmocnień i infrastruktury wodorowej.

Plany rozwoju strategicznej zintegrowanej sieci morskiej wysokiego szczebla muszą być spójne z regionalnymi planami inwestycyjnymi opublikowanymi na podstawie art. 34 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/943 i zintegrowane z ogólnounijnymi dziesięcioletnimi planami rozwoju sieci w celu zapewnienia spójnego rozwoju planowania sieci lądowej i morskiej oraz niezbędnych wzmocnień.

Do dnia 24 grudnia 2024 r., a następnie co dwa lata państwa członkowskie aktualizują swoje niewiążące porozumienia, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, w tym w celu uwzględnienia wyników stosowania analizy kosztów i korzyści oraz podziału kosztów w odniesieniu do priorytetowych korytarzy sieci przesyłowej energii morskiej, kiedy tylko wyniki te będą dostępne.

Po każdej aktualizacji niewiążących porozumień zgodnie z ust. 4 dla każdego basenu morskiego ENTSO energii elektrycznej aktualizuje plany rozwoju strategicznej zintegrowanej sieci morskiej wysokiego szczebla w ramach kolejnego ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci, o których mowa ust. 2.

Artykuł 15

Transgraniczny podział kosztów sieci przesyłowych energii morskiej ze źródeł odnawialnych

Do dnia 24 czerwca 2024 r. Komisja, przy udziale państw członkowskich, właściwych OSP, Agencji i krajowych organów regulacyjnych, opracowuje wytyczne dotyczące konkretnej analizy kosztów i korzyści oraz podziału kosztów na potrzeby wdrożenia planów rozwoju zintegrowanej sieci morskiej dla każdego basenu morskiego, o których mowa w art. 14 ust. 2, zgodnie z niewiążącymi porozumieniami, o których mowa w art. 14 ust. 1. Wytyczne te są zgodne z art. 16 ust. 1. W stosownych przypadkach Komisja aktualizuje swoje wytyczne, biorąc pod uwagę wyniki ich wdrażania.

Do dnia 24 czerwca 2025 r. ENTSO energii elektrycznej przy udziale właściwych OSP, Agencji, krajowych organów regulacyjnych i Komisji przedstawia wyniki zastosowania analizy kosztów i korzyści oraz podziału kosztów w odniesieniu do priorytetowych korytarzy sieci przesyłowej energii morskiej.

ROZDZIAŁ VI

Ramy regulacyjne

Artykuł 16

Umożliwienie inwestycji o skutkach transgranicznych

Rzeczywiście poniesione koszty inwestycyjne, z wyłączeniem kosztów utrzymania, związane z projektem będącym przedmiotem wspólnego zainteresowania, należącym do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II oraz projektami będącymi przedmiotem wspólnego zainteresowania, należącymi do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 3 załącznika II, jeżeli projekty te leżą w kompetencjach krajowych organów regulacyjnych w każdym z odnośnych państw członkowskich, ponoszą odpowiedni OSP lub projektodawcy infrastruktury przesyłowej z państw członkowskich, na rzecz których projekt generuje skutki pozytywne netto, a opłacają je – w zakresie, w jakim nie pokrywają ich opłaty z tytułu zatorów lub inne opłaty – użytkownicy sieci poprzez opłaty taryfowe za dostęp do sieci w tych państwach członkowskich.

Przepisy niniejszego artykułu mają zastosowanie do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) i pkt 3 załącznika II wyłącznie wtedy, gdy co najmniej jeden projektodawca zwróci się do odpowiednich organów krajowych o zastosowanie tych przepisów do kosztów projektu.

W odniesieniu do projektów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 1 lit. e) i pkt 2 załącznika II można skorzystać z przepisów niniejszego artykułu, jeżeli co najmniej jeden projektodawca zwróci się do odnośnych organów krajowych o zastosowanie niniejszego artykułu.

W przypadku gdy projekt ma kilku projektodawców, odnośne krajowe organy regulacyjne niezwłocznie zwracają się do wszystkich projektodawców o wspólne przedłożenie wniosku inwestycyjnego zgodnie z ust. 4.

W przypadku projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania, do którego stosuje się ust. 1, projektodawcy regularnie informują wszystkie odnośne krajowe organy regulacyjne, przynajmniej raz w roku i do czasu oddania projektu do użytku, o postępach w realizacji projektu oraz o ustalonych kosztach i skutkach projektu.

Niezwłocznie po osiągnięciu odpowiedniego stopnia zaawansowania przez taki projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania i uznaniu go za gotowy do rozpoczęcia etapu budowy w terminie kolejnych 36 miesięcy projektodawcy przedkładają wniosek w sprawie inwestycji po konsultacji z OSP z państw członkowskich, którym projekt przynosi znaczące pozytywne skutki netto. Taki wniosek w sprawie inwestycji obejmuje wniosek o transgraniczną alokację kosztów i jest przedkładany wszystkim odnośnym krajowym organom regulacyjnym związanym z projektem oraz towarzyszy mu:

dotycząca danego projektu aktualna analiza kosztów i korzyści spójna z metodyką opracowaną zgodnie z art. 11, w ramach której uwzględniono korzyści poza granicami państw członkowskich, na terytorium których znajduje się projekt, dzięki rozważeniu co najmniej wspólnych scenariuszy ustanowionych na potrzeby planowania rozwoju sieci, o którym mowa w art. 12. W przypadku zastosowania dodatkowych scenariuszy muszą być one spójne z celami Unii na rok 2030 w zakresie energii i klimatu oraz z jej celem neutralności klimatycznej do 2050 r. oraz muszą podlegać takiemu samemu zakresowi konsultacji i kontroli co proces przewidziany w art. 12. Agencja jest odpowiedzialna za ocenę wszelkich dodatkowych scenariuszy i zapewnienie ich zgodności z niniejszym ustępem;

plan operacyjny zawierający ocenę opłacalności finansowej projektu, w tym również wybrany wariant finansowania, a w przypadku projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania należącego do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 3 załącznika II – wyniki badań rynku;

jeżeli projektodawcy dojdą do porozumienia, uzasadniony wniosek w sprawie transgranicznej alokacji kosztów.

Jeżeli projektodawców jest kilku, składają oni wniosek w sprawie inwestycji wspólnie.

Po otrzymaniu wniosków w sprawie inwestycji odnośne krajowe organy regulacyjne niezwłocznie przekazują Agencji kopię każdego z nich do celów informacyjnych.

Odnośne krajowe organy regulacyjne oraz Agencja zobowiązane są do zachowania poufności szczególnie chronionych informacji handlowych.

W terminie sześciu miesięcy od daty otrzymania przez ostatni z odnośnych krajowych organów regulacyjnych wniosku w sprawie inwestycji, po konsultacjach z zainteresowanymi projektodawcami organy te podejmują wspólne skoordynowane decyzje w sprawie alokacji rzeczywiście poniesionych kosztów inwestycyjnych, jakie poniosą poszczególni operatorzy systemów przesyłowych w ramach projektu, oraz uwzględnieniu tych kosztów w opłatach taryfowych, lub w sprawie odrzucenia wniosku inwestycyjnego, w części lub w całości, jeżeli wspólna analiza odnośnych krajowych organów regulacyjnych prowadzi do wniosku, że projekt lub jego część nie zapewnia znaczących korzyści netto w żadnym z państw członkowskich odnośnych organów regulacyjnych. Odnośne krajowe organy regulacyjne uwzględniają w opłatach taryfowych odpowiednie rzeczywiście poniesione koszty inwestycyjne, zgodnie z definicją w zaleceniu, o którym mowa w ust. 11, zgodnie z alokacją kosztów inwestycyjnych, jakie poniosą poszczególni operatorzy systemów przesyłowych w ramach projektu. Następnie, w przypadku projektów prowadzonych na terytorium poszczególnych państw członkowskich odnośne krajowe organy regulacyjne oceniają w stosownych przypadkach, czy ze względu na włączenie kosztów inwestycyjnych do opłat taryfowych mogą wystąpić problemy z przystępnością cenową.

Przy alokacji kosztów odnośne krajowe organy regulacyjne uwzględniają rzeczywiste lub szacunkowe:

opłaty z tytułu zatorów lub inne opłaty;

przychody wynikające z mechanizmu rozliczania rekompensat międzyoperatorskich utworzonego zgodnie z art. 49 rozporządzenia (UE) 2019/943.

W procesie transgranicznej alokacji kosztów uwzględnia się koszty i korzyści związane z projektami w zainteresowanych państwach członkowskich o charakterze gospodarczym, społecznymi i środowiskowym oraz konieczność zapewnienia stabilnych ram finansowych dla rozwoju projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania przy jednoczesnym zminimalizowaniu potrzeby wsparcia finansowego.

Dokonując transgranicznej alokacji kosztów, odnośne krajowe organy regulacyjne, po konsultacji z zainteresowanymi OSP, dążą do osiągnięcia wzajemnego porozumienia między innymi w oparciu o informacje określone w ust. 4 akapit pierwszy lit. a) i b) niniejszego artykułu. Ich ocena uwzględnia wszystkie odpowiednie scenariusze, o których mowa w art. 12, oraz inne scenariusze planowania rozwoju sieci, umożliwiając rzetelną analizę wkładu projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania w unijną politykę energetyczną w zakresie dekarbonizacji, integracji rynku, konkurencji, trwałości i bezpieczeństwa dostaw. W przypadku zastosowania dodatkowych scenariuszy muszą one być spójne z celami Unii na rok 2030 w zakresie energii i klimatu oraz z jej celem neutralności klimatycznej do 2050 r. oraz muszą podlegać takiemu samemu zakresowi konsultacji i kontroli co proces przewidziany w art. 12.

Jeżeli projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania łagodzi negatywne efekty zewnętrzne, takie jak przepływy kołowe, i jest realizowany w państwie członkowskim będącym źródłem negatywnego efektu zewnętrznego, łagodzenia tego nie można uznać za korzyść transgraniczną, a zatem nie może ono być podstawą do alokacji kosztów OSP w państwach członkowskich dotkniętych tymi negatywnymi efektami zewnętrznymi.

Przy ustalaniu lub zatwierdzaniu opłat taryfowych zgodnie z art. 41 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2009/73/WE i art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy (UE) 2019/944 odnośne krajowe organy regulacyjne, w oparciu o transgraniczną alokację kosztów, o której mowa w ust. 5 niniejszego artykułu, biorą pod uwagę rzeczywiste koszty ponoszone przez OSP lub innego projektodawcę w wyniku inwestycji w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom efektywnego i strukturalnie porównywalnego operatora.

Odnośne organy regulacyjne niezwłocznie przekazują Agencji decyzję w sprawie alokacji kosztów wraz ze wszystkimi istotnymi informacjami na jej temat. W decyzji w sprawie alokacji kosztów określa się w szczególności szczegółowe przesłanki, w oparciu o które dokonana została alokacja kosztów pomiędzy państwami członkowskimi, takie jak:

ocena rozpoznanych skutków, w tym również skutków dotyczących taryf sieciowych, dla każdego zainteresowanego państwa członkowskiego;

ocena planu operacyjnego, o którym mowa w ust. 4 akapit pierwszy lit. b);

wywoływane przez projekt, na poziomie regionalnym lub ogólnounijnym, pozytywne efekty zewnętrzne, takie jak bezpieczeństwo dostaw, elastyczność systemu, solidarność lub innowacje;

wyniki konsultacji z zainteresowanym projektodawcą.

Decyzja w sprawie alokacji kosztów jest publikowana.

Jeżeli odnośne krajowe organy regulacyjne nie są w stanie osiągnąć porozumienia w kwestii wniosku inwestycyjnego w terminie sześciu miesięcy od dnia, w którym wniosek otrzymał ostatni z odnośnych krajowych organów regulacyjnych, niezwłocznie informują o tym Agencję.

W takim przypadku lub na wspólny wniosek odnośnych krajowych organów regulacyjnych decyzję w sprawie wniosku inwestycyjnego obejmującego transgraniczną alokację kosztów, o którym mowa w ust. 5, podejmuje Agencja w terminie trzech miesięcy od daty przekazania sprawy Agencji.

Przed podjęciem takiej decyzji Agencja przeprowadza konsultacje z odnośnymi krajowymi organami regulacyjnymi oraz projektodawcami. Trzymiesięczny termin, o którym mowa w akapicie drugim, może zostać przedłużony o dodatkowy okres dwóch miesięcy, w przypadku gdy Agencja wystąpi o dalsze informacje. Dodatkowy termin rozpoczyna się następnego dnia po otrzymaniu pełnych informacji.

Ocena Agencji uwzględnia wszystkie odpowiednie scenariusze ustanowione na mocy art. 12 oraz inne scenariusze planowania rozwoju sieci, umożliwiając rzetelną analizę wkładu projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania w realizację celów unijnej polityki energetycznej w zakresie dekarbonizacji, integracji rynku, konkurencji, trwałości i bezpieczeństwa dostaw. W przypadku zastosowania dodatkowych scenariuszy muszą one być spójne z celami Unii na rok 2030 w zakresie energii i klimatu oraz z jej celem neutralności klimatycznej do 2050 r. oraz muszą podlegać takiemu samemu zakresowi konsultacji i kontroli co proces przewidziany w art. 12.

Agencja, w swojej decyzji w sprawie wniosku inwestycyjnego obejmującego transgraniczną alokację kosztów, pozostawia określenie sposobu uwzględnienia kosztów inwestycyjnych w opłatach taryfowych zgodnie z transgraniczną alokacją kosztów przewidzianą na potrzeby odnośnych organów krajowych w momencie wykonywania decyzji na podstawie prawa krajowego.

Decyzja w sprawie wniosku inwestycyjnego obejmującego transgraniczną alokację kosztów jest publikowana. Zastosowanie mają art. 25 ust. 3 oraz art. 28 i 29 rozporządzenia (UE) 2019/942.

Agencja niezwłocznie przekazuje Komisji kopię wszystkich decyzji w sprawie alokacji kosztów, wraz ze wszystkimi istotnymi informacjami na jej temat. Informacje takie można przedłożyć w formie zbiorczej. Komisja zachowuje poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

Decyzje w sprawie alokacji kosztów pozostają bez wpływu na prawo OSP do stosowania oraz prawo krajowych organów regulacyjnych do zatwierdzania opłat za dostęp do sieci zgodnie z art. 13 of rozporządzenia (WE) nr 715/2009, art. 18(1) i art. 18 ust. 3–6 rozporządzenia (UE) 2019/943, art. 32 dyrektywy 2009/73/WE i art. 6 dyrektywy (UE) 2019/944.

10.

Niniejszy artykuł nie ma zastosowania do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które uzyskały zwolnienie:

ze stosowania art. 32, 33, 34 i art. 41 ust. 6, 8 i 10 dyrektywy 2009/73/WE zgodnie z art. 36 tej dyrektywy;

ze stosowania art. 19 ust. 2 i 3 rozporządzenia (UE) 2019/943 lub art. 6, art. 59 ust. 7 i art. 60 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944 zgodnie z art. 63 rozporządzenia (UE) 2019/943;

ze stosowania zasad rozdziału lub zasad dostępu stron trzecich zgodnie z art. 17 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Parlamentu Europejskiego i Rady ( 4 ) lub art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944.

11.

Do dnia 24 czerwca 2023 r. Agencja przyjmuje zalecenie w celu określenia dobrych praktyk w zakresie rozpatrywania wniosków inwestycyjnych dotyczących projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. Zalecenie jest regularnie aktualizowane w miarę potrzeb oraz w szczególności w celu zapewnienia spójności z zasadami transgranicznego podziału kosztów sieci przesyłowych energii morskiej ze źródeł odnawialnych, o którym mowa w art. 15 ust. 1. Przyjmując lub zmieniając zalecenie, Agencja przeprowadza szeroko zakrojone konsultacje z udziałem wszystkich odpowiednich zainteresowanych stron.

12.

Niniejszy artykuł stosuje się odpowiednio do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

Artykuł 17

Zachęty regulacyjne

W przypadku gdy w związku z rozwojem, budową, eksploatacją lub utrzymaniem projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania wchodzącego w zakres kompetencji krajowych organów regulacyjnych projektodawca ponosi ryzyko wyższe niż ryzyko ponoszone zwykle w związku z porównywalnym projektem infrastrukturalnym, państwa członkowskie oraz krajowe organy regulacyjne mogą zapewnić przyznanie temu projektowi odpowiednich zachęt zgodnie z art. 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009, art. 18 ust. 1 i ust. 3–6 rozporządzenia (UE) 2019/943, art. 41 ust. 8 dyrektywy 2009/73/WE i art. 58 lit. f) dyrektywy (UE) 2019/944.

Akapit pierwszy nie ma zastosowania w przypadku, gdy projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania uzyskał zwolnienie:

ze stosowania art. 32, 33, 34 i art. 41 ust. 6, 8 i 10 dyrektywy 2009/73/WE zgodnie z art. 36 tej dyrektywy;

ze stosowania art. 19 ust. 2 i 3 rozporządzenia (UE) 2019/943 lub ze stosowania art. 6, art. 59 ust. 7 i art. 60 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944 zgodnie z art. 63 rozporządzenia (UE) 2019/943;

zgodnie z art. 36 dyrektywy 2009/73/WE;

zgodnie z art. 17 rozporządzenia (WE) 714/2009.

W przypadku podjęcia decyzji, by przyznać zachęty, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, krajowe organy regulacyjne uwzględniają wyniki analizy kosztów i korzyści sporządzonej z zastosowaniem metodyki opracowanej zgodnie z art. 11, a w szczególności regionalne lub ogólnounijne pozytywne efekty zewnętrzne projektu. Krajowe organy regulacyjne przeprowadzają dalszą analizę szczególnych rodzajów ryzyka ponoszonych przez projektodawców, zastosowanych środków zmniejszających ryzyko i powodów dotyczących profilu ryzyka w kontekście pozytywnych skutków netto projektu w zestawieniu z rozwiązaniem alternatywnym o niższym poziomie ryzyka. Do kwalifikowalnych rodzajów ryzyka należy w szczególności ryzyko związane z nowymi technologiami przesyłu, zarówno lądowymi, jak i morskimi, ryzyko związane z niepełnym zwrotem kosztów oraz ryzyko związane z rozwojem.

W decyzji w sprawie przyznania zachęt uwzględnia się szczególny charakter ponoszonego ryzyka, a na jej podstawie można przyznać zachęty obejmujące między innymi co najmniej jeden z następujących środków:

zasady dotyczące inwestycji wybiegających w przyszłość;

zasady uznawania rzeczywiście poniesionych kosztów przed oddaniem projektu do użytku;

zasady dotyczące dodatkowego zwrotu z kapitału zainwestowanego w projekt;

wszelkie inne środki uznane za konieczne i odpowiednie.

Do dnia 24 stycznia 2023 r. każdy krajowy organ regulacyjny przedkłada Agencji swoją metodykę i kryteria oceny inwestycji w projekty dotyczące infrastruktury energetycznej oraz ponoszonego podwyższonego ryzyka, zaktualizowane w świetle najnowszych zmian prawnych, politycznych, technologicznych i zmian na rynku. Taka metodyka i takie kryteria wyraźnie odnoszą się również do szczególnych rodzajów ryzyka ponoszonego przez sieci przesyłowe energii morskiej ze źródeł odnawialnych, o których mowa w pkt 1 lit. f) załącznika II, oraz przez projekty, które mimo że mają niskie wydatki kapitałowe, ponoszą znaczne wydatki operacyjne.

Do dnia 24 czerwca 2023 r., przy należytym uwzględnieniu informacji otrzymanych zgodnie z ust. 4 niniejszego artykułu, Agencja ułatwia wymianę dobrych praktyk i wydaje zalecenia zgodnie z art. 6 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2019/942, dotyczące obu z poniższych punktów:

zachęt, o których mowa w ust. 1, na podstawie analizy porównawczej najlepszych praktyk krajowych organów regulacyjnych;

wspólnej metodyki oceny ponoszonego podwyższonego ryzyka inwestycyjnego w projekty dotyczące infrastruktury energetycznej.

Do dnia 24 września 2023 r. każdy krajowy organ regulacyjny publikuje swoją metodykę i kryteria wykorzystywane do oceny inwestycji w projekty dotyczące infrastruktury energetycznej oraz ponoszonego podwyższonego ryzyka.

W przypadku gdy środki, o których mowa w ust. 5 i 6, nie są wystarczające, aby zapewnić terminową realizację projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, Komisja może wydawać wytyczne dotyczące zachęt określonych w niniejszym artykule.

ROZDZIAŁ VII

Finansowanie

Artykuł 18

Kwalifikowalność projektów do uzyskania unijnej pomocy finansowej na podstawie rozporządzenia (UE) 2021/1153

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w art. 24 i w załączniku II kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej w formie dotacji na prace studyjne i instrumentów finansowych.

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w art. 24 i w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II oraz pkt 3 załącznika II również kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej w formie dotacji na roboty, w przypadku gdy spełniają wszystkie następujące kryteria:

analiza kosztów i korzyści danego projektu przeprowadzona zgodnie z art. 16 ust. 4 lit. a) dostarcza dowodów na istnienie znaczących pozytywnych efektów zewnętrznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, elastyczność systemu, solidarność lub innowacje;

projekt uzyskał decyzję w sprawie transgranicznej alokacji kosztów zgodnie z art. 16 lub, w odniesieniu do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 3 załącznika II, jeżeli nie podlegają one kompetencji krajowych organów regulacyjnych i tym samym nie uzyskują decyzji w sprawie transgranicznej alokacji kosztów, projekt ma na celu transgraniczne świadczenie usług, przynosi innowacyjne rozwiązania technologiczne oraz zapewnia bezpieczeństwo transgranicznego funkcjonowania sieci;

projekt nie może być finansowany przez rynek ani za pośrednictwem ram regulacyjnych zgodnie z biznesplanem i innymi ocenami, w szczególności ocenami przeprowadzonymi przez potencjalnych inwestorów, wierzycieli, lub krajowy organ regulacyjny, z uwzględnieniem wszelkich decyzji w sprawie zachęt i powodów, o których mowa w art. 17 ust. 2, przy ocenie zapotrzebowania projektu na unijną pomoc finansową.

Do unijnej pomocy finansowej w formie dotacji na roboty kwalifikują się również projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 5 ust. 7 lit. d), jeżeli spełniają kryteria określone w ust. 2 niniejszego artykułu.

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. e), pkt 2 i 5 załącznika II również kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej w formie dotacji na roboty, jeżeli zainteresowani projektodawcy, w ramach oceny prowadzonej przez odnośny organ krajowy lub, w odpowiednich przypadkach, krajowy organ regulacyjny, mogą wyraźnie wykazać znaczące pozytywne efekty zewnętrzne, takie jak bezpieczeństwo dostaw, elastyczność systemu, solidarność lub innowacje, wywoływane przez projekty oraz przedstawić jednoznaczne dowody na ich brak opłacalności ekonomicznej, zgodnie z analizą kosztów i korzyści, planem operacyjnym i ocenami przeprowadzonymi w szczególności przez potencjalnych inwestorów lub kredytodawców, lub – w stosownych przypadkach – przez krajowy organ regulacyjny.

Niniejszy artykuł stosuje się odpowiednio do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

Projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej na warunkach określonych w art. 5 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2021/1153. W odniesieniu do dotacji na roboty projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej, pod warunkiem że spełniają kryteria określone w ust. 2 niniejszego artykułu oraz w przypadku gdy projekt przyczynia się do osiągnięcia celów Unii w zakresie energii i klimatu.

Artykuł 19

Wskazówki dotyczące kryteriów przyznawania unijnej pomocy finansowej

Kryteria szczególne określone w art. 4 ust. 3 niniejszego rozporządzenia oraz parametry określone w art. 4 ust. 5 niniejszego rozporządzenia stosuje się do celów ustalania kryteriów przyznawania unijnej pomocy finansowej w rozporządzeniu (UE) 2021/1153. W odniesieniu do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania objętych art. 24 niniejszego rozporządzenia stosuje się kryteria integracji rynku, bezpieczeństwa dostaw, konkurencji i zrównoważoności.

ROZDZIAŁ VIII

Przepisy końcowe

Artykuł 20

Wykonywanie przekazanych uprawnień

Powierzenie Komisji uprawnień do przyjęcia aktów delegowanych podlega warunkom określonym w niniejszym artykule.

Uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych, o których mowa w art. 3 ust. 4, powierza się Komisji na okres siedmiu lat od dnia 23 czerwca 2022 r. Komisja sporządza sprawozdanie dotyczące przekazania uprawnień nie później niż dziewięć miesięcy przed końcem okresu siedmiu lat. Przekazanie uprawnień zostaje automatycznie przedłużone na takie same okresy, chyba że Parlament Europejski lub Rada sprzeciwią się takiemu przedłużeniu nie później niż trzy miesiące przed końcem każdego okresu.

Przekazanie uprawnień, o którym mowa w art. 3 ust. 4, może zostać w dowolnym momencie odwołane przez Parlament Europejski lub Radę. Decyzja o odwołaniu kończy przekazanie określonych w niej uprawnień. Decyzja o odwołaniu staje się skuteczna następnego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej lub w późniejszym terminie określonym w tej decyzji. Nie wpływa ona na ważność już obowiązujących aktów delegowanych.

Przed przyjęciem aktu delegowanego Komisja konsultuje się z ekspertami wyznaczonymi przez każde państwo członkowskie zgodnie z zasadami określonymi w porozumieniu międzyinstytucjonalnym z 13 kwietnia 2016 r. w sprawie lepszego stanowienia prawa.

Niezwłocznie po przyjęciu aktu delegowanego Komisja przekazuje go równocześnie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.

Akt delegowany przyjęty zgodnie z art. 3 ust. 4 wchodzi w życie tylko wówczas, gdy ani Parlament Europejski, ani Rada nie wyraziły sprzeciwu w terminie dwóch miesięcy od przekazania tego aktu Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, lub gdy, przed upływem tego terminu, zarówno Parlament Europejski, jak i Rada poinformowały Komisję, że nie wniosą sprzeciwu. Termin ten przedłuża się o dwa miesiące z inicjatywy Parlamentu Europejskiego lub Rady.

Artykuł 21

Sprawozdawczość i ocena

Do dnia 30 czerwca 2027 r. Komisja publikuje sprawozdanie z realizacji projektów znajdujących się na liście Unii oraz przedłoży je Parlamentowi Europejskiemu i Radzie. W sprawozdaniu takim przedstawiona zostanie ocena:

postępów osiągniętych w zakresie planowania, rozwoju, budowy i oddania do użytku projektów znajdujących się na liście Unii oraz, w stosownych przypadkach, opóźnień i innych napotkanych trudności;

środków zaangażowanych i wypłaconych przez Unię na rzecz projektów znajdujących się na liście Unii w porównaniu z łączną wartością finansowanych projektów znajdujących się na liście Unii;

postępów osiągniętych pod względem integracji odnawialnych źródeł energii, w tym energii z morskich źródeł odnawialnych, i redukcji emisji gazów cieplarnianych za pośrednictwem planowania, rozwoju, budowy i oddania do użytku projektów znajdujących się na liście Unii;

w odniesieniu do sektorów energii elektrycznej i gazów odnawialnych lub niskoemisyjnych, w tym wodoru: zmiany poziomu połączeń międzysystemowych państw członkowskich i odpowiadającej mu zmiany cen energii, jak również liczby przypadków awarii systemu sieciowego, ich przyczyn i związanych z nimi kosztów ekonomicznych;

procesu wydawania pozwoleń i udziału społeczeństwa, w szczególności:

(i)

średniego i maksymalnego łącznego czasu trwania procesu wydawania pozwoleń dla projektów znajdujących się na liście Unii, w tym również czasu trwania każdego etapu procedury poprzedzającej złożenie wniosku, w zestawieniu z przewidywanym terminarzem pierwszych najważniejszych etapów, o których mowa w art. 10 ust. 6;

(ii)

poziomu sprzeciwu, jaki napotkały projekty znajdujące się na liście Unii, w szczególności liczba zarzutów w formie pisemnej w trakcie procesu konsultacji publicznych oraz liczba zastosowanych środków prawnych;

(iii)

najlepszych i innowacyjnych praktyk w odniesieniu do udziału zainteresowanych stron;

(iv)

najlepszych i innowacyjnych praktyk w odniesieniu do łagodzenia wpływu na środowisko, w tym przystosowania się do zmiany klimatu, podczas procesów wydawania pozwoleń i realizacji projektów;

(v)

efektywności trybów przewidzianych w art. 8 ust. 3 pod względem przestrzegania terminów określonych w art. 10 ust. 1 i 2;

rozpatrywania przez organy regulacyjne, w szczególności:

(i)

liczby projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, w odniesieniu do których wydano decyzję w sprawie transgranicznej alokacji kosztów zgodnie z art. 16;

(ii)

liczby i rodzaju projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które otrzymały szczególne zachęty zgodnie z art. 17;

efektywności niniejszego rozporządzenia pod względem wkładu w osiągnięcie celów Unii na 2030 r. w zakresie klimatu i energii oraz osiągnięcie neutralności klimatycznej najpóźniej do 2050 r.

Artykuł 22

Przegląd

Do dnia 30 czerwca 2027 r. Komisja dokonuje przeglądu niniejszego rozporządzenia na podstawie wyników sprawozdawczości i oceny przewidzianych w art. 21 niniejszego rozporządzenia, a także monitorowania, sprawozdawczości i oceny przeprowadzonych na podstawie art. 22 i 23 rozporządzenia (UE) 2021/1153.

Artykuł 23

Informacje i promocja

Komisja tworzy i prowadzi platformę dotyczącą przejrzystości łatwo dostępną dla społeczeństwa przez internet. Platforma jest regularnie aktualizowana za pomocą informacji ze sprawozdań, o których mowa w art. 5 ust. 4, i ze strony internetowej, o której mowa w art. 9 ust. 7. Na platformie prezentuje się następujące informacje:

ogólne, zaktualizowane informacje, w tym również informacje geograficzne, dotyczące każdego z projektów znajdującego się na liście Unii;

plan realizacji poszczególnych projektów znajdujących się na liście Unii określony w art. 5 ust. 1, przedstawiony w sposób umożliwiający ocenę postępów w realizacji w dowolnym momencie;

dane na temat głównych przewidywanych korzyści wynikających z projektów, wpływu projektów na cele, o których mowa w art. 1 ust. 1, i kosztów projektów, z wyjątkiem wszelkich szczególnie chronionych informacji handlowych;

lista unijna;

dane dotyczące środków przyznanych i wypłaconych przez Unię na poszczególne projekty znajdujące się na liście Unii;

linki do krajowych podręczników procedur, o których mowa w art. 9;

istniejące badania studyjne i plany dotyczące basenów morskich dla każdego priorytetowego korytarza sieci przesyłowej energii morskiej, bez naruszania praw własności intelektualnej.

Artykuł 24

Odstępstwo w odniesieniu do połączeń międzysystemowych Cypru i Malty

W przypadku Cypru i Malty, które nie są połączone z transeuropejską siecią gazową, stosuje się odstępstwo od art. 3, art. 4 ust. 1 lit. a) i b), art. 4 ust. 5, art. 16 ust. 4 lit. a) oraz załączników I, II i III, z zastrzeżeniem art. 32 ust. 2. Jedno połączenie międzysystemowe dla każdego z tych państw członkowskich utrzymuje swój status projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania na mocy niniejszego rozporządzenia wraz ze wszystkimi odpowiednimi prawami i obowiązkami, w przypadku gdy to połączenie międzysystemowe:

jest w trakcie opracowywania lub planowania w dniu 23 czerwca 2022 r.;

uzyskało status projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania na mocy rozporządzenia (UE) nr 347/2013; oraz

jest niezbędne do zapewnienia stałego połączenia tych państw członkowskich z transeuropejską siecią gazową.

Projekty te zapewniają możliwość dostępu w przyszłości do nowych rynków energii, w tym rynku wodoru.

Projektodawcy przedstawiają wystarczające dowody na to, w jaki sposób połączenia międzysystemowe, o których mowa w ust. 1, umożliwią dostęp do nowych rynków energii, w tym wodoru, zgodnie z celami Unii w zakresie energii i klimatu. Takie dowody zawierają ocenę popytu na wodór odnawialny lub niskoemisyjny i jego podaży, a także obliczenie ograniczenia emisji gazów cieplarnianych umożliwionego przez dany projekt.

Komisja regularnie weryfikuje tę ocenę i obliczenie, a także terminową realizację projektu.

Oprócz szczegółowych kryteriów określonych w art. 19 mających zastosowanie do unijnej pomocy finansowej, połączenia międzysystemowe, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, są projektowane z myślą o zapewnieniu dostępu do przyszłych rynków energii, w tym wodoru, nie mogą prowadzić do przedłużenia okresu eksploatacji aktywów gazu ziemnego i zapewniają interoperacyjność sąsiadujących sieci ponad granicami. Jakakolwiek kwalifikowalność do uzyskania unijnej pomocy finansowej na mocy art. 18 kończy się z dniem 31 grudnia 2027 r.

W każdym wniosku o unijną pomoc finansową na roboty wyraźnie wskazuje się cel przekształcenia aktywów w aktywa przeznaczone dla wodoru do 2036 r., jeżeli pozwolą na to warunki rynkowe, za pomocą planu działania z dokładnym harmonogramem.

Odstępstwo określone w ust. 1 ma zastosowanie do czasu gdy, odpowiednio, Cypr lub Malta zostaną bezpośrednio połączone z transeuropejską siecią gazową, lub do dnia 31 grudnia 2029 r., w zależności od tego, co nastąpi wcześniej.

Artykuł 25

Zmiana rozporządzenia (WE) nr 715/2009

W art. 8 ust. 10 akapit pierwszy rozporządzenia (WE) nr 715/2009 otrzymuje brzmienie:

„10.

ENTSO gazu przyjmuje i publikuje co dwa lata plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym, o którym mowa w ust. 3 lit. b). Plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym obejmuje modelowanie zintegrowanej sieci, w tym sieci wodorowych, opracowywanie scenariuszy, europejską prognozę dotyczącą dostaw oraz ocenę odporności systemu na awarie.”.

Artykuł 26

Zmiana rozporządzenia (UE) 2019/942

W art. 11 rozporządzenia (UE) 2019/942 lit. c) i d) otrzymują brzmienie:

„c)

wypełnianie obowiązków określonych w art. 5, art. 11 ust. 3 i ust. 6–9, art. 11, art. 12, 13 oraz art. 17 i w sekcji 2 pkt 12 załącznika III do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 ( *1 );

podejmuje decyzje dotyczące wniosków inwestycyjnych, w tym dotyczące transgranicznej alokacji kosztów, na podstawie art. 16 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2022/869.

Artykuł 27

Zmiana rozporządzenia (UE) 2019/943

W art. 48 ust. 1 akapit pierwszy rozporządzenia (WE) 2019/943 otrzymuje brzmienie:

„1.

Ogólnounijny plan rozwoju sieci, o którym mowa w art. 30 ust. 1 lit. b) obejmuje modelowanie zintegrowanej sieci, w tym opracowywanie scenariuszy oraz ocenę odporności systemu na awarie. Należy zapewnić pełną spójność parametrów wejściowych istotnych dla tego modelowania, takich jak założenia dotyczące cen paliw i emisji gazów cieplarnianych lub instalacji odnawialnych źródeł energii, z oceną wystarczalności zasobów na poziomie europejskim opracowaną na podstawie art. 23.”.

Artykuł 28

Zmiana dyrektywy 2009/73/WE

W art. 41 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE dodaje się literę w brzmieniu:

„(v)

wypełnianie obowiązków określonych w art. 3, art. 5 ust. 7 i art. 14–17 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 ( *2 ).

Artykuł 29

Zmiana dyrektywy (UE) 2019/944

W art. 59 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944 dodaje się literę w brzmieniu:

„aa)

wypełnianie obowiązków określonych w art. 3, art. 5 ust. 7 i art. 14–17 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 ( *3 );

Artykuł 30

Przepisy przejściowe

Niniejsze rozporządzenie nie ma wpływu na przyznawanie, kontynuację ani modyfikację pomocy finansowej udzielanej przez Komisję na podstawie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1316/2013 ( 5 ).

Rozdział III nie ma zastosowania do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które zostały włączone do procesu wydawania pozwoleń i w odniesieniu do których projektodawca złożył dokumentację wniosku przed dniem 16 listopada 2013 r.

Artykuł 31

Okres przejściowy

W okresie przejściowym kończącym się z dniem 31 grudnia 2029 r. aktywa przeznaczone dla wodoru przekształcone z aktywów gazu ziemnego należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 3 załącznika II mogą być wykorzystywane do przesyłu lub magazynowania uprzednio zdefiniowanej mieszaniny wodoru z gazem ziemnym lub biometanem.

W okresie przejściowym, o którym mowa w ust. 1, projektodawcy ściśle współpracują ze sobą w zakresie opracowywania i realizacji projektów, by zapewnić interoperacyjność sąsiadujących ze sobą sieci.

Projektodawca przedstawia wystarczające dowody, w tym w drodze umów handlowych, na to jak, do końca tego okresu przejściowego aktywa, o których mowa w ust. 1, przestaną być aktywami gazu ziemnego i staną się aktywami przeznaczonymi dla wodoru zgodnie z pkt 3 załącznika II, oraz jak w okresie przejściowym zostanie zwiększone wykorzystanie wodoru. Takie dowody zawierają ocenę popytu na wodór odnawialny lub niskoemisyjny i jego podaży, a także obliczenie ograniczenia emisji gazów cieplarnianych umożliwionego przez dany projekt. W kontekście monitorowania postępów w realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania Agencja weryfikuje terminowe przekształcenie projektu w aktywa przeznaczone dla wodoru zgodnie z pkt 3 załącznika II.

Kwalifikowalność projektów, zgodnie z ust. 1 niniejszego artykułu, do uzyskania unijnej pomocy finansowej na mocy art. 18 kończy się z dniem 31 grudnia 2027 r.

Artykuł 32

Uchylenie

Rozporządzenie (UE) nr 347/2013 traci moc z dniem 23 czerwca 2022 r. Niniejsze rozporządzenie nie powoduje powstania jakichkolwiek praw w odniesieniu do projektów wymienionych w załącznikach do rozporządzenia (UE) nr 347/2013.

Niezależnie od ust. 1 niniejszego artykułu, załącznik VII do rozporządzenia (UE) nr 347/2013 zmienionego rozporządzeniem delegowanym Komisji (UE) 2022/546 ( 6 ), zawierający piątą unijną listę projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, a także art. 2–10, art. 12, 13 i 14 oraz załączniki I–IV i załącznik VI do rozporządzenia (UE) nr 347/2013, pozostają w mocy i wywołują skutki w odniesieniu do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania umieszczonych na piątej unijnej liście do czasu wejścia w życie pierwszej unijnej listy projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania i projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania ustanowionej na podstawie niniejszego rozporządzenia.

Niezależnie od ust. 2 niniejszego artykułu projekty umieszczone na piątej unijnej liście projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania ustanowionej na podstawie rozporządzenia (UE) nr 347/2013, i w odniesieniu do których właściwy organ przyjął do rozpatrzenia dokumentację wniosku, korzystają z praw i obowiązków wynikających z rozdziału III niniejszego rozporządzenia przez okres czterech lat od daty wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 33

Wejście w życie

Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie dwudziestego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.

ZAŁĄCZNIK I

PRIORYTETOWE KORYTARZE I OBSZARY INFRASTRUKTURY ENERGETYCZNEJ

(zgodnie z art. 1 ust. 1)

Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do następujących priorytetowych korytarzy i obszarów transeuropejskiej infrastruktury energetycznej:

1. PRIORYTETOWE KORYTARZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

1) Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Zachodniej („NSI West Electricity”): połączenia międzysystemowe między państwami członkowskimi regionu oraz z obszarem Morza Śródziemnego, w tym z Półwyspem Iberyjskim, mające w szczególności integrować energię elektryczną ze źródeł odnawialnych, poprawiać wewnętrzną infrastrukturę sieciową w celu wspierania integracji rynku w regionie oraz zakończyć izolację Irlandii, a także zapewnić niezbędne przedłużenie na lądzie sieci przesyłowych energii morskiej ze źródeł odnawialnych oraz wzmocnić sieć krajową konieczną do zapewnienia odpowiedniej i niezawodnej sieci przesyłowej oraz dostarczania energii elektrycznej wytworzonej na morzu do państw członkowskich pozbawionych dostępu do morza.

Zainteresowane państwa członkowskie: Belgia, Dania, Niemcy, Irlandia, Hiszpania, Francja, Włochy, Luksemburg, Malta, Niderlandy, Austria i Portugalia.

2) Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej: połączenia międzysystemowe i linie wewnętrzne na kierunkach północ-południe i wschód-zachód mające zapewnić ukończenie tworzenia rynku wewnętrznego i integrację energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, aby zakończyć izolację Cypru, a także zapewnić niezbędne przedłużenie na lądzie sieci przesyłowych energii morskiej ze źródeł odnawialnych oraz wzmocnić sieć krajową konieczną do zapewnienia odpowiedniej i niezawodnej sieci przesyłowej oraz dostarczania energii elektrycznej wytworzonej na morzu do państw członkowskich pozbawionych dostępu do morza.

Zainteresowane państwa członkowskie: Bułgaria, Czechy, Niemcy, Chorwacja, Grecja, Cypr, Włochy, Węgry, Austria, Polska, Rumunia, Słowenia i Słowacja.

3) Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do energii elektrycznej: połączenia międzysystemowe między państwami członkowskimi i linie wewnętrzne w regionie bałtyckim mające na celu wsparcie integracji rynku przy jednoczesnej integracji coraz większego udziału energii ze źródeł odnawialnych w regionie (BEMIP Electricity).

Zainteresowane państwa członkowskie: Dania, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa, Polska, Finlandia i Szwecja.

2. PRIORYTETOWE KORYTARZE SIECI PRZESYŁOWYCH ENERGII MORSKIEJ

4) Północnomorskie sieci przesyłowe morskiej energii wiatrowej: rozwój morskiej sieci elektroenergetycznej, zintegrowanej morskiej sieci elektroenergetycznej oraz w stosowanych przypadkach sieci wodorowej i związanych z nimi połączeń międzysystemowych na Morzu Północnym, Morzu Irlandzkim, Morzu Celtyckim, Kanale La Manche, i na sąsiednich wodach, mających służyć do przesyłu energii elektrycznej lub, w stosownych przypadkach, wodoru z morskich odnawialnych źródeł energii do ośrodków poboru i składowania lub do zwiększenia transgranicznej wymiany energii ze źródeł odnawialnych.

Zainteresowane państwa członkowskie: Belgia, Dania, Niemcy, Irlandia, Francja, Luksemburg, Niderlandy i Szwecja.

5) Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w sieciach przesyłowych energii morskiej: rozwój morskiej sieci elektroenergetycznej, zintegrowanej morskiej sieci elektroenergetycznej oraz w stosownych przypadkach sieci wodorowej i związanych z nią połączeń międzysystemowych na Morzu Bałtyckim i na sąsiednich wodach, mających służyć do przesyłu energii elektrycznej lub, w stosownych przypadkach, wodoru z morskich odnawialnych źródeł energii do ośrodków poboru i składowania lub do zwiększenia transgranicznej wymiany energii ze źródeł odnawialnych.

Zainteresowane państwa członkowskie: Dania, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa, Polska, Finlandia i Szwecja.

6) Południowo-zachodnia sieć przesyłowa energii morskiej (SW offshore): rozwój morskiej sieci elektroenergetycznej, zintegrowanej morskiej sieci elektroenergetycznej oraz, w stosownych przypadkach sieci wodorowej i związanych z nią połączeń międzysystemowych na Morzu Śródziemnym, w tym Zatoce Kadyksu, i na sąsiednich wodach, mających służyć do przesyłu energii elektrycznej lub, w stosownych przypadkach, wodoru z morskich odnawialnych źródeł energii do ośrodków poboru i składowania lub do zwiększenia transgranicznej wymiany energii ze źródeł odnawialnych.

Zainteresowane państwa członkowskie: Grecja, Hiszpania, Francja, Włochy, Malta i Portugalia.

7) Południowo-wschodnia sieć przesyłowa energii morskiej (SE offshore): rozwój morskiej sieci elektroenergetycznej, zintegrowanej morskiej sieci elektroenergetycznej oraz, w stosownych przypadkach sieci wodorowej i związanych z nią połączeń międzysystemowych na Morzu Śródziemnym, Morzu Czarnym i na sąsiednich wodach, mających służyć do przesyłu energii elektrycznej lub, w stosownych przypadkach, wodoru z morskich odnawialnych źródeł energii do ośrodków poboru i składowania lub do zwiększenia transgranicznej wymiany energii ze źródeł odnawialnych.

Zainteresowane państwa członkowskie: Bułgaria, Chorwacja, Grecja, Włochy, Cypr, Rumunia i Słowenia.

8) Atlantyckie sieci przesyłowe energii morskiej: rozwój morskiej sieci elektroenergetycznej, rozwój zintegrowanej morskiej sieci elektroenergetycznej i związanych z nią połączeń międzysystemowych na wodach północnego Oceanu Atlantyckiego, mających służyć do przesyłu energii elektrycznej z morskich odnawialnych źródeł energii do ośrodków poboru i składowania oraz do zwiększenia transgranicznej wymiany energii elektrycznej.

Zainteresowane państwa członkowskie: Irlandia, Hiszpania, Francja i Portugalia.

3. PRIORYTETOWE KORYTARZE WODORU I ELEKTROLIZERÓW

9) Połączenia międzysystemowe dla wodoru w Europie Zachodniej: Infrastruktura wodorowa i przekształcenie infrastruktury gazowej, umożliwiające powstanie zintegrowanej wodorowej sieci szkieletowej, bezpośrednio lub pośrednio (poprzez połączenie międzysystemowe z państwem trzecim) łączącej państwa w regionie i zaspokajającej ich szczególne potrzeby infrastrukturalne w zakresie wodoru poprzez wsparcie powstania ogólnounijnej sieci transportu wodoru, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, zmniejszające izolację energetyczną, wspierające innowacyjne i inne rozwiązania z udziałem co najmniej dwóch państw członkowskich o znaczącym pozytywnym wpływie na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., a także w znacznym stopniu przyczyniające się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Elektrolizery: wspieranie wdrażania zastosowań do celów przetwarzania energii elektrycznej w gaz służących do umożliwienia redukcji emisji gazów cieplarnianych i przyczyniających się do bezpiecznego, wydajnego i niezawodnego funkcjonowania systemu oraz integracji inteligentnych systemów energetycznych, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, wspierających innowacyjne i inne rozwiązania obejmujące co najmniej dwa państwa członkowskie o znaczącym pozytywnym wpływie na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz w znacznym stopniu przyczyniających się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Zainteresowane państwa członkowskie: Belgia, Czechy, Dania, Niemcy, Irlandia, Hiszpania, Francja, Włochy, Luksemburg, Malta, Niderlandy, Austria i Portugalia.

10) Połączenia międzysystemowe dla wodoru w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej: Infrastruktura wodorowa i przekształcenie infrastruktury gazowej, umożliwiające powstanie zintegrowanej wodorowej sieci szkieletowej, bezpośrednio lub pośrednio (poprzez połączenie międzysystemowe z państwem trzecim) łączącej państwa w regionie i zaspokajającej ich szczególne potrzeby infrastrukturalne w zakresie wodoru poprzez wsparcie powstania ogólnounijnej sieci transportu wodoru, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, zmniejszające izolację energetyczną, wspierające innowacyjne i inne rozwiązania z udziałem co najmniej dwóch państw członkowskich o znaczącym pozytywnym wpływie na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz w znacznym stopniu przyczyniające się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Elektrolizery: wspieranie wdrażania zastosowań do celów przetwarzania energii elektrycznej w gaz służących do umożliwienia redukcji emisji gazów cieplarnianych i przyczyniających się do bezpiecznego, wydajnego i niezawodnego funkcjonowania systemu oraz integracji inteligentnych systemów energetycznych, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, wspierających innowacyjne i inne rozwiązania obejmujące co najmniej dwa państwa członkowskie, które mają znaczący pozytywny wpływ na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz w znacznym stopniu przyczyniających się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Zainteresowane państwa członkowskie: Bułgaria, Czechy, Niemcy, Grecja, Chorwacja, Włochy, Cypr, Węgry, Austria, Polska, Rumunia, Słowenia i Słowacja.

11) Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do wodoru: Infrastruktura wodorowa i przekształcenie infrastruktury gazowej, umożliwiające powstanie zintegrowanej wodorowej sieci szkieletowej, bezpośrednio lub pośrednio (poprzez połączenie międzysystemowe z państwem trzecim) łączącej państwa w regionie i zaspokajającej ich szczególne potrzeby infrastrukturalne w zakresie wodoru poprzez wsparcie powstania ogólnounijnej sieci transportu wodoru, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, zmniejszające izolację energetyczną, wspierające innowacyjne i inne rozwiązania z udziałem co najmniej dwóch państw członkowskich o znaczącym pozytywnym wpływie na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz w znacznym stopniu przyczyniające się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Elektrolizery: wspieranie wdrażania zastosowań do celów przetwarzania energii elektrycznej w gaz służących do umożliwienia redukcji emisji gazów cieplarnianych i przyczyniających się do bezpiecznego, wydajnego i niezawodnego funkcjonowania systemu oraz integracji inteligentnych systemów energetycznych, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, wspierających innowacyjne i inne rozwiązania obejmujące co najmniej dwa państwa członkowskie, które mają znaczący pozytywny wpływ na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz w znacznym stopniu przyczyniających się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Zainteresowane państwa członkowskie: Dania, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa, Polska, Finlandia i Szwecja.

4. PRIORYTETOWE OBSZARY TEMATYCZNE

12) Wdrożenie inteligentnych sieci elektroenergetycznych: przyjmowanie technologii inteligentnych sieci w całej Unii w celu skutecznej integracji zachowań i działań wszystkich użytkowników podłączonych do sieci elektroenergetycznej, w szczególności wytwarzania dużych ilości energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych lub rozproszonych i reakcji strony popytowej, magazynowania energii, pojazdów elektrycznych i innych źródeł elastyczności, a ponadto, w odniesieniu do wysp i systemów wyspiarskich, zmniejszenie izolacji energetycznej, wspieranie innowacyjnych i innych rozwiązań z udziałem co najmniej dwóch państw członkowskich o znaczącym pozytywnym wpływie na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz w znacznym stopniu przyczynianie się do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego.

Zainteresowane państwa członkowskie: wszystkie.

13) Transgraniczne sieci dwutlenku węgla: stworzenie infrastruktury na potrzeby składowania i transportu dwutlenku węgla między państwami członkowskimi i w relacji z sąsiadującymi państwami trzecimi oraz rozwój wychwytywania i składowania dwutlenku węgla wychwytywanego z instalacji przemysłowych w celu stałego geologicznego składowania, a także wykorzystania dwutlenku węgla w syntetycznych gazach paliwowych, co prowadzi do trwałej neutralizacji dwutlenku węgla.

Zainteresowane państwa członkowskie: wszystkie.

14) Inteligentne sieci gazowe: przyjęcie technologii inteligentnych sieci gazowych w całej Unii, aby skutecznie włączyć różnorodne niskoemisyjne, a w szczególności odnawialne źródła gazu do sieci gazowej, wesprzeć rozpowszechnienie innowacyjnych i cyfrowych rozwiązań w zakresie zarządzania siecią ułatwiających integrację inteligentnego sektora energetycznego i reakcję na popyt, w tym powiązane modernizacje fizyczne, jeżeli są one niezbędne do funkcjonowania urządzeń i instalacji służących do włączenia gazów niskoemisyjnych, a w szczególności odnawialnych.

Zainteresowane państwa członkowskie: wszystkie.

ZAŁĄCZNIK II

KATEGORIE INFRASTRUKTURY ENERGETYCZNEJ

W celu realizacji priorytetów w odniesieniu do infrastruktury energetycznej wymienionych w załączniku I tworzone są następujące kategorie infrastruktury:

w przypadku energii elektrycznej:

linie napowietrzne wysokiego i bardzo wysokiego napięcia, przebiegające przez granicę lub znajdujące się na terytorium państwa członkowskiego, w tym w wyłącznej strefie ekonomicznej, o ile zostały zaprojektowane dla napięcia 220 kV lub wyższego, oraz podziemne i podmorskie kable przesyłowe, o ile zostały zaprojektowane dla napięcia 150 kV lub wyższego. W przypadku państw członkowskich i małych systemów wydzielonych z ogólnym systemem przesyłowym o niższym napięciu te progi napięcia są równe najwyższemu poziomowi napięcia w ich odpowiednich systemach elektroenergetycznych;

wszelkie urządzenia lub instalacje należące do kategorii infrastruktury energetycznej, o której mowa w lit. a), umożliwiające przesyłanie morskiej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych z morskich obiektów wytwarzania energii („infrastruktura energetyczna dla morskiej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych”);

instalacje magazynowania energii, w formie indywidualnej lub zagregowanej, przeznaczone do stałego lub czasowego magazynowania energii w obiektach naziemnych lub podziemnych lub w geologicznych obiektach magazynowania, pod warunkiem że są bezpośrednio połączone z liniami przesyłowymi i dystrybucyjnymi wysokiego napięcia zaprojektowanymi dla napięcia 110 kV lub większego. W przypadku państw członkowskich i małych systemów wydzielonych z ogólnym systemem przesyłowym o niższym napięciu te progi napięcia są równe najwyższemu poziomowi napięcia w ich odpowiednich systemach elektroenergetycznych;

wszelkie urządzenia lub instalacje istotne dla bezpiecznej, pewnej i efektywnej eksploatacji systemów, o których mowa w lit. a), b) i c), w tym systemy ochronne, monitorujące i sterujące dla wszystkich poziomów napięcia i podstacji;

inteligentne sieci elektroenergetyczne: wszelkie urządzenia lub instalacje, systemy cyfrowe i części składowe integrujące technologie informacyjno-komunikacyjne (ICT) za pomocą operacyjnych platform cyfrowych, systemów sterujących i technologii czujników zarówno na poziomie przesyłu, jak i na poziomie dystrybucji systemami średniego i wysokiego napięcia, które mają na celu zapewnienie bardziej wydajnych i inteligentnych sieci przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, zwiększenie zdolności do integracji nowych form wytwarzania, magazynowania i poboru energii, ułatwienie tworzenia nowych modeli biznesowych i struktur rynku, w tym inwestycji w wyspy i systemy wyspiarskie w celu zmniejszenia izolacji energetycznej, wspieranie innowacyjnych i innych rozwiązań obejmujących co najmniej dwa państwa członkowskie o znaczącym pozytywnym wpływie na cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., a także znaczne przyczynienie się do zrównoważonego charakteru wyspiarskiego systemu energetycznego i systemu energetycznego Unii;

wszelkie urządzenia lub instalacje należące do kategorii infrastruktury energetycznej, o której mowa w lit. a), pełniące podwójną funkcję: połączenia międzysystemowe i system połączeń sieci przesyłowej energii morskiej z morskich obiektów wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych do co najmniej dwóch państw członkowskich i krajów trzecich uczestniczących w projektach znajdujących się na liście unijnej, w tym przedłużenie tej infrastruktury na lądzie do pierwszej podstacji w lądowym systemie przesyłowym, jak również wszelkie sąsiednie urządzenia i instalacje mające zasadnicze znaczenie dla bezpiecznej, pewnej i efektywnej eksploatacji, w tym systemy ochronne, monitorujące i sterujące oraz niezbędne podstacje, jeżeli zapewniają one także interoperacyjność technologii, m.in. kompatybilność interfejsów między różnymi technologiami („sieci przesyłowe energii morskiej ze źródeł odnawialnych”);

w przypadku inteligentnych sieci gazowych: wszelkie z poniższych urządzeń lub instalacji mających na celu umożliwienie i ułatwienie włączenia wielu niskoemisyjnych, a w szczególności odnawialnych gazów (w tym biometanu i wodoru) do sieci gazowej: cyfrowe systemy i części składowe integrujące ICT, systemy sterujące i technologie czujników służące interaktywnemu i inteligentnemu monitorowaniu, pomiarowi i kontroli jakości produkcji, przesyłu, dystrybucji, magazynowania i poboru gazu w sieci gazowej i zarządzaniu nimi. Ponadto takie projekty mogą obejmować również urządzenia umożliwiające przepływy zwrotne z poziomu dystrybucji do poziomu przesyłu, w tym powiązane modernizacje fizyczne, jeżeli są one niezbędne do funkcjonowania urządzeń i instalacji służących do włączenia gazów niskoemisyjnych, a w szczególności odnawialnych;

w przypadku wodoru:

gazociągi przesyłowe do transportu wodoru, głównie rurociągi wysokiego ciśnienia, łącznie z przekształconą infrastrukturą gazu ziemnego, zapewniające dostęp do wielu użytkowników sieci na przejrzystych i niedyskryminacyjnych zasadach;

obiekty magazynowe połączone z rurociągami wodorowymi wysokiego ciśnienia, o których mowa w lit. a);

obiekty służące do odbioru, magazynowania oraz regazyfikacji lub rozprężania skroplonego wodoru lub wodoru trwale obecnego w innych substancjach chemicznych w celu wprowadzenia, w stosownych przypadkach, wodoru do sieci;

wszelkie urządzenia lub instalacje istotne dla pewnej, bezpiecznej i efektywnej eksploatacji instalacji wodorowej lub zapewniające dwukierunkową przepustowość, w tym tłocznie gazu;

wszelkie urządzenia lub instalacje umożliwiające wykorzystanie wodoru lub paliw wodorowych w sektorze transportu w ramach sieci bazowej TEN-T określonej zgodnie z rozdziałem III rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1315/2013 ( 7 ).

Wszelkie aktywa wymienione w lit. a)–d) mogą być nowe lub przekształcone z gazu ziemnego na wodór lub połączeniem tych dwóch rodzajów;

w przypadku instalacji przeznaczonych dla elektrolizerów:

elektrolizery:

(i)

które mają zdolność wynoszącą co najmniej 50 MW, zapewnianą przez jeden elektrolizer lub zestaw elektrolizerów stanowiących jeden skoordynowany projekt;

(ii)

których produkcja jest zgodna z wymogiem dotyczącym ograniczeń emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia w wysokości 70 % w porównaniu z odpowiednikiem kopalnym wynoszącym 94 g CO2eq/MJ określonych w art. 25 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001. Ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia oblicza się, stosując metodykę, o której mowa w art. 28 ust. 5 dyrektywy (UE) 2018/2001, lub ewentualnie korzystając z normy ISO 14067 lub ISO 14064-1. Emisje gazów cieplarnianych w cyklu życia muszą obejmować emisje pośrednie. Ilościowo określone ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w cyklu życia podlega, w stosownych przypadkach, weryfikacji zgodnie z art. 30 dyrektywy (UE) 2018/2001 lub przez niezależną osobę trzecią; oraz

(iii)

pełnią funkcję związaną z siecią, w szczególności z myślą o ogólnej elastyczności systemu i ogólnej efektywności systemu sieci elektroenergetycznych i sieci wodorowych;

powiązane urządzenia, w tym przyłącza gazociągowe do sieci;

w przypadku dwutlenku węgla:

przeznaczone do tego rurociągi, z wyłączeniem sieci rurociągów kopalnianych, wykorzystywane do transportu dwutlenku węgla z więcej niż jednego źródła w celu stałego geologicznego składowania dwutlenku węgla zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE;

stałe obiekty służące do skraplania, buforowego składowania i konwersji dwutlenku węgla w celu jego dalszego transportu rurociągami oraz za pomocą przeznaczonych do tego rodzajów transportu, takich jak statki, barki, ciężarówki i pociągi;

bez uszczerbku dla jakiegokolwiek zakazu geologicznego składowania dwutlenku węgla w państwie członkowskim – obiekty powierzchniowe i zatłaczające związane z infrastrukturą w ramach formacji geologicznej wykorzystywanej, zgodnie z dyrektywą 2009/31/WE, do stałego geologicznego składowania dwutlenku węgla, jeżeli nie wiążą się one z wykorzystywaniem dwutlenku węgla do intensywniejszego odzyskiwania węglowodorów i są niezbędne do umożliwienia transgranicznego transportu i składowania dwutlenku węgla;

wszelkie urządzenia lub instalacje istotne dla prawidłowej, bezpiecznej i efektywnej eksploatacji danego systemu, w tym systemy ochronne, monitorujące i sterujące.

ZAŁĄCZNIK III

REGIONALNE LISTY PROJEKTÓW

1. ZASADY DOTYCZĄCE GRUP

1) Jeżeli chodzi o infrastrukturę energetyczną wchodzącą w zakres kompetencji krajowych organów regulacyjnych, w skład każdej grupy wchodzą przedstawiciele państw członkowskich, krajowych organów regulacyjnych, OSP, jak również Komisji, Agencji, organizacji OSD UE i w stosownych przypadkach ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu.

W przypadku pozostałych kategorii infrastruktury energetycznej w skład każdej grupy wchodzą przedstawiciele państw członkowskich, projektodawców zainteresowanych każdorazowo odpowiednimi priorytetami wskazanymi w załączniku I oraz Komisji.

2) W zależności od liczby projektów proponowanych do listy unijnej, luk w infrastrukturze regionalnej i zmian na rynku grupy oraz ich organy decyzyjne w stosownych przypadkach mogą się dzielić, łączyć lub odbywać posiedzenia w różnych składach, aby omawiać sprawy wspólne dla wszystkich grup lub dotyczące wyłącznie określonych regionów. Sprawy tego rodzaju mogą obejmować kwestie istotne dla spójności między regionami lub ryzyka, że liczba proponowanych projektów zapisanych w projektach list regionalnych przekroczy poziom umożliwiający zarządzanie nimi.

3) Każda grupa organizuje swoje prace stosownie do starań na rzecz współpracy regionalnej zgodnie z art. 12 rozporządzenia (WE) nr 715/2009, art. 34 rozporządzenia (UE) 2019/943, art. 7 dyrektywy 2009/73/WE i art. 61 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz innych istniejących struktur współpracy regionalnej.

4) W przypadkach stosownych z punktu widzenia realizacji odpowiednich priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej wskazanych w załączniku I każda grupa zaprasza projektodawców, których projekty potencjalnie kwalifikują się do zaliczenia do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, a także przedstawicieli administracji krajowej, organów regulacyjnych, społeczeństwa obywatelskiego i OSP z państw trzecich. Decyzję o zaproszeniu przedstawicieli państw trzecich podejmuje się w drodze konsensusu.

5) W przypadku priorytetowych korytarzy infrastruktury energetycznej określonych w sekcji 2 załącznika I każda grupa zaprasza, w stosownych przypadkach, przedstawicieli śródlądowych państw członkowskich, właściwych organów, krajowych organów regulacyjnych i OSP.

6) Każda grupa zaprasza, w stosownych przypadkach, organizacje reprezentujące odpowiednie zainteresowane strony, w tym przedstawicieli z krajów trzecich, a jeżeli uzna to za stosowne – bezpośrednio zainteresowane strony, w tym producentów, OSD, dostawców, konsumentów, lokalnych mieszkańców, a także unijne organizacje działające na rzecz ochrony środowiska, aby podzieliły się swoją wiedzą fachową. Każda grupa organizuje posiedzenia lub konsultacje w przypadkach, w których jest to właściwe ze względu na wykonanie jej zadań.

7) W odniesieniu do posiedzeń grup Komisja publikuje na platformie dostępnej dla zainteresowanych stron regulaminy, uaktualnione wykazy organizacji członkowskich, regularnie aktualizowane informacje o postępach prac, porządki obrad na posiedzeniach, a także protokoły z posiedzeń, jeżeli są one dostępne. Obrady organów decyzyjnych grup oraz ranking projektów zgodnie z art. 4 ust. 5 są poufne. Wszystkie decyzje dotyczące funkcjonowania i pracy grup regionalnych podejmowane są w drodze konsensusu między państwami członkowskimi a Komisją.

8) Komisja, Agencja oraz grupy dążą do spójności między grupami. W tym celu Komisja i Agencja zapewniają w stosownych przypadkach wymianę informacji na temat wszystkich prac będących przedmiotem międzyregionalnego zainteresowania danych grup.

9) Udział krajowych organów regulacyjnych i Agencji w działania grup nie może zagrażać realizacji ich celów i obowiązków określonych w niniejszym rozporządzeniu, w rozporządzeniu (UE) 2019/942, w art. 40 i 41 dyrektywy 2009/73/WE oraz w art. 58, 59 i 60 dyrektywy (UE) 2019/944.

2. PROCES TWORZENIA LIST REGIONALNYCH

1) Projektodawcy, których projekty potencjalnie kwalifikują się do zaliczenia do projektów znajdujących się na unijnej liście i oczekują na przyznanie takiego statusu, składają do grupy wniosek o uznanie projektu za projekt znajdujący się na unijnej liście, obejmujący:

ocenę ich projektów w odniesieniu do wkładu w realizację priorytetów określonych w załączniku I;

wskazanie odpowiedniej kategorii projektu określonej w załączniku II;

analizę zgodności z odpowiednimi kryteriami określonymi w art. 4;

w przypadku projektów, które osiągnęły odpowiedni stopień zaawansowania – analizę kosztów i korzyści projektu spójną z metodykami określonymi zgodnie z art. 11;

w przypadku projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania – otrzymane od rządów bezpośrednio zainteresowanych państw pisma, w których wyrażają one poparcie dla tego projektu lub innego niewiążącego porozumienia;

wszelkie inne informacje pomocne w ocenie projektu.

2) Wszyscy odbiorcy zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

3) Proponowane projekty dotyczące przesyłu i magazynowania energii elektrycznej będące przedmiotem wspólnego zainteresowania i należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II do niniejszego rozporządzenia stanowią element ostatniego dostępnego ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci energii elektrycznej opracowanego przez ENTSO energii elektrycznej zgodnie z art. 30 rozporządzenia (UE) 2019/943. Proponowane projekty dotyczące przesyłu energii elektrycznej będące przedmiotem wspólnego zainteresowania i należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. b) i f) załącznika II do niniejszego rozporządzenia to projekty, które wynikają z planu rozwoju zintegrowanej sieci morskiej i wzmocnień sieci, o którym mowa w art. 14 ust. 2 niniejszego rozporządzenia, i są z nim zgodne.

4) Z dniem 1 stycznia 2024 r. proponowane projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania dotyczące wodoru i należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 3 załącznika II do niniejszego rozporządzenia stanowią element ostatniego dostępnego ogólnowspólnotowego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci gazu opracowanego przez ENTSO gazu zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

5) Do dnia 30 czerwca 2022 r., a następnie w odniesieniu do każdego ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu wydają zaktualizowane wytyczne dotyczące włączenia projektów do ich odpowiedniego ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci, o którym mowa w pkt 3) i 4), aby zapewnić równe traktowanie i przejrzystość procesu. W odniesieniu do wszystkich projektów uwzględnionych w obowiązującej wówczas unijnej liście w wytycznych określa się uproszczony proces włączania projektów do ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci, z uwzględnieniem dokumentacji i danych już przedłożonych w ramach poprzednich procesów związanych z ogólnounijnymi dziesięcioletnimi planami rozwoju sieci, o ile dokumenty i dane już przedłożone pozostają aktualne.

Przed publikacją ostatecznej wersji wytycznych ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu konsultują się z Komisją i Agencją w sprawie swoich odpowiednich projektów wytycznych dotyczących włączenia projektów do ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci oraz należycie uwzględniają zalecenia przekazane przez Komisję i Agencję.

6) Proponowane projekty dotyczące przesyłu i składowania dwutlenku węgla należące do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 5 załącznika II są przedstawiane Komisji przez zainteresowane państwa członkowskie lub podmioty wyznaczone przez te państwa jako stanowiące element planu opracowanego przez co najmniej dwa państwa członkowskie, który ma na celu rozwój transgranicznej infrastruktury przesyłu i magazynowania dwutlenku węgla.

7) ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu dostarczają grupom informacje na temat tego, jak zastosowały wytyczne do oceny włączenia projektów do ogólnounijnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci.

8) Krajowe organy regulacyjne, a w razie konieczności Agencja – w odniesieniu do projektów wchodzących w zakres ich kompetencji, w miarę możliwości w kontekście współpracy regionalnej na podstawie art. 7 dyrektywy (UE) 73/944 i art. 61 dyrektywy 2009/2019/WE – sprawdzają spójne stosowanie kryteriów i metodyki analizy kosztów i korzyści oraz oceniają ich stosowność w perspektywie transgranicznej. Swoją ocenę przedstawiają grupie. Komisja zapewnia, aby kryteria i metodyki, o których mowa w art. 4 niniejszego rozporządzenia i załączniku IV, były stosowane w sposób zharmonizowany w celu zagwarantowania spójności między grupami regionalnymi.

9) W przypadku wszystkich projektów nieobjętych pkt 8 niniejszego załącznika Komisja ocenia stosowanie kryteriów określonych w art. 4. Komisja uwzględnia również możliwość przyszłego rozszerzenia na dodatkowe państwa członkowskie. Komisja przedstawia swoją ocenę grupie. W przypadku projektów ubiegających się o status projektu będącego przedmiotem wzajemnego zainteresowania przedstawiciele państw trzecich i organy regulacyjne są zapraszani do przedstawienia oceny.

10) Każde państwo członkowskie, którego terytorium proponowany projekt nie dotyczy, ale dla którego proponowany projekt może mieć ewentualne pozytywne skutki netto lub któremu może przynieść ewentualny znaczący efekt, na przykład w odniesieniu do środowiska lub do funkcjonowania infrastruktury energetycznej na jego terytorium, może przedstawić grupie opinię zawierającą swoje obawy.

11) Grupa, na wniosek państwa członkowskiego należącego do grupy, poddaje ocenie przedstawione przez państwo członkowskie zgodnie z art. 3 ust. 3 powody odmowy zatwierdzenia projektu odnoszącego się do jego terytorium.

12) Grupa rozważa, czy zasada „efektywność energetyczna przede wszystkim” ma zastosowanie w odniesieniu do potrzeb w zakresie infrastruktury regionalnej oraz do każdego z projektów kandydujących. W szczególności grupa rozważa takie rozwiązania jak zarządzanie popytem, rozwiązania w zakresie organizacji rynku, wdrażanie rozwiązań cyfrowych oraz renowację budynków jako rozwiązania priorytetowe, jeżeli uznaje się je za bardziej efektywne kosztowo w perspektywie ogólnosystemowej niż budowa nowej infrastruktury po stronie podażowej.

13) Grupa zbiera się w celu rozpatrzenia i sporządzenia rankingu proponowanych projektów w oparciu o przejrzystą ocenę projektów, przy zastosowaniu kryteriów określonych w art. 4, z uwzględnieniem oceny przedstawionej przez organy regulacyjne lub Komisję w odniesieniu do projektów, które nie wchodzą w zakres właściwości krajowych organów regulacyjnych.

14) Sporządzone przez grupy projekty regionalnych list proponowanych projektów podlegających właściwości krajowych organów regulacyjnych wraz z wszelkimi opiniami, o których mowa w pkt 10 niniejszej sekcji, przedkłada się Agencji na sześć miesięcy przed datą przyjęcia listy unijnej. Agencja ocenia projekty list regionalnych i towarzyszące im opinie w terminie trzech miesięcy od daty ich otrzymania. Agencja przedstawia opinię na temat projektów list regionalnych, w szczególności spójnego stosowania kryteriów oraz analizy kosztów i korzyści we wszystkich regionach. Opinię Agencji przyjmuje się zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 22 ust. 5 rozporządzenia (UE) 2019/942.

15) W terminie miesiąca od daty otrzymania opinii Agencji organ decyzyjny każdej z grup przyjmuje ostateczną listę regionalną proponowanych projektów, nie naruszając przepisów art. 3 ust. 3, w oparciu o propozycję grupy oraz przy uwzględnieniu opinii Agencji oraz ocen przedłożonych przez krajowe organy regulacyjne zgodnie z pkt 8, lub oceny wydanej przez Komisję w odniesieniu do projektów, które nie wchodzą w zakres właściwości krajowych organów regulacyjnych, zaproponowanych zgodnie z pkt 9, oraz zalecenia Komisji mającego na celu zapewnienie, by całkowita liczba projektów znajdujących się na unijnej liście umożliwiała zarządzanie nimi, zwłaszcza na granicach, których dotyczą projekty konkurujące lub potencjalnie konkurujące. Organy decyzyjne grup przedkładają Komisji ostateczne listy regionalne wraz z wszelkimi opiniami, o których mowa w pkt 10.

16) Jeżeli na podstawie projektów list regionalnych i po uwzględnieniu opinii Agencji łączna liczba proponowanych projektów na liście unijnej przekraczałby poziom umożliwiający zarządzanie nimi, Komisja doradza poszczególnym zainteresowanym grupom, by nie uwzględniały na liście regionalnej projektów umieszczonych przez grupę najniżej w rankingu opracowanym zgodnie z art. 4 ust. 5.

ZAŁĄCZNIK IV

ZASADY I WSKAŹNIKI DOTYCZĄCE KRYTERIÓW DLA PROJEKTÓW

1) Projektem o znaczących skutkach transgranicznych będącym przedmiotem wspólnego zainteresowania jest projekt na terytorium państwa członkowskiego, który spełnia następujące warunki:

w przypadku przesyłu energii elektrycznej – projekt zwiększa zdolność przesyłową sieci lub zdolność dostępową dla przepływów handlowych na granicy między tym państwem członkowskim i jednym lub kilkoma innymi państwami członkowskimi, przynosząc w efekcie wzrost transgranicznej zdolności przesyłowej sieci na granicy z tym państwem członkowskim i jednym lub kilkoma innymi państwami członkowskimi o co najmniej 500 megawatów (MW) w porównaniu z sytuacją, gdyby nie nastąpiło oddanie do użytku danego projektu, lub projekt zmniejsza izolację energetyczną systemów niepołączonych w co najmniej jednym państwie członkowskim i zwiększa transgraniczną zdolność przesyłową sieci na granicy między dwoma państwami członkowskimi o co najmniej 200MW;

w przypadku magazynowania energii elektrycznej – projekt zapewnia co najmniej 225 MW mocy zainstalowanej i pojemność magazynową pozwalającą na wytworzenie energii elektrycznej netto w ilości 250 GWh rocznie;

w przypadku inteligentnych sieci elektroenergetycznych – projekt dotyczy urządzeń i instalacji wysokiego i średniego napięcia, a udział w nim biorą OSP, OSP i OSD lub OSD z co najmniej dwóch państw członkowskich. Uczestnictwo wyłącznie OSD w projekcie może mieć miejsce pod warunkiem że pochodzą oni z co najmniej dwóch państw członkowskich i zapewniona jest interoperacyjność. Projekt musi spełniać co najmniej dwa z następujących kryteriów: obejmuje 50 000 użytkowników, wytwórców, konsumentów lub prosumentów energii elektrycznej, obejmuje obszar pobierający co najmniej 300 GWh rocznie, co najmniej 20 % konsumpcji energii elektrycznej w związku z projektem pochodzi z różnych źródeł odnawialnych lub zmniejsza izolację energetyczną systemów niepołączonych w co najmniej jednym państwie członkowskim. Projekt nie musi obejmować wspólnej fizycznej granicy. W przypadku projektów związanych z małymi systemami wydzielonymi zdefiniowanymi w art. 2 pkt 42 dyrektywy (UE) 2019/944, w tym wyspami, te poziomy napięcia są równe najwyższemu poziomowi napięcia w odpowiednim systemie elektroenergetycznym;

w przypadku przesyłu wodoru – projekt zapewnia możliwość przesyłu wodoru przez granice zainteresowanych państw członkowskich lub zwiększa istniejącą transgraniczną zdolność w zakresie przesyłu wodoru na granicy między dwoma państwami członkowskimi o co najmniej 10 % w porównaniu z sytuacją sprzed oddania projektu do użytku oraz w wystarczający sposób dowodzi, że stanowi on kluczowy element planowanej transgranicznej sieci wodorowej, i dostarcza wystarczających dowodów na potwierdzenie sporządzenia stosownych planów oraz nawiązania współpracy z sąsiednimi państwami i z operatorami sieci lub, w przypadku projektów zmniejszających izolację energetyczną systemów niepołączonych w co najmniej jednym państwie członkowskim, projekt ma na celu zapewnienie dostaw, bezpośrednio lub pośrednio, do co najmniej dwóch państw członkowskich;

w przypadku instalacji do magazynowania lub odbioru wodoru, o których mowa w pkt 3 załącznika II – projekt ma na celu zapewnienie dostaw, bezpośrednio lub pośrednio, do co najmniej dwóch państw członkowskich;

w przypadku elektrolizerów – projekt zapewnia moc zainstalowaną na poziomie co najmniej 50 MW zapewnianą przez jeden elektrolizer lub zestaw elektrolizerów stanowiących jeden skoordynowany projekt, przynosi bezpośrednie lub pośrednie korzyści co najmniej dwóm państwom członkowskim, a w szczególności, w odniesieniu do projektów na wyspach i systemów wyspiarskich, wspiera innowacyjne i inne rozwiązania obejmujące co najmniej dwa państwa członkowskie, które mają znaczący pozytywny wpływ na cele Unii na rok 2030 w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz przyczynia się znacząco do zrównoważonego rozwoju wyspiarskiego i unijnego systemu energetycznego;

w przypadku inteligentnych sieci gazowych – w realizacji projektu biorą udział OSP, OSP i OSD lub OSD z co najmniej dwóch państw członkowskich. OSD mogą być zaangażowani jedynie przy wsparciu OSP z co najmniej dwóch państw członkowskich, którzy są ściśle związani z projektem i gwarantują interoperacyjność;

w przypadku przesyłu morskiej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych projekt ma na celu przesyłanie energii elektrycznej z morskich obiektów wytwarzania energii o mocy co najmniej 500 MW i umożliwia przesyłanie energii elektrycznej do sieci lądowej danego państwa członkowskiego, zwiększając ilość energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych dostępnej na rynku wewnętrznym. Projekt ma być realizowany na obszarach o niskim poziomie rozpowszechnienia morskiej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i musi wykazywać znaczący pozytywny wpływ na cele Unii na rok 2030 w zakresie energii i klimatu oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., a także w znacznym stopniu przyczyniać się do zrównoważoności systemu energetycznego i integracji rynku, nie utrudniając jednocześnie transgranicznych zdolności i przepływów;

w przypadku projektów dotyczących dwutlenku węgla projekt jest wykorzystywany do transportu i, w stosownych przypadkach, składowania antropogenicznego dwutlenku węgla pochodzącego z co najmniej dwóch państw członkowskich.

2) Projektem o znaczących skutkach transgranicznych będącym przedmiotem wzajemnego zainteresowania jest projekt, który spełnia następujące warunki:

w przypadku projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania należących do kategorii, o której mowa w pkt 1 lit. a) i f) załącznika II – projekt zwiększa zdolność przesyłową sieci lub zdolność dostępową dla przepływów handlowych na granicy między tym państwem członkowskim i jednym lub kilkoma państwami trzecimi, zapewniając uzyskanie istotnych korzyści, bezpośrednio lub pośrednio (poprzez połączenie międzysystemowe z państwem trzecim), zgodnie z kryteriami szczególnymi wymienionymi w art. 4 ust. 3, na szczeblu Unii. ENTSO energii elektrycznej przeprowadza i publikuje obliczenia korzyści dla państw członkowskich w ramach ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci;

w przypadku projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania należących do kategorii, o której mowa w pkt 3 załącznika II – projekt w dziedzinie wodoru zapewnia możliwość przesyłu wodoru przez granicę między państwem członkowskim i jednym lub kilkoma państwami trzecimi oraz zapewnia uzyskanie istotnych korzyści, bezpośrednio lub pośrednio (poprzez połączenie międzysystemowe z państwem trzecim), zgodnie z kryteriami szczególnymi wymienionymi w art. 4 ust. 3, na szczeblu Unii. ENTSO gazu przeprowadza i publikuje obliczenia korzyści dla państw członkowskich w ramach ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci;

w przypadku projektów będących przedmiotem wzajemnego zainteresowania należących do kategorii, o której mowa w pkt 5 załącznika II – projekt może zostać wykorzystany do transportowania i składowania antropogenicznego dwutlenku węgla przez co najmniej dwa państwa członkowskie i jedno państwo trzecie.

3) W przypadku projektów należących do kategorii dotyczących infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. a), b), c), d) i f) załącznika II ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

pomiar przesyłu wytworzonej energii odnawialnej do głównych ośrodków poboru i magazynowania dokonywany zgodnie z zasadami analizy przedstawionej w ostatnim dostępnym ogólnounijnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci energii elektrycznej, w szczególności:

(i)

w przypadku przesyłu energii elektrycznej – przez oszacowanie ilościowe zdolności wytwórczej z odnawialnych źródeł energii (według technologii, w megawatach) przyłączonej i przesyłanej w następstwie projektu z planowaną całkowitą zdolnością wytwórczą z takich odnawialnych źródeł energii w zainteresowanych państwach członkowskich w roku 2030, zgodnie z krajowymi planami w dziedzinie energii i klimatu przedłożonymi przez państwa członkowskie zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2018/1999;

(ii)

w przypadku magazynowania energii – przez porównanie nowej zdolności zapewnionej przez projekt z całkowitą istniejącą zdolnością dla takiej samej technologii magazynowania w analizowanym obszarze w rozumieniu załącznika V;

pomiar integracji rynku, konkurencji i elastyczności systemu dokonywany zgodnie z zasadami analizy przedstawionej w ostatnim dostępnym ogólnounijnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci energii elektrycznej, w szczególności poprzez:

(i)

obliczenie, w przypadku projektów transgranicznych, w tym projektów reinwestycyjnych, skutków w zakresie zdolności przesyłowej systemu w obydwu kierunkach przepływu mocy, mierzonych ilością mocy (w megawatach) i ich wkładem w osiągnięcie 15 % celu połączeń międzysystemowych, oraz, w przypadku projektów o znaczących skutkach transgranicznych, skutków w zakresie zdolności przesyłowej systemu na granicach pomiędzy danymi państwami członkowskimi, między danymi państwami członkowskimi a państwami trzecimi lub w obrębie danych państw członkowskich i w zakresie równowagi popytu i podaży oraz operacji sieciowych w danych państwach członkowskich;

(ii)

ocenę skutków dla analizowanego obszaru określonego w załączniku V w kontekście wynikających z projektu kosztów wytwarzania i przesyłu energii oraz zmian i konwergencji cen rynkowych dla całego systemu energetycznego przy założeniu różnych scenariuszy planowania, ze szczególnym uwzględnieniem wywołanych zmian w zakresie klasyfikacji „merit order”;

pomiar bezpieczeństwa dostaw, interoperacyjności i poziomu bezpieczeństwa eksploatacji systemu dokonywany zgodnie z zasadami analizy przedstawionej w ostatnim dostępnym ogólnounijnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci energii elektrycznej, w szczególności poprzez ocenę skutków projektu w zakresie oczekiwanego czasu niepokrycia zapotrzebowania dla analizowanego obszaru w rozumieniu załącznika V, w ujęciu według wystarczalności zdolności wytwórczych i przesyłowych dla zestawu charakterystycznych okresów obciążenia, z uwzględnieniem oczekiwanych zmian ekstremalnych zjawisk pogodowych związanych z klimatem i ich wpływu na odporność infrastruktury. W stosownych przypadkach dokonuje się pomiaru wpływu projektu na niezależną i niezawodną kontrolę działania systemu i usług.

4) W przypadku projektów należących do kategorii dotyczących infrastruktury energetycznej określonych w pkt 1 lit. e) załącznika II ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

poziom zrównoważoności – pomiaru na potrzeby tego kryterium dokonuje się poprzez ocenę zakresu zdolności sieci do przyłączenia i przesyłu energii ze źródeł odnawialnych, których wydajność jest zmienna;

bezpieczeństwo dostaw – pomiaru na potrzeby tego kryterium dokonuje się na podstawie poziomu strat w sieciach dystrybucyjnych lub przesyłowych (bądź w obu), procentowego współczynnika wykorzystania (tj. średniego obciążenia) elementów sieci elektroenergetycznej, dostępności elementów sieci (w związku z planowanymi i nieplanowanymi czynnościami konserwacyjnymi) oraz ich wpływu na funkcjonowanie sieci, czas trwania i częstotliwość zakłóceń, w tym związanych z klimatem;

integracja rynku – pomiaru na potrzeby tego kryterium dokonuje się na podstawie oceny wykorzystania innowacyjnych technologii w funkcjonowaniu systemu, obniżenia poziomu izolacji energetycznej i wzajemnych połączeń, a także poziomu integracji innych sektorów i ułatwienia tworzenia nowych modeli biznesowych i struktur rynkowych.

bezpieczeństwo i elastyczność sieci oraz jakość dostaw – pomiaru na potrzeby tego kryterium dokonuje się na podstawie oceny innowacyjnego podejścia do elastyczności systemu, cyberbezpieczeństwa, wydajności operacyjnej między poziomem OSP a OSD, zdolności do uwzględnienia odpowiedzi odbioru, magazynowania, środków efektywności energetycznej, efektywnego kosztowo wykorzystania narzędzi cyfrowych i ICT do celów monitorowania i kontroli, stabilności systemu elektroenergetycznego oraz wskaźnika jakości napięcia.

5) W przypadku projektów dotyczących wodoru należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 3 załącznika II ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

pomiaru zrównoważonego charakteru projektu dokonuje się na podstawie jego wkładu w: ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w ramach poszczególnych zastosowań końcowych w sektorach, z których emisje trudno zredukować, na przykład w przemyśle lub transporcie; elastyczne i sezonowe możliwości magazynowania energii elektrycznej produkowanej ze źródeł odnawialnych; lub wprowadzanie wodoru odnawialnego i niskoemisyjnego, by uwzględnić potrzeby rynku i sprzyjać wykorzystaniu wodoru odnawialnego;

pomiaru integracji rynku i interoperacyjności dokonuje się na podstawie obliczenia wartości dodatkowej projektu dla integracji obszarów rynku i konwergencji cenowej oraz ogólnej elastyczności systemu;

pomiaru bezpieczeństwa dostaw i elastyczności dokonuje się na podstawie obliczenia wartości dodatkowej projektu dla odporności, zróżnicowania i elastyczności dostaw wodoru;

Pomiaru konkurencji dokonuje się na podstawie oceny wkładu projektu w dywersyfikację dostaw, w tym ułatwienia dostępu do rodzimych źródeł dostaw wodoru.

6) W przypadku projektów inteligentnych sieci gazowych należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 2 załącznika II ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

pomiaru poziomu zrównoważoności dokonuje się na podstawie oceny udziału gazów odnawialnych i niskoemisyjnych włączonych do sieci gazowej, związanego z tym ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w kierunku całkowitej dekarbonizacji systemu oraz na podstawie odpowiedniego wykrywania wycieków;

pomiaru bezpieczeństwa i jakości dostaw dokonuje się na podstawie oceny wskaźnika niezawodnie dostępnych dostaw gazu i okresu największego poboru mocy, poziomu zastąpienia importu energii elektrycznej energią pozyskiwaną z lokalnych gazów odnawialnych i niskoemisyjnych, stabilności funkcjonowania systemu, czasu trwania i częstotliwości zakłóceń w przeliczeniu na jednego klienta;

pomiaru umożliwiania usług zwiększających elastyczność, takich jak reagowanie na popyt i magazynowanie poprzez ułatwianie integracji inteligentnego sektora energetycznego poprzez tworzenie połączeń z innymi nośnikami energii i sektorami dokonuje się na podstawie oceny możliwych oszczędności kosztów w połączonych sektorach i systemach energetycznych, takich jak system ciepłowniczy i elektroenergetyczny, transport i przemysł.

7) W przypadku projektów dotyczących elektrolizerów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 4 załącznika II ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

pomiaru poziomu zrównoważoności dokonuje się na podstawie oceny udziału wodoru odnawialnego lub wodoru niskoemisyjnego, w szczególności ze źródeł odnawialnych, spełniającego kryteria określone w pkt 4 lit. a) ppkt (ii) załącznika II, włączonego do sieci, lub na podstawie oszacowania ilości wykorzystywanych paliw syntetycznych takiego pochodzenia oraz związanego z tym ograniczenia emisji gazów cieplarnianych;

pomiaru bezpieczeństwa dostaw dokonuje się na podstawie oceny wkładu projektu w bezpieczeństwo, stabilność i efektywność funkcjonowania sieci, w tym na podstawie oceny unikania ograniczania produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych;

pomiaru umożliwiania usług zwiększających elastyczność, takich jak reagowanie na popyt i magazynowanie poprzez ułatwianie integracji inteligentnego sektora energetycznego poprzez tworzenie połączeń z innymi nośnikami energii i sektorami dokonuje się na podstawie oceny możliwych oszczędności kosztów w połączonych sektorach i systemach energetycznych, takich jak sieci gazowe, sieci wodoru, sieci energetyczne i ciepłownicze, sektory transportu i przemysłu.

8) W przypadku infrastruktury dwutlenku węgla należącej do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w pkt 5 załącznika II ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

pomiaru poziomu zrównoważoności dokonuje się na podstawie oceny całkowitej oczekiwanej redukcji emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia projektu oraz braku alternatywnych rozwiązań technologicznych, takich jak między innymi efektywność energetyczna, elektryfikacja uwzględniająca odnawialne źródła energii, aby osiągnąć taki sam poziom redukcji emisji gazów cieplarnianych jak ilość dwutlenku węgla, która ma zostać wychwycona w połączonych instalacjach przemysłowych po porównywalnych kosztach w porównywalnym terminie, z uwzględnieniem emisji gazów cieplarnianych pochodzących z energii niezbędnej do wychwytywania, transportu i składowania dwutlenku węgla, stosownie do przypadku, z uwzględnieniem infrastruktury, w tym, w stosownych przypadkach, innych potencjalnych zastosowań w przyszłości;

pomiaru odporności i bezpieczeństwa dokonuje się na podstawie oceny bezpieczeństwa infrastruktury;

pomiaru zmniejszenia obciążeń środowiskowych i ryzyka środowiskowego dokonuje się na podstawie oceny trwałej neutralizacji dwutlenku węgla.

ZAŁĄCZNIK V

CAŁOŚCIOWA ANALIZA KOSZTÓW I KORZYŚCI SYSTEMU ENERGETYCZNEGO

Metodyki analizy kosztów i korzyści opracowane przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu muszą być ze sobą spójne, a jednocześnie uwzględniać specyfikę poszczególnych sektorów. Metodyki zharmonizowanej i przejrzystej całościowej analizy kosztów i korzyści systemu energetycznego w odniesieniu do projektów znajdujących się na liście unijnej muszą być jednolite dla wszystkich kategorii infrastruktury, chyba że uzasadnione są konkretne odstępstwa. Muszą one uwzględniać koszty w szerszym ujęciu (w tym efekty zewnętrzne) w świetle celów Unii, w szczególności celów klimatyczno-energetycznych na rok 2030 oraz celu neutralności klimatycznej do 2050 r., oraz muszą być zgodne z następującymi zasadami:

obszar analizy pojedynczego projektu obejmuje wszystkie państwa członkowskie i państwa trzecie, na których terytorium jest zlokalizowany projekt, wszystkie bezpośrednio sąsiadujące państwa członkowskie i wszystkie inne państwa członkowskie, w których dany projekt wywołuje znaczące skutki. W tym celu ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu współpracują ze wszystkimi właściwymi operatorami systemów w odpowiednich państwach trzecich. W przypadku projektów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonej w pkt 3) załącznika II ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu współpracują z projektodawcą również wtedy, gdy nie jest on operatorem systemu;

każda analiza kosztów i korzyści obejmuje analizy wrażliwości zbioru danych wejściowych, w tym kosztów wytworzenia i gazów cieplarnianych, a także oczekiwanej ewolucji popytu i podaży (w tym w odniesieniu do odnawialnych źródeł energii), w tym ich elastyczności, oraz dostępnych możliwości magazynowania, terminów oddania do użytku różnych projektów w ramach tego samego analizowanego obszaru, skutków klimatycznych oraz innych istotnych parametrów;

metodyki określają analizę, która ma zostać przeprowadzona na podstawie odpowiedniego zbioru wielosektorowych danych wejściowych, przez wskazanie skutków realizacji i braku realizacji danego projektu, oraz obejmuje istotne współzależności z innymi projektami;

metodyki określają wytyczne dotyczące rozwoju i użytkowania sieci energetycznej oraz modele rynkowe konieczne do przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści. Modelowanie umożliwia pełną ocenę korzyści gospodarczej, w tym integracji rynku, bezpieczeństwa dostaw i konkurencji, a także zakończenia izolacji energetycznej, skutków społecznych, środowiskowych i klimatycznych, w tym skutków międzysektorowych. Metodyka jest całkowicie przejrzysta i zawiera szczegółowe informacje na temat obliczania każdej z korzyści i każdego kosztu, oraz dlaczego i w jaki sposób się je oblicza;

wyjaśnia się w nich, w jaki sposób zasada „efektywność energetyczna przede wszystkim” jest wdrażana na wszystkich etapach dziesięcioletnich planów rozwoju sieci;

wyjaśnia się w nich, że projekt nie będzie utrudniać rozwoju i wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych;

zapewniają one określenie państw członkowskich, w których przypadku projekt generuje skutki pozytywne netto (beneficjentów), państw członkowskich, w których przypadku projekt generuje skutki negatywne netto, oraz ponoszących koszty – przy czym mogą to być państwa członkowskie inne niż te, na których terytorium budowana jest infrastruktura;

uwzględnia się w nich co najmniej wydatki kapitałowe, wydatki operacyjne i wydatki z tytułu utrzymania, a także koszty powstałe dla systemu powiązanego w ciągu technicznego cyklu życia całego projektu, takie jak koszty wycofania z eksploatacji i gospodarowania odpadami, w tym koszty zewnętrzne. Metodyki określają wytyczne dotyczące stawek rabatowych, technicznego cyklu życia oceny i wartości końcowej, które będą stosowane w obliczeniach kosztów i korzyści. Obejmują one ponadto obowiązkową metodykę obliczania stosunku korzyści do kosztów i wartości bieżącej netto, a także zróżnicowanie korzyści w zależności od poziomu wiarygodności ich metod szacowania. Uwzględnione zostaną także metody obliczania środowiskowych i klimatycznych skutków projektów i wkładu w unijne cele energetyczne, takie jak cele w zakresie zwiększenia udziału energii ze źródeł odnawialnych, efektywności energetycznej i wzajemnych połączeń;

zapewniają one, aby środki z zakresu przystosowania się do zmiany klimatu przyjmowane w odniesieniu do każdego projektu zostały poddane ocenie i odzwierciedlały koszty emisji gazów cieplarnianych wykorzystane do oceny, a ocena ta była solidna i spójna z innymi politykami Unii w celu umożliwienia porównania z innymi rozwiązaniami, które nie wymagają nowej infrastruktury.

ZAŁĄCZNIK VI

WYTYCZNE DOTYCZĄCE PRZEJRZYSTOŚCI I UDZIAŁU SPOŁECZEŃSTWA

1) W podręczniku procedur, o którym mowa w art. 9 ust. 1, podaje się co najmniej:

specyfikację właściwych aktów prawnych, na podstawie których wydano decyzje i opinie dotyczące poszczególnych rodzajów odnośnych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, z uwzględnieniem prawa ochrony środowiska;

wykaz decyzji i opinii, które należy uzyskać;

nazwy i dane teleadresowe właściwego organu, innych zainteresowanych organów i najważniejszych zainteresowanych stron;

przepływ zadań, z omówieniem każdego etapu procesu, włącznie z orientacyjnym harmonogramem, a także zwięzły przegląd procesu decyzyjnego w odniesieniu do poszczególnych rodzajów odpowiednich projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania;

informacje na temat zakresu, struktury i poziomu szczegółowości dokumentów, które należy złożyć w celu ubiegania się o decyzje, włącznie z listą kontrolną;

etapy, na jakich opinia publiczna może uczestniczyć w procesie, i środki do tego celu;

sposób, w jaki właściwy organ, inne zainteresowane organy i projektodawca wykazują uwzględnienie opinii wyrażonych w konsultacjach publicznych, wskazując na przykład konkretne zmiany, jakich dokonano w zakresie lokalizacji i koncepcji projektu, lub podając powody nieuwzględnienia takich opinii;

w miarę możliwości, tłumaczenie jego treści na wszystkie języki sąsiadujących państw członkowskich, opracowane w koordynacji z odpowiednimi sąsiadującymi państwami członkowskimi.

2) W szczegółowym planie, o którym mowa w art. 10 ust. 6 lit. b), podaje się co najmniej:

decyzje i opinie do uzyskania;

organy, zainteresowane strony i potencjalnie zainteresowane grupy społeczeństwa;

poszczególne etapy procedury i czas ich trwania;

najważniejsze cele pośrednie do osiągnięcia i terminy ich realizacji w kontekście podjęcia decyzji kompleksowej;

zasoby planowane przez organy oraz ewentualne dodatkowe potrzeby dotyczące zasobów.

3) Bez uszczerbku dla przewidzianych w prawie ochrony środowiska wymogów dotyczących konsultacji publicznych, w celu zwiększenia udziału społeczeństwa w procesie wydawania pozwoleń oraz zapewnienia wczesnego informowania społeczeństwa i dialogu z nim stosuje się następujące zasady:

zainteresowane strony, których dotyczy projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania, w tym odnośne organy krajowe, regionalne i lokalne, właściciele nieruchomości i obywatele mieszkający w pobliżu projektu, przedstawiciele opinii publicznej i ich stowarzyszenia, organizacje lub grupy, są szczegółowo informowani i proszeni o konsultację na wczesnym etapie projektu, kiedy potencjalne obawy społeczeństwa nadal mogą być wzięte pod uwagę, w sposób inkluzywny, otwarty i przejrzysty. W stosownych przypadkach właściwy organ wspiera aktywnie działania podejmowane przez projektodawcę;

właściwe organy w miarę możliwości zapewniają łączenie procedur konsultacji publicznych w zakresie projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania łącznie z konsultacjami publicznymi wymaganymi już na mocy prawa krajowego. Każde konsultacje publiczne obejmują wszystkie tematy istotne na danym etapie procedury, przy czym ten sam temat istotny na danym etapie procedury nie jest omawiany podczas więcej niż jednych konsultacji publicznych; jednak jedne konsultacje publiczne mogą odbywać się w więcej niż jednej lokalizacji geograficznej. Tematy będące przedmiotem konsultacji publicznych zostają wyraźnie wskazane w treści powiadomienia o takich konsultacjach;

uwagi i zastrzeżenia mogą być przedstawiane wyłącznie od momentu rozpoczęcia konsultacji publicznych do momentu upływu terminu;

projektodawcy zapewniają, aby konsultacje odbywały się w okresie pozwalającym na otwarty i inkluzywny udział społeczeństwa.

4) Koncepcja udziału społeczeństwa musi zawierać co najmniej informacje na temat:

zainteresowanych stron, których dotyczy projekt i które biorą udział w konsultacjach;

przewidzianych środków, w tym również proponowanych ogólnych miejsc i terminów spotkań poświęconych projektowi;

harmonogramu;

zasobów ludzkich przydzielonych do poszczególnych zadań.

5) W związku z konsultacjami publicznymi, które muszą zostać przeprowadzone przed złożeniem dokumentacji wniosku, odpowiednie strony zobowiązane są co najmniej do:

publikacji, w formie elektronicznej i – w stosownych przypadkach – drukowanej, broszury informacyjnej o objętości nie większej niż 15 stron w jasny i zwięzły sposób prezentującej opis, cel i wstępny harmonogram opracowanych etapów projektu, krajowy plan rozwoju sieci, alternatywne trasy brane pod uwagę, rodzaj i charakterystykę oczekiwanych skutków, w tym skutków o charakterze transgranicznym, oraz potencjalne środki łagodzące; taka broszura informacyjna jest publikowana przed rozpoczęciem konsultacji oraz podaje adresy internetowe platformy projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, o których mowa w art. 9 ust. 7, platformy na rzecz przejrzystości, o której mowa w art. 23, oraz podręcznika procedur, o którym mowa w pkt 1 niniejszego załącznika;

publikacji informacji na temat konsultacji na stronie internetowej projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania, o którym mowa w art. 9 ust. 7, na tablicach ogłoszeń biur administracji lokalnej oraz co najmniej w jednym lokalnym medium bądź, w stosownych przypadkach, w dwóch lokalnych mediach;

zapraszania w formie pisemnej lub elektronicznej odpowiednich zainteresowanych stron, stowarzyszeń, organizacji i grup, których dotyczy projekt, na poświęcone mu spotkania, w trakcie których omawiane są wątpliwości.

6) Na stronie internetowej projektu, o której mowa w art. 9 ust. 7, publikuje się co najmniej następujące informacje:

datę ostatniej aktualizacji strony internetowej projektu;

tłumaczenia jej treści na wszystkie języki państw członkowskich, których dotyczy projekt lub w odniesieniu do których projekt ma znaczące skutki transgraniczne, zgodnie z pkt 1 załącznika IV;

broszurę informacyjną, o której mowa w pkt 5, zaktualizowaną o najnowsze dane dotyczące projektu;

niespecjalistyczne i aktualizowane na bieżąco omówienie aktualnego stanu projektu, zawierające informacje geograficzne, z wyraźnym wskazaniem zmian w stosunku do poprzednich wersji w przypadku aktualizacji;

plan realizacji, o którym mowa w art. 5 ust. 1, zaktualizowany o najnowsze dane dotyczące projektu;

środki przyznane i wypłacone przez Unię na projekt;

plany projektu i konsultacji publicznych, z wyraźnym wskazaniem dat i miejsc takich konsultacji i wysłuchań oraz planowanej tematyki tych wysłuchań;

dane teleadresowe konieczne do uzyskania dodatkowych informacji lub dokumentów;

dane teleadresowe konieczne do przedstawiania uwag i zastrzeżeń w ramach konsultacji publicznych.

▼M1

ZAŁĄCZNIK VII

UNIJNA LISTA PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA I PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WZAJEMNEGO ZAINTERESOWANIA („LISTA UNIJNA”),

o której mowa w art. 3 ust. 4

A. ZASADY STOSOWANE PRZY TWORZENIU LISTY UNIJNEJ

1. Klastry PWsZ i PWzZ

Niektóre PWsZ są elementem klastrów ze względu na ich współzależny, potencjalnie konkurencyjny lub konkurencyjny charakter. Ustanawia się następujące rodzaje klastrów PWsZ/PWzZ:

—

klaster współzależnych PWsZ/PWzZ określa się jako „klaster X, obejmujący następujące PWsZ/PWzZ:”. Tego rodzaju klaster został stworzony w celu określenia PWsZ/PWzZ, które są niezbędne do usunięcia tego samego wąskiego gardła o transgranicznym charakterze i które zapewniają synergię w przypadku wspólnej realizacji. W takim przypadku należy zrealizować wszystkie PWsZ/PWzZ, aby osiągnąć ogólnounijne korzyści;

—

klaster potencjalnie konkurencyjnych PWsZ/PWzZ określa się jako „klaster X, obejmujący co najmniej jeden spośród następujących PWsZ:”. Tego rodzaju klaster odzwierciedla niepewność związaną z rozmiarami wąskiego gardła między poszczególnymi państwami. W takim przypadku nie zachodzi konieczność realizacji wszystkich PWsZ/PWzZ zawartych w klastrze. Do decyzji rynku pozostawia się ustalenie, czy realizacja obejmie jeden, kilka czy wszystkie PWsZ/PWzZ, po spełnieniu niezbędnych wymogów w zakresie planowania, wydawania pozwoleń i decyzji regulacyjnych. W kolejnych cyklach wskazywania PWsZ/PWzZ ocenia się ponownie potrzebę realizacji PWsZ/PWzZ, w tym w odniesieniu do potrzeb w zakresie przepustowości; oraz

—

klaster konkurencyjnych PWsZ/PWzZ określa się jako „klaster X, obejmujący jeden z następujących PWsZ/PWzZ:”. Tego rodzaju klaster dotyczy tego samego wąskiego gardła. Rozmiar wąskiego gardła jest jednak określony z większą pewnością niż w przypadku klastra potencjalnie konkurencyjnych PWsZ/PWzZ i w związku z tym ustalono, że tylko jeden PWsZ/PWzZ musi zostać zrealizowany. Do decyzji rynku pozostawia się ustalenie PWsZ/PWzZ, który będzie realizowany po spełnieniu niezbędnych wymogów w zakresie planowania, wydawania pozwoleń i decyzji regulacyjnych. W stosownych przypadkach w kolejnych cyklach wskazywania PWsZ/PWzZ ocenia się ponownie potrzebę realizacji PWsZ/PWzZ;

—

ogólny korytarz odzwierciedla pewne istotne potrzeby infrastrukturalne, które nie zostały zidentyfikowane i które nie mogły zostać należycie uwzględnione w przedłożonych projektach.

W odniesieniu do wszystkich PWsZ/PWzZ zastosowanie mają jednakowe prawa i obowiązki wynikające z rozporządzenia (UE) 2022/869.

2. Postępowanie wobec podstacji i tłoczni gazu

Podstacje i stacje back-to-back w przypadku energii elektrycznej oraz tłocznie gazu uznaje się za części PWsZ/PWzZ, jeżeli są zlokalizowane geograficznie na liniach przesyłowych lub obok rurociągów, w zależności od danego przypadku. Podstacje, stacje back-to-back i tłocznie gazu uznaje się za samodzielne PWsZ i wyraźnie wymienia na liście unijnej, jeżeli ich położenie geograficzne nie pokrywa się z liniami przesyłowymi lub rurociągami, w zależności od danego przypadku. Zastosowanie do nich mają prawa i obowiązki określone w rozporządzeniu (UE) 2022/869.

3. Niekwalifikowalne części projektów PWsZ/PWzZ

Niektóre PWsZ/PWzZ obejmują inwestycję lub inwestycje, które są niekwalifikowalne. Inwestycji tych, które wymieniono poniżej, nie uznaje się za część listy unijnej.

—

Odcinek Guitiriz–Zamora (część PWsZ 9.1.3)

—

Odcinek Saint Martin de Crau–Cruzy (część PWsZ 9.1.5)

—

Odcinek Freiburg–Offenbach (część PWsZ 9.2.1)

—

Odcinek obejmujący obszar Limburgii i jego połączenie z siecią szkieletową Północ–Południe we wschodniej części Niderlandów (część PWsZ 9.6)

—

Statek (część PWsZ 9.13.1)

—

Odcinek Poggio Renatico – przełęcz Gries (część PWsZ 10.1.1)

—

Odcinek Karperi–Komotimi (część PWsZ 10.3.1)

—

Odcinek Kiruna–Luleå (część PWsZ 11.1)

—

4 wewnętrzne odcinki fińskiego rurociągu Kyröskoski; Imatra; Loviisa przez Kotka i Porvoo przez Tolkinnen (odniesienia geograficzne mają orientacyjny charakter i podano je wyłącznie w celach informacyjnych) (część PWsZ 11.2)

—

Rurociąg na Litwie łączący się z Kłajpedą (część PWsZ 11.2)

—

Odcinek Magdeburg–Poczdam (odniesienia geograficzne mają orientacyjny charakter i podano je wyłącznie w celach informacyjnych) (część PWsZ 11.2)

—

Zarządzanie elektronicznym przepływem dokumentów, voicebot i chatbot, automatyzacja zarządzania siłą roboczą, wspólne aukcje SK-UA i aktywa na potrzeby jaskini przeznaczonej do celów turystycznych (część PWsZ 12.3)

4. Projekty, w przypadku których numer PWsZ zmienił się w porównaniu z poprzednią listą unijną

Numery PWsZ projektów figurujących na poprzedniej liście unijnej ustanowionej na mocy uchylonego rozporządzenia (UE) nr 347/2013 zmieniły się z uwagi na konieczność zmiany kolejności projektów na liście albo z uwagi na wpisanie na nią priorytetowych korytarzy nowo dodanych w rozporządzeniu (UE) 2022/869. Dotyczy to niektórych projektów należących do następujących kategorii: energia elektryczna, inteligentna sieć elektroenergetyczna i sieci CO2. W takich przypadkach poprzedni numer PWsZ podano, wyłącznie w celach informacyjnych, pod nazwą danego projektu.

B. UNIJNA LISTA PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA I PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WZAJEMNEGO ZAINTERESOWANIA

1. Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe Północ–Południe w Europie Zachodniej („NSI West Electricity”)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
1.1.	Połączenia międzysystemowe Portugalia–Hiszpania między Beariz–Fontefría (ES), Fontefría (ES)–Ponte de Lima (PT) oraz Ponte de Lima–Vila Nova de Famalicão (PT), w tym podstacje w Beariz (ES), Fontefría (ES) i Ponte de Lima (PT) (nr 2.17 na piątej liście PWsZ)
1.2.	Połączenie międzysystemowe między Gatiką (ES) a Cubnezais (FR) [projekt obecnie znany jako „Biscay Gulf”] (nr 2.7 na piątej liście PWsZ)
1.3.	Połączenie międzysystemowe między La Martyre (FR) a Great Island lub Knockraha (IE) [projekt obecnie znany jako „Celtic Interconnector”] (nr 1.6 na piątej liście PWsZ)
1.4.	Klaster linii wewnętrznych w Niemczech obejmujący następujące PWsZ: 1.4.1. Linia wewnętrzna między Emden-Wschód a Osterath w celu zwiększenia przepustowości z północnych Niemiec do Nadrenii [projekt obecnie znany jako „A-Nord”] (nr 2.31.1 na piątej liście PWsZ) 1.4.2. Linia wewnętrzna między Heide/West a Polsum w celu zwiększenia przepustowości z północnych Niemiec do Zagłębia Ruhry [projekt obecnie znany jako „Korridor B”] (nr 2.31.2 na piątej liście PWsZ) 1.4.3. Linia wewnętrzna między Wilhelmshaven a Uentrop w celu zwiększenia przepustowości z północnych Niemiec do Zagłębia Ruhry [projekt obecnie znany jako „Korridor B”] (nr 2.31.3 na piątej liście PWsZ)
1.5.	Linia wewnętrzna w Niemczech między Brunsbüttel/Wilster a Großgartach/Grafenrheinfeld w celu zwiększenia przepustowości na granicy północnej i południowej [projekt obecnie znany jako „Suedlink”] (nr 2.10 na piątej liście PWsZ)
1.6.	Linia wewnętrzna między Osterath a Philippsburgiem (DE) w celu zwiększenia przepustowości na granicy zachodniej [projekt obecnie znany jako „Ultranet”] (nr 2.9 na piątej liście PWsZ)
1.7.	1.7.1. Połączenie międzysystemowe między Nawarrą (ES) a Landes (FR) [projekt obecnie znany jako „Pyrenean crossing 1”] (nr 2.27.2 na piątej liście PWsZ) 1.7.2. Połączenie międzysystemowe między Aragonią (ES) a Os-Marsillon (FR) [projekt obecnie znany jako „Pyrenean crossing 2”] (nr 2.27.1 na piątej liście PWsZ)
1.8.	Połączenie międzysystemowe między Lonny (FR) a Gramme (BE) (nr 2.32 na piątej liście PWsZ)
1.9.	Linia wewnętrzna na północnej granicy Belgii między Zandvliet a Lillo-Liefkenshoek (BE) oraz między Liefkenshoek a Mercator, łącznie z podstacją w Lillo (BE) [projekt obecnie znany jako „BRABO II + III”] (nr 2.23 na piątej liście PWsZ)
1.10.	Połączenie międzysystemowe między Włochami kontynentalnymi a Korsyką (FR) i Sardynią (IT) [projekt obecnie znany jako „SACOI 3”] (nr 2.4 na piątej liście PWsZ)
1.11.	Projekt mający na celu zwiększenie potencjału magazynowania energii elektrycznej w Kaunertal (AT) (nr 2.18 na piątej liście PWsZ)
1.12.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej NAVALEO (ES) z funkcją oczyszczania ścieków (nr 2.28.2 na piątej liście PWsZ)
1.13.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej Silvermines (IE) (nr 2.29 na piątej liście PWsZ)
1.14.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej RIEDL (DE) (nr 2.30 na piątej liście PWsZ)
1.15.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej LOS GUAJARES wykorzystującej dwufunkcyjne pompy hydrauliczne (ES)
1.16.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą sprężonego powietrza w instalacji Green Hydrogen Hub (DK) (nr 1.21 na piątej liście PWsZ)
1.17.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej WSK PULS (DE)
1.18.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej AGUAYO II wykorzystującej dwufunkcyjne pompy hydrauliczne (ES)

Projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
1.19.	Połączenie międzysystemowe między Sycylią (IT) a węzłem w Tunezji (TN) [projekt obecnie znany jako „ELMED”] (nr 2.33 na piątej liście PWsZ)
1.20.	Połączenie międzysystemowe między obszarem Zeebrugge (BE) a Kemsley w hrabstwie Kent (UK) [projekt obecnie znany jako „Cronos”]
1.21.	Połączenie międzysystemowe między obszarami Emden (DE) i Corringham w hrabstwie Essex (UK) [projekt obecnie znany jako „Tarchon”]

2. Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej („NSI East Electricity”)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
2.1.	Klaster Austria–Niemcy, obejmujący następujące PWsZ: 2.1.1. Połączenie międzysystemowe między Isar/Altheim/Ottenhofen (DE) a St. Peter (AT) (nr 3.1.1 na piątej liście PWsZ) 2.1.2. Linia wewnętrzna między St. Peter a Tauern (AT) (nr 3.1.2 na piątej liście PWsZ) 2.1.3. Linia wewnętrzna między Westtirol a Zell/Ziller (AT) (nr 3.1.4 na piątej liście PWsZ) 2.1.4. Połączenie międzysystemowe między Pleinting (DE) a St. Peter (AT)
2.2.	Linia wewnętrzna w Niemczech między Wolmirstedt a Isar [projekt obecnie znany jako „SuedOstLink”] (nr 3.12 na piątej liście PWsZ)
2.3.	Klaster linii wewnętrznych w Czechach obejmujący następujące PWsZ: 2.3.1. Linia wewnętrzna między Vernerovem a Vitkovem (nr 3.11.1 na piątej liście PWsZ) 2.3.2. Linia wewnętrzna między Presticami a Kocinem (nr 3.11.3 na piątej liście PWsZ) 2.3.3. Linia wewnętrzna między Kocinem a Mirovką (nr 3.11.4 na piątej liście PWsZ)
2.4.	Połączenie międzysystemowe między Würmlach (AT) a Somplago (IT) (nr 3.4 na czwartej liście PWsZ)
2.5.	Klaster Węgry–Rumunia obejmujący następujące PWsZ: 2.5.1. Połączenie międzysystemowe między Józsą (HU) a Oradeą (RO) 2.5.2. Linia wewnętrzna między Urechesti (RO) a Targu Jiu (RO) 2.5.3. Linia wewnętrzna między Targu Jiu (RO) a Paroseni (RO) 2.5.4. Linia wewnętrzna między Paroseni (RO) a Baru Mare (RO) 2.5.5. Linia wewnętrzna między Baru Mare (RO) a Hășdat (RO)
2.6.	Klaster Izrael–Cypr–Grecja [projekt obecnie znany jako „EuroAsia Interconnector”], obejmujący następujące PWsZ: 2.6.1. Połączenie międzysystemowe między Haderą (IL) a Kofinou (CY) (nr 3.10.1 na piątej liście PWsZ) 2.6.2. Połączenie międzysystemowe między Kofinou (CY) a Korakią na Krecie (EL) (nr 3.10.2 na piątej liście PWsZ)
2.7.	Połączenie międzysystemowe między Otrokovicami (CZ) a Ladcami (SK)
2.8.	Połączenie międzysystemowe między Lienz (AT) a regionem Wenecja Euganejska (IT) (nr 3.2.1 na drugiej liście PWsZ)
2.9.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej w Amfilochii (EL) (nr 3.24 na piątej liście PWsZ)
2.10.	System magazynowania energii elektrycznej w bateriach w Ptolemaidzie (EL)
2.11.	Modernizacja systemu magazynowania energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej na Czarnym Wagu (SK) [projekt obecnie znany jako „SE Integrator”]

Projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
2.12.	Połączenie międzysystemowe między Suboticą (RS) a Sándorfalvą (HU)
2.13.	Połączenie międzysystemowe między Wadi an-Natrun (EG) a Mezogeją/St. Stefanos (EL) [projekt obecnie znany jako „GREGY Interconnector”]

3. Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do energii elektrycznej („BEMIP Electricity”)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
3.1.	Linia wewnętrzna między Stanisławowem a Ostrołęką (PL) (nr 4.5.2 na piątej liście PWsZ)
3.2.	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowych w Estonii (nr 4.6 na piątej liście PWsZ)
3.3.	Integracja i synchronizacja systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich z sieciami europejskimi obejmująca następujące PWsZ: 3.3.1. Połączenie międzysystemowe między Tsirguliiną (EE) a Valmierą (LV) (nr 4.8.3 na piątej liście PWsZ) 3.3.2. Linia wewnętrzna między Viru a Tsirguliiną (EE) (nr 4.8.4 na piątej liście PWsZ) 3.3.3. Linia wewnętrzna między Paide a Sindi (EE) (nr 4.8.7 na piątej liście PWsZ) 3.3.4. Linia wewnętrzna między Wilnem a Neris (LT) (nr 4.8.8 na piątej liście PWsZ) 3.3.5. Dalsze aspekty infrastrukturalne związane z realizacją synchronizacji systemów państw bałtyckich z kontynentalną siecią europejską (nr 4.8.9 na piątej liście PWsZ) 3.3.6. Połączenie międzysystemowe między Litwą a Polską [projekt obecnie znany jako „Harmony Link”] (nr 4.8.10 na piątej liście PWsZ) 3.3.7. Nowa podstacja 330 kV w Mūša (LT) (nr 4.8.13 na piątej liście PWsZ) 3.3.8. Linia wewnętrzna między Bitenai a KHAE (LT) (nr 4.8.14 na piątej liście PWsZ) 3.3.9. Nowa podstacja 330 kV w Darbėnai (LT) (nr 4.8.15 na piątej liście PWsZ) 3.3.10. Linia wewnętrzna między Darbėnai a Bitenai (LT) (nr 4.8.16 na piątej liście PWsZ) 3.3.11. Linia wewnętrzna między stacją Dunowo a stacją Żydowo Kierzkowo (PL) (nr 4.8.18 na piątej liście PWsZ) 3.3.12. Linia wewnętrzna między stacją Piła Krzewina a stacją Żydowo Kierzkowo (PL) (nr 4.8.19 na piątej liście PWsZ) 3.3.13. Linia wewnętrzna między stacjami Morzyczyn–Dunowo–Słupsk–Żarnowiec (PL) (nr 4.8.21 na piątej liście PWsZ) 3.3.14. Linia wewnętrzna między stacjami Żarnowiec–Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń–Gdańsk Błonia (PL) (nr 4.8.22 na piątej liście PWsZ) 3.3.15. Synchroniczne skraplacze zapewniające inercję, stabilność napięcia, stabilność częstotliwości oraz moc zwarciową na Litwie, Łotwie i w Estonii (nr 4.8.23 na piątej liście PWsZ)
3.4.	Trzecie połączenie międzysystemowe Finlandia–Szwecja [obecnie znane pod nazwą „Aurora line”] obejmujące następujące PWsZ: 3.4.1. Połączenie międzysystemowe między północną Finlandią a północną Szwecją (nr 4.10.1 na piątej liście PWsZ) 3.4.2 Linia wewnętrzna między Keminmaa a Pyhänselkä (FI) (nr 4.10.2 na piątej liście PWsZ)
3.5.	Czwarte połączenie międzysystemowe między Finlandią a Szwecją [projekt obecnie znany jako „Aurora line 2”]
3.6.	Połączenie międzysystemowe między Finlandią a Estonią [projekt obecnie znany jako „Estlink 3”]

4. Północnomorskie sieci przesyłowe morskiej energii wiatrowej

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
4.1.	Jeden lub więcej węzłów na Morzu Północnym z połączeniami wzajemnymi z państwami sąsiadującymi z Morzem Północnym (Dania, Niderlandy i Niemcy) [projekt obecnie znany jako „North Sea Wind Power Hub”] (nr 1.19 na piątej liście PWsZ)
4.2.	Morskie hybrydowe połączenie wzajemne między Belgią a Danią [projekt obecnie znany jako „Triton Link”]
4.3.	Podstacja morska wysokiego napięcia i połączenie z Menuel (FR) [projekt obecnie znany jako „Offshore Wind connection Centre Manche 1”]
4.4.	Podstacja morska wysokiego napięcia i połączenie z Tourbe (FR) [projekt obecnie znany jako „Offshore Wind connection Centre Manche 2”]

Projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
4.5.	Wielofunkcyjne połączenie wzajemne między Modular Offshore Grid 2 (modularną siecią przesyłową morskiej energii wiatrowej 2) (BE) a Leisten (UK) [projekt obecnie znany jako „Nautilus”] (nr 1.15 na czwartej liście PWsZ)
4.6.	Wielofunkcyjne połączenie międzysystemowe HVDC między Wielką Brytanią a Niderlandami [projekt obecnie znany jako „LionLink”]

5. Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w sieciach przesyłowych energii morskiej (BEMIP offshore)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
5.1.	Hybrydowe morskie połączenie wzajemne między Łotwą a Estonią [projekt obecnie znany jako „Elwind”]
5.2.	Hybrydowe morskie połączenie wzajemne Bornholm Energy Island [Bornholmska Wyspa Energetyczna] między Danią a Niemcami

6. Południowo-zachodnie sieci przesyłowe morskiej energii wiatrowej (SW offshore)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
6.1.	Przyłączenie morskiej energii wiatrowej w Oksytanii (FR)
6.2.	Przyłączenie morskiej energii wiatrowej w Prowansji-Alpach-Lazurowym Wybrzeżu (FR)

7. Południowo-wschodnie sieci przesyłowe energii morskiej (SE offshore)

Do tego korytarza nie przedłożono żadnych projektów.

8. Atlantyckie sieci przesyłowe energii morskiej

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
8.1.	Przyłączenie morskiej energii wiatrowej w południowej Bretanii (FR)
8.2.	Przyłączenie morskiej energii wiatrowej na południowym Atlantyku (FR)

9. Wodorowe połączenia wzajemne w Europie Zachodniej (HI West)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
9.1.	Korytarz Portugalia – Hiszpania – Francja – Niemcy: 9.1.1. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Portugalii 9.1.2. Wodorowe połączenie wzajemne Portugalia–Hiszpania 9.1.3. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Hiszpanii 9.1.4. Wodorowe połączenie wzajemne Hiszpania–Francja [projekt obecnie znany jako „BarMar”] 9.1.5. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa we Francji łącząca się z Niemcami [projekt obecnie znany jako „HyFen”] 9.1.6. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Niemczech łącząca się z Francją [projekt obecnie znany jako „H2Hercules South”]
9.2.	Transgraniczne doliny wodorowe Francja–Niemcy 9.2.1. Dolina wodorowa w Niemczech do granicy z Francją [projekt obecnie znany jako „RHYn”] 9.2.2. Dolina wodorowa we Francji do granicy z Niemcami [projekt obecnie znany jako „Mosahyc”]
9.3.	Wewnętrzna infrastruktura wodorowa we Francji do granicy z Belgią [projekt obecnie znany jako „Franco-Belgian H2 corridor”]
9.4.	Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Niemczech [projekt obecnie znany jako „H2ercules West”]
9.5.	Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Belgii [projekt obecnie znany jako „Belgian Hydrogen Backbone”]
9.6.	Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Niderlandach [projekt obecnie znany jako „National Hydrogen Backbone”]
9.7.	Wodorowe połączenia wzajemne między National Hydrogen Backbone (NL) a Niemcami: 9.7.1. Wodorowe połączenie wzajemne między siecią szkieletową Północ-Południe na wschodzie do Oude (NL) – H2ercules North (DE) 9.7.2. Wodorowe połączenie wzajemne z sieci szkieletowej Północ-Południe na wschodzie do Vlieghuis (NL) – Vlieghuis – Ochtrup (DE) 9.7.3. Wodorowe połączenie wzajemne z Niderlandów do Niemiec [projekt obecnie znany jako „Delta Rhine Corridor H2”]
9.8.	Morski rurociąg wodorowy w Niemczech [projekt obecnie znany jako „AquaDuctus”]
9.9.	Wodorowe połączenie wzajemne Dania–Niemcy: 9.9.1. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Niemczech [projekt obecnie znany jako „HyperLink III”] 9.9.2. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Danii [projekt obecnie znany jako „DK Hydrogen Pipeline West”]
9.10.	Instalacje do odbioru amoniaku w Belgii: 9.10.1. Instalacja do odbioru amoniaku w Antwerpii 9.10.2. Instalacja do odbioru amoniaku Amplifhy Antwerp 9.10.3. Instalacja do odbioru amoniaku Zeebrugge New Molecules development
9.11.	Instalacje do odbioru amoniaku w Niemczech: 9.11.1. Instalacja do odbioru amoniaku terminal Brunsbüttel 9.11.2. Instalacja do odbioru amoniaku Wilhelmshaven (BP) 9.11.3. Instalacja do odbioru amoniaku Wilhelmshaven (Uniper)
9.12.	Instalacje odbiorcze w Niderlandach: 9.12.1. Instalacja do odbioru LH2 w Rotterdamie 9.12.2. Instalacja do odbioru amoniaku Amplifhy Rotterdam 9.12.3. Instalacja do odbioru amoniaku ACE Rotterdam
9.13.	Instalacja do odbioru amoniaku w Dunkierce (FR)
9.14.	Elektrolizer H2Sines.RDAM (PT)
9.15.	Elektrolizery w Hiszpanii: 9.15.1. Elektrolizer sieci wodorowej w Tarragonie 9.15.2. Elektrolizer wielkoskalowy w Bilbao 9.15.3. Elektrolizer wielkoskalowy w Kartagenie 9.15.4. Elektrolizer Valle andaluz del hidrógeno verde 9.15.5. Elektrolizer Asturias H2 valley
9.16.	Elektrolizery we Francji: 9.16.1. Elektrolizer CarlHYng 9.16.2. Elektrolizer Emil’Hy 9.16.3. Elektrolizer HyGreen 9.16.4. Elektrolizer H2 V Valenciennes 9.16.5. Elektrolizer H2Thionville
9.17.	Elektrolizery w Niderlandach: 9.17.1. Elektrolizer Enecolyser 9.17.2. Elektrolizer H2-Fifty 9.17.3. Elektrolizer SeaH2Land
9.18.	Elektrolizery w Niemczech: 9.18.1. Elektrolizer GreenWilhelmshaven 9.18.2. Elektrolizer CHC Wilhelmshaven
9.19.	Elektrolizer Jytske Banke (DK)
9.20.	Duński magazyn wodoru (DK)
9.21.	Magazyn Hystock Opslag H2 (NL)
9.22.	Magazyny wodoru w Niemczech: 9.22.1. Magazyn wodoru Salthy w Harsefeld 9.22.2. Magazyn wodoru Gronau-Epe
9.23.	Magazyn GeoH2 (FR)
9.24	Magazyny wodoru w Hiszpanii: 9.24.1. Magazyn wodoru North-1 9.24.2. Magazyn wodoru North-2

Projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
9.25.	Morski rurociąg wodorowy Norwegia–Niemcy [projekt obecnie znany jako „CHE Pipeline”]

10. Wodorowe połączenia wzajemne w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej (HI East)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
10.1.	Korytarz wodorowy Włochy–Austria–Niemcy: 10.1.1. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa we Włoszech [projekt obecnie znany jako „Italian H2 Backbone”] 10.1.2. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Austrii [projekt obecnie znany jako „H2 Readiness of the TAG pipeline system”] 10.1.3. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Austrii [projekt obecnie znany jako „H2 Backbone WAG and Penta West”] 10.1.4. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Niemczech [projekt obecnie znany jako „HyPipe Bavaria – The Hydrogen Hub”]
10.2.	Wodorowe połączenie wzajemne między Czechami a Niemcami: 10.2.1. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Czechach w kierunku Niemiec 10.2.2. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Niemczech [projekt obecnie znany jako „FLOW East – Making Hydrogen Happen”]
10.3.	Wodorowe połączenie wzajemne między Grecją a Bułgarią: 10.3.1. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Grecji w kierunku granicy z Bułgarią 10.3.2. Wewnętrzna infrastruktura wodorowa w Bułgarii w kierunku granicy z Grecją
10.4.	Ogólny korytarz na potrzeby przesyłu wodoru z Ukrainy do Słowacji, Czech, Austrii i Niemiec

11. Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do wodoru (BEMIP Hydrogen)

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w regionie:

Nr	Definicja
11.1.	Wodorowe połączenie wzajemne między Szwecją a Finlandią [projekt obecnie znany jako „Nordic Hydrogen Route – Bothnian Bay”]
11.2.	Wodorowe połączenie wzajemne między Finlandią, Estonią, Łotwą, Litwą, Polską i Niemcami [projekt obecnie znany jako „Nordic-Baltic Hydrogen Corridor”]
11.3.	Wodorowe połączenie wzajemne między Szwecją, Finlandią i Niemcami [projekt obecnie znany jako „Baltic Sea Hydrogen Collector”]

12. Priorytetowy obszar tematyczny „Wdrożenie inteligentnych sieci elektroenergetycznych”

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w danym obszarze tematycznym:

Nr	Definicja
12.1.	Projekt ACON (Again COnnected Networks) (CZ, SK) ma na celu wsparcie integracji czeskiego i słowackiego rynku energii elektrycznej poprzez poprawę efektywności sieci dystrybucyjnych (nr 10.4 na piątej liście PWsZ).
12.2.	Projekt CARMEN (BG, RO) ma na celu zacieśnienie współpracy transgranicznej i wymiany danych na linii OSP–OSP, zacieśnienie współpracy między OSP i OSD, inwestowanie w rozbudowę sieci i zwiększenie zdolności do integracji nowych odnawialnych źródeł energii oraz poprawę stabilności, bezpieczeństwa i elastyczności sieci (nr 10.10 na piątej liście PWsZ).
12.3.	Projekt Danube InGrid (HU, SK) ma na celu skuteczną integrację zachowań i działań wszystkich użytkowników rynku podłączonych do sieci elektroenergetycznych na Węgrzech i Słowacji (nr 10.7 na piątej liście PWsZ).
12.4.	Projekt Gabreta Smart Grids (CZ, DE) ma na celu zwiększenie zdolności hostingowej sieci, umożliwienie zdalnego monitorowania i kontroli sieci średnionapięciowej (MV) oraz poprawę obserwowalności sieci i planowania sieciowego (nr 10.11 na piątej liście PWsZ).
12.5.	Projekt GreenSwitch (AT, HR, SI) ma na celu zwiększenie zdolności hostingowej dla rozproszonych źródeł odnawialnych i skutecznej integracji nowych obciążeń, poprawę obserwowalności sieci dystrybucji oraz zwiększenie transgranicznych zdolności przesyłowych (nr 10.12 na piątej liście PWsZ).

13. Priorytetowy obszar tematyczny „Transgraniczna sieć przesyłu dwutlenku węgla”

Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane w danym obszarze tematycznym:

Nr	Definicja
13.1.	Projekt CO2 TransPorts zapewni stworzenie infrastruktury ułatwiającej wychwytywanie, transport i składowanie na wielką skalę CO2 z obszarów Rotterdamu, Antwerpii i North Sea Port (nr 12.3 na piątej liście PWsZ).
13.2.	Aramis – projekt, którego przedmiotem jest transgraniczny transport i składowanie CO2, pozyskiwanie od emitentów z zaplecza lądowego portu w Rotterdamie, transport rurociągami do magazynu zlokalizowanego na szelfie kontynentalnym Niderlandów (nr 12.7 na piątej liście PWsZ).
13.3.	ECO2CEE – projekt, które przedmiotem jest ogólnodostępny transgraniczny transport i składowanie CO2 z planowanymi składowiskami w Danii, Norwegii, Niderlandach i Zjednoczonym Królestwie (rozszerzenie projektu nr 12.9 na piątej liście PWsZ).
13.4.	Bifrost – projekt, którego przedmiotem jest transport i składowanie z uwzględnieniem składowania na morzu w DK od emitentów z Danii, Niemiec i Polski.
13.5.	Callisto – rozwój multimodalnych kolektorów CO2 w regionie Morza Śródziemnego do składowania emisji CO2 z Francji i Włoch.
13.6.	CCS Baltic Consortium – transgraniczny transport CO2 koleją między Łotwą a Litwą z multimodalnym terminalem LCO2 w Kłajpedzie
13.7.	Delta Rhine Corridor – projekt, którego przedmiotem jest transport CO2 rurociągami od emitentów w Zagłębiu Ruhry w Niemczech i rejonie Rotterdamu w Niderlandach do magazynu zlokalizowanego na morzu u wybrzeży Niderlandów.
13.8.	EU2NSEA – transgraniczna sieć CO2, którą utworzono między Belgią, Niemcami i Norwegią w celu odbierania CO2 również z DK, FR, LV, NL, PL i SE, z magazynem na norweskim szelfie kontynentalnym.
13.9.	GT CCS Croatia – budowa infrastruktury na potrzeby transportu rurociągowego w Chorwacji i na Węgrzech z magazynem podziemnym w HR.
13.10.	Norne – infrastruktura transportowa w Danii z magazynami na lądzie i ewentualnie na morzu; emitenci głównie z DK, SE, BE i UK będą transportować CO2 do DK statkami.
13.11.	Prinos – magazyn na morzu na polu naftowym Prinos dla emisji z EL (transport rurociągiem) oraz z BG, HR, CY, EL, IT i SI (transport statkami).
13.12.	Pycasso – transport i składowanie CO2 na lądowym składowisku w południowo-zachodniej FR, emitenci przemysłowi z FR i ES.

Projekty będące przedmiotem wzajemnego zainteresowania realizowane w danym obszarze tematycznym:

Nr	Definicja
13.13.	Northern Lights – projekt, którego przedmiotem jest połączenie do celów transgranicznego transportu CO2, z udziałem kilku europejskich inicjatyw z zakresu wychwytywania CO2 (m.in. Belgia, Niemcy, Irlandia, Francja, Szwecja) oraz przewidujący transport do składowiska znajdującego się na norweskim szelfie kontynentalnym (nr 12.4 na piątej liście PWsZ)
13.14.	Nautilus CCS – emisje z obszarów Hawru, Dunkierki, Duisburga i Rogalandu, które mają być wychwytywane i transportowane statkiem do różnych pochłaniaczy na Morzu Północnym (rozszerzenie projektu nr 12.8 na piątej liście PWsZ).

14. Priorytetowy obszar tematyczny „Inteligentne sieci gazowe”

Żadnego z przedłożonych projektów nie uznano za kwalifikujący się do tej kategorii.

15. Projekty, które utrzymują swój status projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania (odstępstwo przewidziane w art. 24)

Nr	Definicja
15.1.	Przyłączenie Malty do europejskiej sieci gazowej – gazociąg łączący z Włochami w Gela (nr 5.19 na piątej liście PWsZ).
15.2.	Gazociąg ze złóż gazu we wschodniej części regionu Morza Śródziemnego do Grecji kontynentalnej przez Cypr i Kretę [projekt obecnie znany jako „EastMed Pipeline”] ze stacją pomiarową i regulacyjną w Megalopoli (nr 7.3.1 na piątej liście PWsZ).

( 1 ) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 82).

►M2 ( 2 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1991 z dnia 24 czerwca 2024 r. w sprawie odbudowy zasobów przyrodniczych i zmiany rozporządzenia (UE) 2022/869 (Dz.U. L, 2024/1991, 29.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1991/oj). ◄

( 3 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 401/2009 z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie Europejskiej Agencji Środowiska oraz Europejskiej Sieci Informacji i Obserwacji Środowiska (Dz.U. L 126 z 21.5.2009, s. 13).

( 4 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 15).

( *1 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 z dnia 30 maja 2022 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, zmieniające rozporządzenia (WE) nr 715/2009, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz dyrektywy 2009/73/WE i (UE) 2019/944 oraz uchylające rozporządzenie (UE) nr 347/2013 (Dz.U. L 152 z 3.6.2022, s. 45).”.

( *2 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 z dnia 30 maja 2022 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, zmieniające rozporządzenia (WE) nr 715/2009, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz dyrektywy 2009/73/WE i (UE) 2019/944 oraz uchylające rozporządzenie (UE) nr 347/2013 (Dz.U. L 152 z 3.6.2022, s. 45).”.

( *3 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 z dnia 30 maja 2022 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, zmieniające rozporządzenia (WE) nr 715/2009, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz dyrektywy 2009/73/WE i (UE) 2019/944 oraz uchylające rozporządzenie (UE) nr 347/2013 (Dz.U. L 152 z 3.6.2022 r., s. 45).”.

( 5 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1316/2013 z dnia 11 grudnia 2013 r. ustanawiające instrument „Łącząc Europę”, zmieniające rozporządzenie (UE) nr 913/2010 oraz uchylające rozporządzenia (WE) nr 680/2007 i (WE) nr 67/2010 (Dz.U. L 348 z 20.12.2013, s. 129).

( 6 ) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2022/564 z dnia 19 listopada 2021 r. zmieniające rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 w odniesieniu do unijnej listy projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania (Dz.U. L 109 z 8.4.2022, s. 14).

( 7 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1315/2013 z dnia 11 grudnia 2013 r. w sprawie unijnych wytycznych dotyczących rozwoju transeuropejskiej sieci transportowej i uchylające decyzję nr 661/2010/UE (Dz.U. L 348 z 20.12.2013, s. 1).

Top

Choose the experimental features you want to try