KOMISJA EUROPEJSKA

Strasburg, dnia 14.3.2023

COM(2023) 148 final

2023/0077(COD)

Wniosek

ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY

zmieniające rozporządzenia (UE) 2019/943 i (UE) 2019/942 oraz dyrektywy (UE) 2018/2001 i (UE) 2019/944 w celu udoskonalenia struktury unijnego rynku energii elektrycznej

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

{SWD(2023) 58 final}

UZASADNIENIE

1.KONTEKST WNIOSKU

•Przyczyny i cele wniosku

1.1.Kontekst polityczny

Ceny energii znacznie wzrosły w latach 2021 i 2022. Wynikało to z ograniczenia dostaw gazu, zwłaszcza po rozpoczęciu przez Rosję wojny przeciwko Ukrainie, oraz z wykorzystywania energii jako broni, a także z krajowych niedoborów energii wodnej i jądrowej. Wzrost cen wynikał również ze zwiększonego zapotrzebowania na energię, wraz z ożywieniem światowej gospodarki po pandemii COVID-19. Gospodarstwa domowe, przemysł i przedsiębiorstwa w całej UE szybko odczuły ten wzrost cen, a rządy natychmiast poczyniły kroki w celu jego złagodzenia. Na poziomie europejskim UE niezwłocznie zapewniła zestaw narzędzi dotyczący cen energii 1 obejmujący środki mające na celu rozwiązanie problemu wysokich cen, w szczególności dla odbiorców najbardziej wrażliwych (w tym wsparcie dochodu, ulgi podatkowe, środki na rzecz oszczędzania i magazynowania gazu), a także plan REPowerEU 2 , w którym przewiduje się dalsze środki i finansowanie, aby zwiększyć efektywność energetyczną i ilość energii ze źródeł odnawialnych z myślą o zmniejszeniu zależności od rosyjskich paliw kopalnych. Następnie utworzono tymczasowy system pomocy państwa 3 , aby dzięki niektórym środkom umożliwić złagodzenie skutków wysokich cen, wprowadzenie silnego systemu magazynowania gazu 4 , skutecznych środków zmniejszających zapotrzebowanie na gaz 5 i energię elektryczną 6 , szybsze procesy wydawania pozwoleń na energię ze źródeł odnawialnych i sieci 7 oraz wprowadzenie systemów ograniczania cen w celu uniknięcia nieoczekiwanych zysków zarówno na rynkach gazu, jak i energii elektrycznej 8 .

Te krótkoterminowe środki pomogły państwom członkowskim w radzeniu sobie z bezpośrednimi skutkami kryzysu energetycznego. Kryzys pokazał jednak również, jak bardzo narażeni są konsumenci i przemysł, oraz pokazał nasz brak odporności na gwałtowny wzrost cen energii. Wpływ wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych na ustalanie cen energii elektrycznej był postrzegany przez przedsiębiorstwa i obywateli jako nadmierny, natomiast zdolność państw członkowskich do łagodzenia cen krótkoterminowych za pomocą umów długoterminowych wydawała się niewystarczająca. Z tego powodu w orędziu o stanie Unii z 2022 r. 9 przewodnicząca Komisji Europejskiej ogłosiła potrzebę gruntownej reformy struktury rynku energii elektrycznej.

Chociaż wewnętrzny rynek energii UE przynosi ogromne korzyści i wzrost gospodarczy w całej Europie, niedawny kryzys energetyczny uwidocznił, że krótkoterminowe ukierunkowanie struktury rynku energii może odwrócić uwagę od szerzej zakrojonych, długoterminowych celów. Odzwierciedlenie krótkoterminowych cen na rachunkach konsumentów doprowadziło do szoków cenowych, w których rachunki za energię wielu konsumentów wzrosły trzykrotnie lub czterokrotnie, mimo że koszty energii wiatrowej i słonecznej spadały; nagła ekspozycja na zmienne i wysokie ceny doprowadziła do upadłości niektórych dostawców; wiele przedsiębiorstw przemysłowych w sektorach energochłonnych zostało zmuszonych do zakończenia działalności. W związku z tym wniosek zawiera zestaw środków mających na celu stworzenie bufora między rynkami krótkoterminowymi a rachunkami za energię elektryczną płaconymi przez konsumentów, w szczególności poprzez zachęcanie do zawierania umów długoterminowych, poprawę funkcjonowania rynków krótkoterminowych, aby lepiej zintegrować odnawialne źródła energii i zwiększyć rolę elastyczności oraz wzmocnić pozycję i ochronę konsumentów.

Niedawna zmienność cen uwypukliła również brak elastyczności w sieci elektroenergetycznej, w której ceny zbyt często ustalane są przez wytwórców energii w elektrowniach gazowych, oraz ogólny brak niskoemisyjnej elastycznej podaży, odpowiedzi odbioru i magazynowania energii. W miarę wprowadzania do systemu większej ilości energii wiatrowej i słonecznej, do zrównoważenia zmiennej podaży ze zmiennym popytem potrzebne będą elastyczne technologie niskowęglowe. Równolegle z niniejszym wnioskiem Komisja przedstawia zalecenia dotyczące postępów innowacji, technologii i zdolności w zakresie magazynowania.

W szerszym ujęciu wrażliwość cen energii elektrycznej na ceny paliw kopalnych uwydatniła konieczność przyspieszenia wdrażania rozwiązań w zakresie energii odnawialnej wraz z elastycznością systemu energetycznego pod względem zastępowania paliw kopalnych. REPowerEU stanowi taki impuls dla energii ze źródeł odnawialnych, a tym samym pobudza wzrost gospodarczy i tworzenie wysokiej jakości miejsc pracy. Opiera się on na dążeniach w ramach Europejskiego Zielonego Ładu do poprawy konkurencyjności Europy poprzez innowacje i przejście na gospodarkę neutralną emisyjnie i jest ściśle powiązany z przedstawionym przez Komisję planem przemysłowym Zielonego Ładu. Aby ułatwić podjęcie inwestycji niezbędnych w obliczu niedawnej zmienności cen, nieskoordynowanych interwencji regulacyjnych oraz barier sieciowych i regulacyjnych utrudniających wejście na rynek, konieczna jest gruntowna reforma. Ponadto w sprawozdaniu z wyników końcowych Konferencji w sprawie przyszłości Europy obywatele zwrócili się do instytucji UE o podjęcie działań mających na celu „zwiększenie europejskiego bezpieczeństwa energetycznego i osiągnięcie niezależności energetycznej UE” oraz „zmniejszenie zależności UE od podmiotów zagranicznych w sektorach o strategicznym znaczeniu gospodarczym”, w tym w sektorze energetycznym 10 .

1.2.Cele wniosku

Wniosek stanowi odpowiedź na obawy konsumentów, branży i inwestorów dotyczące ekspozycji na zmienne ceny krótkoterminowe spowodowane wysokimi cenami paliw kopalnych. Pozwoli on na zoptymalizowanie struktury rynku energii elektrycznej, uzupełniając rynki krótkoterminowe o instrumenty długoterminowe, które będą miały większe znaczenie, oraz umożliwiając konsumentom korzystanie z większej liczby umów na dostawy po stałych cenach i ułatwiając inwestycje w czyste technologie. Ostatecznie oznacza to, że potrzebna będzie mniejsza produkcja paliw kopalnych, co doprowadzi do obniżenia cen dla konsumentów podczas przyszłego kryzysu związanego z paliwami kopalnymi, dzięki niskim kosztom operacyjnym energii odnawialnej i niskoemisyjnej.

We wniosku proponuje się środki mające na celu ochronę konsumentów przed tą zmiennością, zapewnienie im większego wyboru umów i bardziej bezpośredniego dostępu do energii odnawialnej i niskoemisyjnej. W celu poprawy warunków inwestycyjnych dla przedsiębiorstw, w szczególności tych, które dążą do dekarbonizacji, proponuje się środki mające na celu przeciwdziałanie ekspozycji na krótkoterminowe skoki cen poprzez umowy zakupu energii elektrycznej i większe obowiązki ostrożnościowe dostawców energii. Proponuje się w nim również środki mające na celu ulepszenie sposobu, w jaki odnawialne i niskoemisyjne źródła energii o zmiennej wydajności są włączane do rynku krótkoterminowego. Obejmuje to m.in. środki zwiększające wykorzystanie magazynowania i odpowiedzi odbioru, a także inne formy elastyczności opartej na źródłach niekopalnych. We wniosku poprawiono również i doprecyzowano dostęp do umów długoterminowych dla podmiotów działających w sektorze (zarówno wspieranych przez państwo, takich jak kontrakty różnicowe, jak i prywatnych, takich jak umowy zakupu energii elektrycznej), aby zapewnić bezpieczne i stabilne dochody podmiotom działającym w sektorze energii ze źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych oraz obniżyć ryzyko i koszty kapitałowe, a jednocześnie uniknąć nieoczekiwanych zysków w okresach wysokich cen.

Chociaż obecna struktura rynku od wielu dziesięcioleci zapewnia skuteczny, coraz bardziej zintegrowany rynek, kryzys energetyczny uwypuklił szereg niedociągnięć związanych z: (i) niewystarczającymi narzędziami ochrony konsumentów, w tym przedsiębiorstw, przed wysokimi cenami krótkoterminowymi; (ii) nadmiernym wpływem cen paliw kopalnych na ceny energii elektrycznej oraz brakiem lepszego odzwierciedlenia w rachunkach za energię elektryczną tanich źródeł odnawialnych i energii niskoemisyjnej; (iii) wpływem skrajnej zmienności cen i interwencji regulacyjnych na inwestycje; (iv) brakiem wystarczającej elastyczności opartej na źródłach niekopalnych (np. magazynowanie lub odpowiedź odbioru), która mogłaby zmniejszyć zależność od wytwarzania energii w elektrowniach gazowych; (v) ograniczonym wyborem rodzajów umów z dostawcami; (vi) trudnościami w bezpośrednim dostępie do energii ze źródeł odnawialnych poprzez dzielenie się energią oraz (vii) potrzebą rzetelnego monitorowania rynku energii w celu lepszej ochrony przed nadużyciami na rynku.

Aby chronić konsumentów przed wahaniami cen, we wniosku przewidziano prawo do umów na dostawy po stałych cenach, a także umów z cenami dynamicznymi, prawo do wielu umów oraz do lepszych i bardziej przejrzystych informacji na temat umów. Konsumentom oferowane będą różne umowy, które najlepiej odpowiadają ich sytuacji. W ten sposób konsumenci, w tym małe przedsiębiorstwa, mogą zamrozić bezpieczne, długoterminowe ceny w celu złagodzenia skutków nagłych szoków cenowych lub mogą zdecydować się na dynamiczne umowy cenowe z dostawcami, jeżeli chcą wykorzystać zmienność cenową do korzystania z energii elektrycznej, gdy jest ona tańsza (np. do ładowania samochodów elektrycznych lub używania pomp ciepła). Takie połączenie zarówno dynamicznych, jak i stałych cen umożliwia utrzymanie zachęt rynkowych dla konsumentów do dostosowania zapotrzebowania na energię elektryczną, a jednocześnie większą pewność tych, którzy chcą inwestować w odnawialne źródła energii (np. panele fotowoltaiczne dachowe) i stabilność kosztów. Oprócz istniejących ram ochrony konsumentów dotkniętych ubóstwem energetycznym i odbiorców wrażliwych wniosek zapewni również gospodarstwom domowym i konsumentom będącym MŚP dostęp do regulowanych cen detalicznych w przypadku kryzysu oraz ustabilizuje branżę dostaw poprzez zobowiązanie dostawców do podejmowania większych wysiłków na rzecz ochrony przed gwałtownymi skokami cen poprzez szersze wykorzystanie umów terminowych typu forward z wytwórcami energii (zamrożenie przyszłych cen) oraz poprzez zobowiązanie państw członkowskich do ustanowienia systemu dostawców z urzędu. Wniosek wzmocni pozycję konsumentów poprzez stworzenie prawa do bezpośredniego dzielenia się energią ze źródeł odnawialnych bez konieczności tworzenia społeczności energetycznych. Zwiększenie dzielenia się energią (np. dzielenie się nadwyżką energii słonecznej dachowej z sąsiadem) może poprawić wykorzystanie taniej energii odnawialnej i zapewnić większy dostęp do bezpośredniego wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych konsumentom, którzy w przeciwnym razie mogliby nie mieć takiego dostępu.

Aby zwiększyć stabilność i przewidywalność kosztów energii, a tym samym przyczynić się do wzmocnienia konkurencyjności gospodarki UE, która boryka się z nadmiernymi wahaniami cen, wniosek zmierza do zwiększenia dostępu do rynku do bardziej stabilnych umów i rynków długoterminowych. Umowy zakupu energii elektrycznej (PPA) – długoterminowe umowy prywatne między wytwórcą (zwykle odnawialnym lub niskoemisyjnym) a konsumentem – mogą chronić przed zmiennością cen, ale obecnie są one w większości dostępne wyłącznie dla dużych odbiorców energii w bardzo niewielu państwach członkowskich. Barierą dla rozwoju tego rynku jest ryzyko kredytowe, że konsument nie zawsze będzie w stanie kupić energię elektryczną przez cały okres. W celu rozwiązania tego problemu państwa członkowskie powinny zapewnić, aby instrumenty służące ograniczeniu ryzyka finansowego związanego z niewykonaniem płatności przez odbiorcę w ramach umów zakupu energii elektrycznej, w tym programów gwarancji po cenach rynkowych, były dostępne dla przedsiębiorstw, które napotykają bariery wejścia na rynek umów zakupu energii elektrycznej i nie znajdują się w trudnej sytuacji finansowej. Aby jeszcze bardziej zachęcić do rozwoju rynku takich umów, podmioty realizujące projekty w zakresie energii odnawialnej i niskoemisyjnej uczestniczące w przetargu na wsparcie publiczne powinny mieć możliwość zarezerwowania części produkcji na sprzedaż za pośrednictwem PPA. Ponadto państwa członkowskie powinny dążyć do stosowania w niektórych z tych przetargów kryteriów oceny, aby zachęcić do dostępu do rynku umów PPA klientów, którzy napotykają bariery wejścia na rynek. Wreszcie zobowiązanie dostawców do odpowiedniego zabezpieczenia może również zwiększyć popyt na umowy zakupu energii elektrycznej (które są sposobem na zamrożenie przyszłych cen).

Niektóre formy wsparcia publicznego gwarantują wytwórcy energii minimalną cenę stosowaną przez rząd, ale umożliwiają wytwórcy uzyskanie pełnej ceny rynkowej, choćby ta cena rynkowa była bardzo wysoka. Przy niedawnych wysokich cenach wiele (taniej) energii wspieranej ze środków publicznych uzyskiwało te wysokie ceny rynkowe. Aby to ograniczyć, a tym samym ustabilizować ceny, wsparcie inwestycyjne powinno mieć strukturę „dwukierunkową” (dwukierunkowy kontrakt różnicowy), która określa cenę minimalną, ale również cenę maksymalną, tak aby wszelkie przychody powyżej pułapu były zwracane. Wniosek będzie miał zastosowanie do nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej, czyli inwestycji w nowe jednostki wytwarzania energii, inwestycji mających na celu rozbudowę źródła energii istniejących jednostek wytwarzania energii oraz inwestycji mających na celu rozbudowę istniejących jednostek wytwarzania energii lub przedłużenie ich okresu eksploatacji. Ponadto wniosek będzie wymagał, aby pieniądze te były następnie przeznaczane na wsparcie wszystkich odbiorców energii elektrycznej proporcjonalnie do ich wielkości zużycia w celu złagodzenia skutków wysokich cen.

Kolejnym sposobem ochrony przed wahaniami cen jest stosowanie umów długoterminowych, które zamrażają przyszłe ceny („kontrakty terminowe typu forward”). Rynek ten charakteryzuje się niską płynnością w wielu państwach członkowskich, ale mógłby zostać wzmocniony w całej UE, tak aby więcej dostawców lub konsumentów mogło chronić się przed nadmiernie niestabilnymi cenami w dłuższych okresach. Wniosek stworzy regionalne ceny referencyjne za pośrednictwem centrum w celu zwiększenia przejrzystości cen i zobowiąże operatorów systemu do dopuszczania praw przesyłowych na okres dłuższy niż rok, tak aby w przypadku zawarcia kontraktu terminowego typu forward między stronami ponad regionami lub granicami mogli oni zapewnić przesył energii elektrycznej.

Ponadto aby zagwarantować konkurencyjne zachowanie rynków i ustalanie cen w przejrzysty sposób, zwiększona zostanie zdolność organów regulacyjnych do monitorowania integralności i przejrzystości rynku energii.

Trzecim celem jest zwiększenie inwestycji w energię ze źródeł odnawialnych, aby potroić wdrażanie, zgodnie z celami Europejskiego Zielonego Ładu. Cel ten zostanie osiągnięty po części poprzez poprawę rynków umów długoterminowych. Umowy zakupu energii elektrycznej i kontrakty różnicowe nie tylko zapewniają konsumentom stabilne ceny, lecz także zapewniają dostawcom energii ze źródeł odnawialnych pewne przychody. Zmniejsza to ich ryzyko finansowe i znacznie obniża ich koszt kapitału. Prowadzi to do pozytywnego sprzężenia zwrotnego, w którym stabilne przychody obniżają koszty i zwiększają popyt na energię ze źródeł odnawialnych.

Energia ze źródeł odnawialnych jest również lepszą inwestycją, gdy jej zdolność do wytwarzania energii nie jest ograniczona ze względu na ograniczenia techniczne w systemie. Im bardziej elastyczny jest system (wytwarzanie, które można szybko włączać lub wyłączać, magazynowanie, które może absorbować lub włączać energię do systemu, lub reagujący konsumenci, którzy mogą zwiększyć lub zmniejszyć swoje zapotrzebowanie na energię), tym stabilniejsze mogą być ceny i tym większa będzie ilość energii ze źródeł odnawialnych, którą można zintegrować z systemem. Z tego względu we wniosku wymaga się od państw członkowskich oceny ich potrzeb w zakresie elastyczności systemu energetycznego, ustanowienia celów służących realizacji tych potrzeb. Państwa członkowskie mogą opracować lub przeprojektować mechanizmy zdolności wytwórczych w celu promowania elastyczności niskoemisyjnej. Ponadto wniosek daje państwom członkowskim możliwość wprowadzenia nowych systemów wsparcia na rzecz elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, np. odpowiedzi odbioru i magazynowania.

Operatorzy systemów powinni również odgrywać większą rolę w integracji odnawialnych źródeł energii z siecią, po części poprzez zwiększenie przejrzystości co do dostępności zdolności przyłączenia do sieci. Po pierwsze jaśniejsze informacje zwiększyłyby zdolność podmiotów działających w sektorze energii odnawialnej do rozwijania odnawialnych źródeł energii na obszarach, na których sieć jest mniej przeciążona. Po drugie obrót i bilansowanie energii ze źródeł odnawialnych w systemie mogą być skuteczniejsze, jeżeli transakcje między uczestnikami rynku mogą odbywać się w czasie zbliżonym do czasu rzeczywistego. Jeżeli oferty dostaw energii elektrycznej są składane minuty przed zużyciem, a nie godziny przed zużyciem, oferty producentów energii wiatrowej i słonecznej są dokładniejsze, można zużywać więcej energii wiatrowej i słonecznej oraz zmniejszać „koszty niezbilansowane” systemu. W ten sposób terminy obrotu zostaną zbliżone do czasu rzeczywistego.

Spójność z przepisami obowiązującymi w tej dziedzinie polityki

Proponowana inicjatywa jest silnie powiązana z wnioskami ustawodawczymi przedstawionymi w kontekście pakietu dotyczącego Europejskiego Zielonego Ładu i stanowi ich uzupełnienie oraz przyspiesza realizację celów obniżenia emisyjności określonych w planie REPowerEU, w szczególności w odniesieniu do wniosku dotyczącego przeglądu dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł energii („RED II”), która jest głównym instrumentem UE dotyczącym upowszechniania energii ze źródeł odnawialnych. Proponowana inicjatywa ma charakter uzupełniający, ponieważ ma na celu umożliwienie przyspieszenia upowszechnienia energii ze źródeł odnawialnych. Wniosek zmierza do zapewnienia stabilniejszych długoterminowych źródeł dochodów w celu uwolnienia dalszych inwestycji w energię odnawialną i niskoemisyjną, przy jednoczesnej poprawie funkcjonowania rynków krótkoterminowych, które mają kluczowe znaczenie dla włączenia odnawialnych źródeł energii do systemu elektroenergetycznego. Ponadto celem wniosku jest dzielenie się energią, aby umożliwić konsumentom uczestnictwo w rynku i przyczynić się do przyspieszenia transformacji energetycznej.

Ograniczenie zużycia energii za pomocą sygnałów cenowych, środków w zakresie efektywności energetycznej lub dobrowolnych wysiłków może być często najtańszym, najbezpieczniejszym i najczystszym sposobem zmniejszenia naszej zależności od paliw kopalnych, wspierania bezpieczeństwa dostaw i obniżenia rachunków za energię. Wniosek ułatwi aktywny udział konsumentów w rynku oraz rozwój ich odpowiedzi odbioru. Umożliwi również elastyczność opartą na źródłach niekopalnych, taką jak elastyczność po stronie popytu i magazynowanie, konkurowanie na równych warunkach, tak aby na rynku krótkoterminowym rola gazu ziemnego w zapewnianiu elastyczności była stopniowo ograniczana. Wniosek jest zatem zgodny z proponowanym zwiększeniem celu efektywności energetycznej na 2030 r. do 13 %, jak określono w proponowanych zmianach do dyrektyw w sprawie odnawialnych źródeł energii, charakterystyki energetycznej budynków i efektywności energetycznej 11 , towarzyszących planowi REPowerEU 12 .

Istnieje również istotny związek między wnioskiem a dyrektywą w sprawie charakterystyki energetycznej budynków, która jest głównym instrumentem UE pomagającym osiągnąć cele w zakresie budynków i renowacji określone w Europejskim Zielonym Ładzie. Wniosek jest ściśle powiązany w szczególności z przepisami dotyczącymi opomiarowania podlicznikami i odpowiedzią odbioru w uzupełnieniu do wniosku Komisji – stanowiącego część pakietu dotyczącego Europejskiego Zielonego Ładu i odzwierciedlonego w komunikacie w sprawie strategii UE na rzecz energii słonecznej – dotyczącego stopniowego obowiązkowego włączenia energii fotowoltaicznej, aby zapewnić neutralność klimatyczną budynków publicznych, komercyjnych i mieszkalnych.

•Spójność z innymi politykami Unii

Cele wniosku dotyczące ochrony i wzmocnienia pozycji konsumentów, poprawy konkurencyjności przemysłu UE oraz pobudzenia inwestycji w odnawialne źródła energii i inwestycji w technologie niskoemisyjne są w pełni zgodne z ramami Europejskiego Zielonego Ładu oraz są spójne z obecnymi inicjatywami, w tym z przyjmowanym równolegle wnioskiem ustawodawczym dotyczącym aktu w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie, i uzupełniają je. Stanowi on odpowiedź na kwestie wskazane w komunikacie Komisji pt. „Plan przemysłowy Zielonego Ładu na miarę epoki neutralności emisyjnej” wydanym 1 lutego 2023 r. 13 , a mianowicie, że konkurencyjność wielu przedsiębiorstw została poważnie osłabiona przez wysokie ceny energii, a długoterminowe umowy cenowe mogą odegrać ważną rolę w umożliwianiu użytkownikom energii elektrycznej korzystania z bardziej przewidywalnych i niższych kosztów energii ze źródeł odnawialnych. Ponadto wniosek ustawodawczy stanowi uzupełnienie trwającego przeglądu odpowiednich przepisów dotyczących rynków finansowych, takich jak rozporządzenie w sprawie nadużyć na rynku 14 . Wniosek opiera się również na zaleceniu Rady w sprawie zapewnienia sprawiedliwej transformacji w kierunku neutralności klimatycznej, w którym zachęca się państwa członkowskie do dalszego uruchamiania publicznego i prywatnego wsparcia finansowego w celu inwestowania w energię ze źródeł odnawialnych, rozwiązywania problemów związanych z mobilnością i promowania możliwości oszczędności związanych z gospodarką o obiegu zamkniętym 15 .

2.PODSTAWA PRAWNA, POMOCNICZOŚĆ I PROPORCJONALNOŚĆ

•Podstawa prawna

Podstawą wniosku jest art. 194 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE), który stanowi podstawę prawną proponowania środków mających na celu m.in. zapewnienie funkcjonowania rynku energii, wspieranie efektywności energetycznej i oszczędności energii, jak również rozwoju nowych i odnawialnych form energii 16 . Kompetencje UE w dziedzinie energii to kompetencje dzielone na podstawie art. 4 ust. 2 lit. i) TFUE.

•Pomocniczość (w przypadku kompetencji niewyłącznych) 

Potrzeba działania na poziomie UE

Bezprecedensowy charakter kryzysu cen energii skierował uwagę na rynki energii elektrycznej w UE. Pomimo rosnącego udziału taniej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w całej UE, energia elektryczna wytwarzana z paliw kopalnych ma ciągły wpływ na ogólne rachunki za energię. Gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa w całej UE doświadczyły gwałtownego wzrostu cen energii podczas kryzysu.

Jest to problem o znaczeniu ogólnounijnym, który można rozwiązać jedynie za pomocą działań na poziomie UE. Większa integracja unijnych rynków energii elektrycznej wymaga ściślejszej koordynacji między podmiotami krajowymi, również w kontekście monitorowania i nadzoru rynku. Krajowe interwencje w politykę w sektorze energii elektrycznej mają bezpośredni wpływ na sąsiadujące państwa członkowskie ze względu na współzależność energetyczną, połączenia wzajemne sieci i trwającą integrację rynku energii elektrycznej. Aby utrzymać funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego oraz transgraniczny handel i inwestycje, a także przyspieszyć, w skoordynowany sposób, transformację energetyczną w kierunku bardziej zintegrowanego i energooszczędnego systemu energetycznego opartego na wytwarzaniu energii ze źródeł odnawialnych, konieczne jest wspólne podejście.

Proponowane zmiany określają równowagę między obowiązkami a elastycznością pozostawioną państwom członkowskim w odniesieniu do sposobu osiągnięcia głównych celów, jakimi są zapewnienie, aby niższe koszty energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych znalazły odzwierciedlenie w rachunkach konsumentów, oraz zwiększenie wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych.

Ponadto cel proponowanych środków można osiągnąć jedynie poprzez działanie na poziomie UE, a nie na poziomie poszczególnych państw członkowskich, ponieważ proponowane działanie wymaga zmian w istniejących ogólnounijnych ramach struktury rynku energii elektrycznej określonych w rozporządzeniu (UE) 2019/943 w sprawie energii elektrycznej i dyrektywie (UE) 2019/944 w sprawie energii elektrycznej, a także w istniejących ramach REMIT.

•Europejska wartość dodana

Działania UE mające na celu zaradzenie niedociągnięciom obecnej struktury rynku energii elektrycznej wnoszą wartość dodaną, ponieważ są wydajniejsze i skuteczniejsze niż działania poszczególnych państw członkowskich, co pozwala uniknąć podejścia fragmentarycznego. Środki zaproponowane w celu wyeliminowania stwierdzonych niedociągnięć będą ambitniejsze i bardziej opłacalne, jeżeli będą opierać się na wspólnych ramach prawnych i politycznych. Ponadto działania na poziomie państw członkowskich byłyby możliwe jedynie w granicach istniejących ogólnounijnych ram struktury rynku energii elektrycznej określonych w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej i dyrektywie w sprawie energii elektrycznej oraz rozporządzeniu REMIT i nie byłyby w stanie doprowadzić do niezbędnych zmian w tych ramach. W związku z tym celów niniejszej inicjatywy nie mogą osiągnąć wyłącznie same państwa członkowskie i właśnie dlatego działania na poziomie UE wnoszą wartość dodaną.

•Proporcjonalność

Proponowane zmiany w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej, dyrektywie w sprawie energii elektrycznej, rozporządzeniu REMIT i rozporządzeniu w sprawie ACER uznaje się za proporcjonalne.

Proponowane środki zachęcające do stosowania umów długoterminowych, takich jak umowy zakupu energii elektrycznej i dwukierunkowe kontrakty różnicowe, mogą prowadzić do wzrostu kosztów administracyjnych i obciążeń dla przedsiębiorstw i administracji krajowych. Przewidywane skutki gospodarcze są jednak konieczne i proporcjonalne do osiągnięcia celu, jakim jest zachęcanie do korzystania z takich umów długoterminowych oraz zapewnienie, aby rachunki za energię ponoszone przez europejskie gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa, a także dochody z technologii paliw niekopalnych o niskich kosztach zmiennych stały się bardziej niezależne od wahań cen na rynkach krótkoterminowych, a tym samym stabilniejsze w dłuższych okresach.

Środki przewidziane w celu poprawy płynności i integracji rynków mogą również powodować krótkoterminowe skutki dla przedsiębiorstw, ponieważ będą one musiały się dostosować do nowych uzgodnień w zakresie handlu energią. Uznaje się je jednak za niezbędne do osiągnięcia zamierzonych celów, jakimi są zapewnienie lepszego włączenia energii odnawialnej i niskoemisyjnej do sieci oraz zmniejszenie zależności od paliw kopalnych dla zapewnienia elastyczności, a ostatecznie osiągnięcie neutralności pod względem emisji dwutlenku węgla w Unii przy niższych kosztach dla konsumentów. Środki są również proporcjonalne do tych celów, ponieważ ich wpływ na przedsiębiorstwa wydaje się minimalny w porównaniu z obecnymi ramami, a korzyści gospodarcze wynikające z reformy znacznie przekroczą jakąkolwiek krótko- lub długoterminową reorganizację administracyjną.

Proporcjonalne do zamierzonych celów jest również nieplanowanie środków zmieniających istniejące przepisy rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej i dyrektywy w sprawie energii elektrycznej, w przypadku gdy wszelkie problemy wykryte w odniesieniu do istniejących przepisów można rozwiązać poprzez sposób ich stosowania lub wdrażania. Jeden z takich przypadków odnosi się do środków dotyczących wystarczalności zasobów określonych w rozdziale IV rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej, w szczególności procesu wprowadzania przez państwa członkowskie mechanizmów zdolności wytwórczych, który można by uprościć bez zmiany odpowiednich przepisów.

Środki przewidziane w celu wzmocnienia pozycji, praw i ochrony konsumentów rozszerzą obowiązki nałożone na dostawców i operatorów sieci. Dodatkowe obciążenia są jednak konieczne i proporcjonalne do osiągnięcia celu, jakim jest zapewnienie konsumentom dostępu do lepszych informacji i różnorodności ofert, oddzielenie rachunków za energię elektryczną od krótkoterminowych zmian na rynkach energii oraz zrównoważenie ryzyka między dostawcami a konsumentami.

Środki przewidziane w celu poprawy ram REMIT mogą zwiększyć obowiązki sprawozdawcze uczestników rynku ze względu na szerszy zakres REMIT. Środki te są niezbędne do osiągnięcia celu, jakim jest zwiększenie przejrzystości i zdolności monitorowania oraz zapewnienie skuteczniejszego dochodzenia i egzekwowania przepisów w przypadkach transgranicznych w UE, tak aby konsumenci i uczestnicy rynku mieli zaufanie do integralności rynków energii, ceny odzwierciedlały uczciwą i konkurencyjną zależność między podażą a popytem oraz aby nie można było czerpać zysków z nadużyć na rynku. Są one również proporcjonalne do tego celu, ponieważ korzyści w zakresie jakości monitorowania rynku i nadzoru rynku przewyższałyby wszelkie krótko- lub długoterminowe koszty administracyjne.

Ponadto ogólny proponowany pakiet środków uznaje się za odpowiedni, biorąc pod uwagę nadrzędny imperatyw osiągnięcia neutralności klimatycznej po najniższych kosztach dla konsumentów przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw.

•Wybór instrumentu

Wniosek zmieni rozporządzenie w sprawie energii elektrycznej, dyrektywę w sprawie energii elektrycznej, rozporządzenie REMIT, rozporządzenie w sprawie ACER i dyrektywę w sprawie odnawialnych źródeł energii. Zważywszy, że wniosek ma na celu dodanie ograniczonego zestawu nowych przepisów i zmianę ograniczonego zestawu istniejących przepisów w tych instrumentach, właściwe jest odwołanie się do aktu zmieniającego. Z tego samego powodu właściwe wydaje się również wykorzystanie instrumentu rozporządzenia zmieniającego w celu wprowadzenia zmian zarówno do istniejących rozporządzeń, jak i do istniejących dyrektyw.

3.KONSULTACJE Z ZAINTERESOWANYMI STRONAMI I DOKUMENT ROBOCZY SŁUŻB KOMISJI

•Konsultacje z zainteresowanymi stronami

Przygotowując niniejszą inicjatywę, Komisja przeprowadziła konsultacje publiczne w okresie od 23 stycznia 2023 r. do 13 lutego 2023 r. Konsultacje były otwarte dla wszystkich.

W ramach tych konsultacji do Komisji wpłynęło 1369 odpowiedzi. Ponad 700 z nich pochodzi od obywateli, około 450 od przedsiębiorstw i stowarzyszeń przedsiębiorców, około 40 od administracji krajowych lub lokalnych lub od krajowych organów regulacyjnych, a około 70 od operatorów sieci. Ponadto wzięło w nich udział około 20 społeczności energetycznych, 15 związków zawodowych i 20 organizacji konsumenckich. Odpowiedzi udzieliło również wiele organizacji pozarządowych, ośrodków analitycznych i badawczych lub innych organizacji naukowych. Przegląd opinii zainteresowanych stron jest dostępny w dokumencie roboczym służb Komisji towarzyszącym niniejszej inicjatywie ustawodawczej.

Ponadto 15 lutego 2023 r. Komisja zorganizowała internetowe spotkanie konsultacyjne z zainteresowanymi stronami, w którym wzięło udział około 70 uczestników rynku, a także organizacje pozarządowe, operatorzy sieci, ACER i krajowe organy regulacyjne, ośrodki analityczne i naukowcy. Ogółem w konsultacjach podkreślono, że zainteresowane strony uznały, iż:

–należy zachować rynki krótkoterminowe i mechanizm ustalania cen oparty na cenach krańcowych, ponieważ funkcjonują one dobrze i zapewniają właściwe sygnały cenowe. Rynki krótkoterminowe (dnia następnego i dnia bieżącego) są dobrze rozwinięte i są rezultatem wieloletniego wdrażania prawodawstwa UE w dziedzinie energii.

–Rynki krótkoterminowe należy uzupełnić instrumentami zachęcającymi do długoterminowych sygnałów cenowych, takimi jak te wskazane w konsultacji z Komisją, w szczególności umowami zakupu energii elektrycznej, kontraktami różnicowymi oraz wzmocnionymi rynkami terminowymi. Należy zapewnić właściwą równowagę między poszczególnymi narzędziami. Niemniej jednak nie powinny istnieć systemy obowiązkowe i należy zachować swobodę wyboru odpowiednich umów. 

–Uznano korzyści płynące z rozwiązań w zakresie elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takich jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, zwłaszcza w kontekście rosnącego udziału odnawialnych źródeł energii. Należy ułatwić im udział w rynku.

–Przyszłe rynki energii elektrycznej będą musiały zostać dostosowane do wysokiego udziału energii ze źródeł odnawialnych. Ponadto należy położyć większy nacisk na wymiar lokalny i rozwój sieci. Wyzwania te można podjąć dzięki rozwiązaniom przedstawionym w ramach konsultacji publicznych.

–Ochrona konsumentów ma zasadnicze znaczenie, podobnie jak przystępność cenowa energii, ale równie istotne jest zachowanie sygnałów odpowiedzi odbioru. Należy umożliwić powstawanie nowych rozwiązań, takich jak społeczności energetyczne, konsumpcja własna i dzielenie się energią, oraz zachęcać do ich stosowania.

•Dokument roboczy służb Komisji

Ze względu na pilny charakter inicjatywy zamiast oceny skutków opracowano dokument roboczy służb Komisji. W dokumencie roboczym służb Komisji stanowiącym podstawę niniejszego wniosku przedstawiono wyjaśnienie i uzasadnienie wniosków Komisji dotyczących strukturalnej reakcji na wysokie ceny energii, których doświadczają gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa, oraz mających na celu zapewnienie w przyszłości bezpiecznej, czystej i przystępnej cenowo energii dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw, a także przedstawiono dostępne dowody mające znaczenie dla proponowanych środków.

W dokumencie roboczym służb Komisji stwierdzono, że pakiet proponowanych reform ma znacznie poprawić strukturę i funkcjonowanie europejskiego rynku energii elektrycznej. Jest to kolejny element umożliwiający osiągnięcie celów Zielonego Ładu, a ponadto podsumowuje on niedociągnięcia ujawnione w wyniku kryzysu energetycznego i dąży do zaradzenia im.

Z dokumentu wynika, że reforma przyczyni się do ochrony i wzmocnienia pozycji konsumentów, którzy obecnie borykają się z wysokimi i niestabilnymi cenami, poprzez stworzenie bufora między nimi a rynkami krótkoterminowymi. Niniejszy wniosek oddzieli wysokie ceny technologii paliw kopalnych funkcjonujących na rynku energii elektrycznej od rachunków za energię, których koszt ponoszą konsumenci i przedsiębiorstwa. Więcej długoterminowych możliwości zawierania umów w formie umów zakupu energii elektrycznej, kontraktów różnicowych i rynków terminowych umożliwi znaczne zmniejszenie części rachunków za energię elektryczną eksponowanych na rynki krótkoterminowe. Ponadto uwzględnienie obowiązku zabezpieczenia dostawców oraz obowiązku oferowania również umów na dostawy po stałych cenach znacznie zwiększy możliwości ograniczenia ryzyka zmienności cen w przypadku rachunków za energię elektryczną. Konsumenci będą mieli także rzetelniejsze informacje na temat ofert przed podpisaniem umowy, a na państwach członkowskich spoczywać będzie obowiązek ustanowienia dostawców z urzędu. Ponadto mogą umożliwić dostęp do regulowanych cen detalicznych w czasie kryzysu. Prawo do dzielenia się energią jest nowym elementem, który wzmocni pozycję konsumentów i przyczyni się do zdecentralizowanego wprowadzania na rynek energii ze źródeł odnawialnych, ponieważ daje konsumentom większą kontrolę nad ich rachunkami za energię.

W dokumencie roboczym służb Komisji wyjaśniono, w jaki sposób reforma ta przyczyni się również do zwiększenia konkurencyjności przemysłu UE w sposób w pełni uzupełniający akt w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie. Państwa członkowskie będą zobowiązane do zapewnienia odpowiednich warunków dla rozwoju rynków umów zakupu energii elektrycznej, zapewniając tym samym przemysłowi dostęp do przystępnej cenowo i czystej energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. Poprawa rynków terminowych zapewni przemysłowi i dostawcom znacznie większy dostęp do transgranicznej energii odnawialnej nawet z trzyletnim wyprzedzeniem, co stanowi znaczną poprawę w porównaniu z obecną sytuacją. Ogółem publiczne systemy wsparcia na rzecz energii ze źródeł odnawialnych zwiększą niezależność energetyczną w państwach członkowskich i udział odnawialnych źródeł energii w systemie, wspierając jednocześnie lokalne miejsca pracy i umiejętności.

W dokumencie wykazano, że reforma ta przyspieszy wdrażanie odnawialnych źródeł energii i w pełni wykorzysta potencjał ciągłych zdolności wytwórczych i rozwiązań w zakresie elastyczności, aby umożliwić państwom członkowskim integrowanie coraz wyższych poziomów energii ze źródeł odnawialnych. Komisja proponuje, aby państwa członkowskie oceniły swoją potrzebę elastyczności systemu energetycznego i umożliwia wprowadzenie nowych systemów wsparcia w zakresie odpowiedzi odbioru i magazynowania. Wniosek wprowadza również dodatkowe możliwości handlu energią ze źródeł odnawialnych w czasie zbliżonym do rzeczywistego na poziomie transgranicznym i krajowym. W ten sposób rynek może lepiej wspierać integrację odnawialnych źródeł energii i uzasadnienie biznesowe dla rozwiązań w zakresie elastyczności, które mogą przyczynić się do bezpieczeństwa dostaw.

Ponadto w dokumencie roboczym służb Komisji opisano, w jaki sposób niniejszy wniosek odpowiada na wniosek Rady Europejskiej dotyczący oceny sposobów optymalizacji funkcjonowania struktury rynku energii elektrycznej w kontekście kryzysu energetycznego. Jego celem jest ochrona konsumentów, stworzenie bufora między nimi a krótkoterminowymi rynkami energii elektrycznej poprzez zawieranie umów długoterminowych oraz sprawienie, aby te krótkoterminowe rynki działały w sposób bardziej efektywny dla odnawialnych źródeł energii i rozwiązań w zakresie elastyczności, przy lepszym nadzorze regulacyjnym. Niniejszy wniosek zapewnia, aby przepisy rynkowe pozostały adekwatne do celu, jakim jest racjonalna pod względem kosztów dekarbonizacja sektora energii elektrycznej i zwiększenie jego odporności na zmienność cen energii.

•Gromadzenie i wykorzystanie wiedzy eksperckiej 

Przygotowanie niniejszego wniosku ustawodawczego i dokumentu roboczego służb Komisji opiera się na wielu materiałach, o których mowa w przypisach w dokumencie roboczym służb Komisji, oraz na odpowiedziach udzielonych w ramach konsultacji publicznych.

•Prawa podstawowe 

Obecny wniosek może mieć wpływ na szereg praw podstawowych ustanowionych w Karcie praw podstawowych Unii Europejskiej, a w szczególności na: wolność prowadzenia działalności gospodarczej (art. 16) i prawo własności (art. 17). Jak wyjaśniono powyżej, w zakresie, w jakim proponowane środki ograniczają korzystanie z tych praw, skutki te uznaje się jednak za konieczne i proporcjonalne do osiągnięcia celów wniosku, a zatem stanowią one uzasadnione ograniczenia takich praw dozwolone na mocy Karty.

Z drugiej strony wniosek wzmacnia ochronę praw podstawowych, takich jak poszanowanie życia prywatnego i rodzinnego (art. 7), prawo do ochrony danych osobowych (art. 8), zakaz dyskryminacji (art. 21), dostęp do usług świadczonych w ogólnym interesie gospodarczym (art. 36), zintegrowanie wysokiego poziomu ochrony środowiska (art. 37) oraz prawo do skutecznego środka prawnego (art. 47), w szczególności poprzez szereg przepisów dotyczących upodmiotowienia, praw i ochrony konsumentów.

•Sprawność regulacyjna i uproszczenie

Proponowane zmiany w dyrektywie w sprawie energii elektrycznej, rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej, rozporządzeniu REMIT i rozporządzeniu w sprawie ACER koncentrują się na tym, co uznaje się za niezbędne do wyeliminowania niedociągnięć obecnej struktury rynku energii elektrycznej w kontekście kryzysu energetycznego oraz do przyczynienia się w sposób racjonalny pod względem kosztów do realizacji ambicji klimatycznych Unii. Nie stanowią one pełnego przeglądu tych instrumentów.

Wniosek może zwiększyć wymogi administracyjne nałożone na administracje krajowe i przedsiębiorstwa, aczkolwiek w sposób proporcjonalny, jak wyjaśniono powyżej. Na przykład proponowane środki zachęcające do stosowania umów długoterminowych, takich jak umowy zakupu energii elektrycznej i dwukierunkowe kontrakty różnicowe, mogą prowadzić do wzrostu kosztów administracyjnych i obciążeń dla przedsiębiorstw i administracji krajowych. Przewidywane skutki gospodarcze przyniosą jednak korzyści przedsiębiorstwom i konsumentom.

Środki przewidziane w celu poprawy płynności i integracji rynków mogą również powodować krótkoterminowe skutki dla przedsiębiorstw, ponieważ będą one musiały się dostosować do nowych uzgodnień w zakresie handlu energią. Uznaje się je jednak za minimalne w porównaniu z obecnymi ramami, ponieważ korzyści ekonomiczne reformy w dużej mierze przewyższają trudności związane z krótko- lub długoterminową reorganizacją administracji.

Środki przewidziane w celu wzmocnienia pozycji, praw i ochrony konsumentów rozszerzą obowiązki nałożone na dostawców i operatorów sieci w celu poprawy wyboru, zwiększenia ochrony i ułatwienia aktywnego udziału w rynku konsumentów, w szczególności gospodarstw domowych. Dodatkowe obciążenia są jednak minimalne, ponieważ ramy te są wdrażane w całej Europie, w związku z czym konieczne jest usprawnienie przepisów.

Środki przewidziane w celu poprawy ram REMIT mogą zwiększyć obowiązki sprawozdawcze niektórych uczestników rynku, choć w proporcjonalny sposób. Uznaje się je jednak za minimalne w porównaniu z obecnymi ramami, ponieważ korzyści pod względem jakości monitorowania rynku i nadzoru rynku przewyższyłyby wszelkie krótko- lub długoterminowe koszty administracyjne.

4.WPŁYW NA BUDŻET

Wpływ na budżet związany z wnioskiem w sprawie poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej dotyczy zasobów Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) oraz DG ds. Energii, które opisano w ocenie skutków finansowych regulacji towarzyszącej wnioskowi. Zasadniczo na potrzeby realizacji nowych zadań przez ACER wymagane będą dodatkowe 4 ekwiwalenty pełnego czasu pracy (EPC) dla ACER począwszy od 2025 r., a także odpowiednie zasoby finansowe. Obciążenie pracą DG ds. Energii wzrośnie o 3 EPC.

Wpływ na budżet związany z wnioskiem zmieniającym REMIT dotyczy zasobów Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) oraz DG ds. Energii, co opisano w ocenie skutków finansowych regulacji towarzyszącej wnioskowi. Zasadniczo nowe zadania, które ma wykonywać ACER, w szczególności w odniesieniu do zwiększonych uprawnień dochodzeniowych, wymagają stopniowego wprowadzania w ACER 25 dodatkowych ekwiwalentów pełnego czasu pracy (EPC) od 2025 r., a także odpowiednich zasobów finansowych, chociaż większość dodatkowych pracowników będzie finansowana z opłat. W tym celu konieczne będzie dostosowanie decyzji Komisji (UE) 2020/2152 z dnia 17 grudnia 2020 r. w sprawie opłat należnych ACER z tytułu zadań na podstawie REMIT. Obciążenie pracą DG ds. Energii wzrośnie o 2 EPC.

5.ELEMENTY FAKULTATYWNE

•Plany wdrożenia i monitorowanie, ocena i sprawozdania

Komisja będzie monitorowała transpozycję środków, które zostaną ostatecznie przyjęte, i zgodność z nimi państw członkowskich i innych podmiotów, a także będzie przedsiębrała środki egzekwowania, o ile zajdzie taka potrzeba. Do celów monitorowania i wdrażania Komisja będzie w szczególności wspierana przez ACER, zwłaszcza w odniesieniu do rozporządzenia REMIT. Komisja będzie również współpracować z ACER i krajowymi organami regulacyjnymi w odniesieniu do rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej i dyrektywy w sprawie energii elektrycznej.

Ponadto aby ułatwić wdrażanie, Komisja będzie mogła uczestniczyć w dwustronnych spotkaniach i rozmowach telefonicznych z państwami członkowskimi w przypadku konkretnych pytań.

•Objaśnienia poszczególnych przepisów wniosku 

Zmiany dotyczące rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej zawierają objaśnienia dotyczące zakresu i przedmiotu rozporządzenia, ze zwróceniem uwagi na znaczenie niezakłóconych sygnałów rynkowych dla zapewnienia większej elastyczności, a także na rolę inwestycji długoterminowych w łagodzeniu krótkoterminowej zmienności cen rynkowych na rachunkach za energię elektryczną konsumentów, w tym energochłonnych gałęzi przemysłu, MŚP i gospodarstw domowych. Objaśniono w nim niektóre główne zasady obrotu na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego. Przewidziano w nim nowe przepisy dotyczące udzielania przez OSP zamówień na odpowiedź odbioru w formie produktu wygładzającego profil zapotrzebowania oraz zasady umożliwiające operatorom systemów przesyłowych i operatorom systemów dystrybucyjnych korzystanie z danych pochodzących ze specjalnych urządzeń pomiarowych. Określono w nim nowe przepisy dotyczące rynków terminowych energii elektrycznej, z myślą o poprawie ich płynności. Obejmuje nowe zasady mające na celu wyjaśnienie i zachęcenie do zwiększenia roli i stosowania kontraktów długoterminowych w postaci umów zakupu energii elektrycznej i dwukierunkowych kontraktów różnicowych. Przewidziano w nim nowe przepisy dotyczące oceny potrzeb państw członkowskich w zakresie elastyczności, możliwości wprowadzenia przez nie systemów wsparcia elastyczności oraz opracowania zasad dotyczących takich systemów wsparcia elastyczności. Wprowadzono również nowe wymogi w zakresie przejrzystości dla operatorów systemów przesyłowych w odniesieniu do zdolności przesyłowej dostępnej dla nowych podłączeń do sieci.

Zmiany dotyczące dyrektywy w sprawie energii elektrycznej przewidują nowe przepisy dotyczące ochrony i wzmocnienia pozycji konsumentów. Zmiana dotycząca swobodnego wyboru dostawcy wprowadza nowe wymogi w celu zapewnienia, aby klienci mogli mieć więcej niż jednego dostawcę w swoich obiektach, poprzez umożliwienie korzystania z wielu liczników (czasami zwanych podlicznikami) dla pojedynczego punktu przyłączenia.

Zmiany dotyczące wzmocnienia pozycji i ochrony konsumentów zapewniają klientom możliwość zawierania różnorodnych umów, które najlepiej odpowiadają ich sytuacji, poprzez zapewnienie wszystkim klientom co najmniej jednej oferty na czas określony i po stałej cenie. Ponadto odbiorcy przed zawarciem umowy muszą otrzymać jasne informacje w odniesieniu do tych ofert.

Ustanawia się również nowe prawo dla gospodarstw domowych oraz małych i średnich przedsiębiorstw do udziału w dzieleniu się energią – tj. dokonywanej przez aktywnych odbiorców konsumpcji własnej energii ze źródeł odnawialnych wytwarzanej lub magazynowanej poza lokalem zakładu, którą odbiorcy posiadają, dzierżawią, wynajmują w całości lub w części lub która została im przekazana przez innego aktywnego odbiorcę.

Wprowadzono również istotne nowe zabezpieczenia dla odbiorców w celu zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej – w tym wymóg wyznaczenia przez państwa członkowskie dostawców z urzędu, którzy przyjmą odpowiedzialność za odbiorców upadłych dostawców, oraz ochronę przed odłączeniem w przypadku odbiorców wrażliwych. Dostawcy będą również zobowiązani do wprowadzenia zarządzania ryzykiem w celu ograniczenia ryzyka upadłości poprzez wdrożenie odpowiednich strategii zabezpieczania. Będą one nadzorowane przez krajowe organy regulacyjne.

Zmiany w dyrektywie w sprawie energii elektrycznej wprowadzają nowe wymogi w zakresie przejrzystości dla operatorów systemów dystrybucyjnych w odniesieniu do zdolności przesyłowej dostępnej dla nowych podłączeń do sieci. W zmienionej dyrektywie wyjaśniono rolę organów regulacyjnych w odniesieniu do wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719.

Zmiany dotyczące rozporządzenia REMIT dostosowują zakres REMIT do obecnej i zmieniającej się sytuacji rynkowej, m.in. rozszerzając zakres przekazywania danych na nowe rynki bilansujące energii elektrycznej i rynki połączone, a także na handel algorytmiczny. Zapewnia to ściślejszą, bardziej ugruntowaną i regularną współpracę między organami regulacji energetyki i finansów, w tym ACER i ESMA, w odniesieniu do pochodnych produktów energetycznych sprzedawanych w obrocie hurtowym. Usprawni również proces gromadzenia informacji wewnętrznych i zwiększy przejrzystość rynku poprzez wzmocnienie nadzoru ACER i dostosowanie definicji informacji wewnętrznych. Zmiany w rozporządzeniu REMIT wzmacniają nadzór nad podmiotami zgłaszającymi, takimi jak zarejestrowane mechanizmy sprawozdawcze i osoby zawodowo pośredniczące w zawieraniu transakcji. Zmiany zwiększają możliwości wymiany danych między ACER, właściwymi organami krajowymi i Komisją. W zmianie REMIT nadano większą rolę ACER w dochodzeniach w istotnych przypadkach transgranicznych w celu zwalczania naruszeń REMIT. Określono w niej również ramy harmonizacji grzywien nakładanych przez organy regulacyjne na poziomie krajowym.

Zmiany dotyczące rozporządzenia w sprawie ACER mają na celu wyjaśnienie roli ACER w odniesieniu do wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719 oraz w odniesieniu do nowych przepisów wprowadzonych w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej dotyczących rynków terminowych i systemów wsparcia elastyczności. Wyjaśniono również rolę i kompetencje ACER zgodnie ze zmianą rozporządzenia REMIT. Zmiana dyrektywy w sprawie energii odnawialnej ma na celu wyjaśnienie zakresu stosowania przepisów dotyczących rodzajów systemów bezpośredniego wsparcia cen dla odnawialnych źródeł energii, które państwa członkowskie mogą wprowadzić.

2023/0077 (COD)

Wniosek

ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY

zmieniające rozporządzenia (UE) 2019/943 i (UE) 2019/942 oraz dyrektywy (UE) 2018/2001 i (UE) 2019/944 w celu udoskonalenia struktury unijnego rynku energii elektrycznej

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

PARLAMENT EUROPEJSKI I RADA UNII EUROPEJSKIEJ,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 194 ust. 2,

uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,

po przekazaniu projektu aktu ustawodawczego parlamentom narodowym,

uwzględniając opinię Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego,

uwzględniając opinię Komitetu Regionów,

stanowiąc zgodnie ze zwykłą procedurą ustawodawczą,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1)Od września 2021 r. obserwuje się bardzo wysokie ceny i zmienność na rynkach energii elektrycznej. Jak stwierdziła Agencja Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki („ACER”) w swojej ocenie struktury hurtowego rynku energii elektrycznej w UE z kwietnia 2022 r. 17 , wynika to głównie z wysokiej ceny gazu, który jest wykorzystywany jako materiał wsadowy do wytwarzania energii elektrycznej. 

(2)Eskalacja rosyjskiej agresji wojskowej na Ukrainę – umawiającą się stronę Wspólnoty Energetycznej – oraz powiązane sankcje międzynarodowe nakładane od lutego 2022 r. zakłóciły światowe rynki energii, zaostrzyły problem wysokich cen gazu i na zasadzie efektu domina odbiły się znacząco na cenach energii elektrycznej. Rosyjska inwazja na Ukrainę spowodowała również niepewność co do dostaw innych towarów, takich jak węgiel kamienny i ropa naftowa, wykorzystywanych w instalacjach wytwarzających energię. Doprowadziło to do jeszcze większej zmienności poziomów cen energii elektrycznej.

(3)W odpowiedzi na tę sytuację komunikat w sprawie cen energii przedstawiony przez Komisję w październiku 2021 r. zawierał zestaw środków, które UE i jej państwa członkowskie mogą wykorzystać, aby zaradzić bezpośredniemu wpływowi wysokich cen energii na gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa (np. wsparcie dochodu, ulgi podatkowe, środki w zakresie oszczędności i magazynowania gazu) oraz zwiększyć odporność na przyszłe wstrząsy cenowe. W komunikacie z dnia 8 marca 2022 r. zatytułowanym „REPowerEU: Wspólne europejskie działania w kierunku bezpiecznej i zrównoważonej energii po przystępnej cenie” 18 Komisja przedstawiła szereg dodatkowych środków mających na celu udoskonalenie zestawu narzędzi i reagowanie na rosnące ceny energii. Dnia 23 marca 2022 r. Komisja ustanowiła również tymczasowy system pomocy państwa, aby niektóre dotacje mogły złagodzić wpływ wysokich cen energii 19 .

(4)Dnia 18 maja 2022 r. Komisja przedstawiła plan REPowerEU 20 , w którym wprowadzono dodatkowe środki dotyczące głównie oszczędności energii, dywersyfikacji dostaw energii i szybszego wprowadzania energii ze źródeł odnawialnych, mające na celu uniezależnienie Unii od rosyjskich paliw kopalnych –był to m.in. wniosek w sprawie podwyższenia unijnego celu na 2030 r. w zakresie odnawialnych źródeł energii do 45 %. Ponadto w komunikacie w sprawie krótkoterminowych interwencji na rynku energii i długoterminowych udoskonaleń struktury rynku energii elektrycznej 21 , oprócz określenia dodatkowych krótkoterminowych środków mających na celu rozwiązanie problemu wysokich cen energii, wskazano potencjalne obszary poprawy struktury rynku energii elektrycznej i zapowiedziano zamiar przeprowadzenia oceny tych obszarów w celu zmiany ram prawnych.

(5)Aby pilnie zająć się kryzysem cenowym i problemami związanymi z bezpieczeństwem oraz rozwiązać problem skoków cen dla obywateli, a także na podstawie szeregu wniosków Komisji, Unia przyjęła solidny system magazynowania gazu 22 , skuteczne środki zmniejszania zapotrzebowania na gaz i energię elektryczną 23 , systemy ograniczania cen w celu uniknięcia nieoczekiwanych zysków na rynkach zarówno gazu, jak i energii elektrycznej 24 , a także środki mające przyspieszyć procedury wydawania pozwoleń dla instalacji wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych 25 .

(6)Dobrze zintegrowany rynek oparty na pakiecie „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” przyjętym w 2018 i 2019 r. 26 powinien umożliwić Unii czerpanie korzyści gospodarczych z jednolitego rynku energii w normalnych warunkach rynkowych i zapewnić bezpieczeństwo dostaw przy utrzymaniu procesu dekarbonizacji. Transgraniczne połączenia międzysystemowe zapewniają również bezpieczniejszą, bardziej niezawodną i wydajną eksploatację systemu elektroenergetycznego.

(7)Obecna struktura rynku energii elektrycznej przyczynia się również do powstawania nowych i innowacyjnych produktów, usług i środków na detalicznych rynkach energii elektrycznej, a jednocześnie sprzyja efektywności energetycznej i upowszechnianiu energii ze źródeł odnawialnych oraz zwiększa możliwości wyboru, aby konsumenci mogli otrzymywać niższe rachunki za energię również dzięki małym instalacjom wytwórczym i nowym usługom w zakresie odpowiedzi odbioru. Wykorzystanie i realizacja potencjału cyfryzacji systemu energetycznego, np. w formie aktywizacji konsumentów, powinno być kluczowym elementem przyszłych europejskich rynków i systemów energii elektrycznej. Jednocześnie należy szanować wybory dokonywane przez konsumentów i umożliwiać im korzystanie z różnych ofert kontraktowych.

(8)W kontekście kryzysu energetycznego obecna struktura rynku energii elektrycznej ujawniła jednak również istotne niedociągnięcia związane z wpływem wysokich i niestabilnych cen paliw kopalnych na krótkoterminowe rynki energii elektrycznej, narażające gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa na znaczne skoki cen, co ma wpływ na wysokość ich rachunków za energię elektryczną.

(9)Szybsze wdrażanie energii ze źródeł odnawialnych oraz czystych elastycznych technologii stanowi najbardziej zrównoważony i racjonalny pod względem kosztów sposób strukturalnego zmniejszenia zapotrzebowania na paliwa kopalne do wytwarzania energii elektrycznej i bezpośredniego zużycia poprzez elektryfikację i integrację systemu energetycznego. Dzięki niskim kosztom operacyjnym odnawialne źródła energii mogą pozytywnie wpływać na ceny energii elektrycznej w całej Unii i zmniejszyć bezpośrednie zużycie paliw kopalnych.

(10)Zmiany w strukturze rynku energii elektrycznej powinny sprawić, aby korzyści płynące z rosnącego wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych i transformacji energetycznej jako całości były udziałem odbiorców, również tych szczególnie wrażliwych, i aby ostatecznie chroniły ich przed kryzysami energetycznymi i pozwalały uniknąć sytuacji, w której więcej gospodarstw domowych znajdzie się w pułapce ubóstwa energetycznego. Powinny one złagodzić wpływ wysokich cen paliw kopalnych, w szczególności gazu, na ceny energii elektrycznej, aby umożliwić gospodarstwom domowym i przedsiębiorstwom czerpanie długoterminowych korzyści z przystępnej cenowo i bezpiecznej energii ze zrównoważonych źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych.

(11)Reforma struktury rynku energii elektrycznej powinna przynosić korzyści nie tylko konsumentom będącym gospodarstwami domowymi, ale również sprzyjać konkurencyjności branż unijnego przemysłu, ułatwiając im inwestowanie w czyste technologie, których potrzebują, aby osiągnąć swoje cele pod względem zeroemisyjności netto. Transformacja energetyczna w Unii musi opierać się na solidnej podstawie, jaką jest produkcja z wykorzystaniem czystych technologii. Reformy te będą wspierać przystępną cenowo elektryfikację przemysłu oraz pozycję Unii jako światowego lidera badań naukowych i innowacji w dziedzinie czystych technologii energetycznych. 

(12)Dobrze funkcjonujące i wydajne rynki krótkoterminowe są kluczowym narzędziem wprowadzania energii odnawialnej i źródeł elastyczności na rynek oraz ułatwiają integrację systemu energetycznego w sposób racjonalny pod względem kosztów.

(13)Rynki dnia bieżącego mają szczególne znaczenie dla włączania zmiennych odnawialnych źródeł energii do systemu elektroenergetycznego po jak najniższych kosztach, ponieważ dają uczestnikom rynku możliwość obrotu niedoborami lub nadwyżką energii elektrycznej bliżej momentu dostawy. Ponieważ wytwórcy energii ze źródeł odnawialnych o zmiennej wydajności są w stanie dokładnie oszacować swoją produkcję dopiero wówczas, gdy zbliża się moment dostawy, należy koniecznie zapewnić im maksymalne możliwości obrotu dzięki dostępowi do płynnego rynku jak najbliżej momentu dostarczenia energii elektrycznej.

(14)Ważne jest zatem, aby rynki dnia bieżącego dostosowały się do udziału technologii energii ze źródeł odnawialnych o zmiennej wydajności, takich jak energia słoneczna i wiatrowa, a także do udziału odpowiedzi odbioru i magazynowania. Płynność rynków dnia bieżącego powinna się poprawić dzięki dzieleniu się książkami zleceń przez operatorów rynku w obrębie obszaru rynkowego również wtedy, gdy międzystrefowe zdolności przesyłowe są ustalone na poziomie zerowym, lub po zamknięciu bramki rynku dnia bieżącego. Ponadto czas zamknięcia bramki rynku dnia bieżącego należy ustalić bliżej momentu dostawy, aby zmaksymalizować możliwości uczestników rynku w zakresie obrotu niedoborami i nadwyżkami energii elektrycznej oraz przyczynić się do lepszej integracji zmiennych odnawialnych źródeł energii w systemie elektroenergetycznym.

(15)Oprócz tego krótkoterminowe rynki energii elektrycznej powinny zapewnić małym dostawcom usług w zakresie elastyczności możliwość uczestnictwa poprzez obniżenie minimalnej wielkości oferty.

(16)Aby zapewnić skuteczną integrację energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii o zmiennej wydajności oraz zmniejszyć zapotrzebowanie na wytwarzanie energii elektrycznej z paliw kopalnych w okresach, gdy występuje wysokie zapotrzebowanie na energię elektryczną w połączeniu z niskim poziomem wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii o zmiennej wydajności, operatorzy systemów przesyłowych powinni mieć możliwość zaprojektowania produktu wygładzającego profil zapotrzebowania, tak aby odpowiedź odbioru przyczyniała się do zmniejszenia szczytowego zużycia w systemie elektroenergetycznym w określonych godzinach dnia. Produkt wygładzający profil zapotrzebowania powinien pomóc w maksymalizacji włączania energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych do systemu dzięki przesunięciu zużycia energii elektrycznej na momenty dnia charakteryzujące się większą produkcją energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Ponieważ produkt wygładzający profil zapotrzebowania ma na celu zmniejszenie i przesunięcie w czasie zużycia energii elektrycznej, zakres działania tego produktu powinien być ograniczony do odpowiedzi odbioru. Zamówienie produktu wygładzającego profil zapotrzebowania powinno odbywać się w taki sposób, aby nie pokrywało się z aktywacją produktów energii bilansującej, których celem jest utrzymanie stabilnej częstotliwości w systemie elektroenergetycznym. Aby zweryfikować wielkość aktywowanej redukcji zapotrzebowania, operator systemu przesyłowego powinien zastosować poziom bazowy odzwierciedlający przewidywane zużycie energii elektrycznej bez aktywacji produktu wygładzającego profil zapotrzebowania.

(17)Aby móc aktywnie uczestniczyć w rynkach energii elektrycznej i zapewnić im elastyczność, konsumenci są stopniowo wyposażani w inteligentne systemy pomiarowe. W wielu państwach członkowskich wprowadzanie inteligentnych systemów pomiarowych nadal przebiega jednak powoli. W przypadkach gdy inteligentne systemy pomiarowe nie są jeszcze zainstalowane lub gdy inteligentne systemy pomiarowe nie zapewniają wystarczającego poziomu szczegółowości danych, operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych powinni mieć możliwość wykorzystywania danych ze specjalnych urządzeń pomiarowych na potrzeby obserwowalności i rozliczania usług w zakresie elastyczności, takich jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii. Umożliwienie wykorzystania danych ze specjalnych urządzeń pomiarowych na potrzeby obserwowalności i rozliczeń powinno ułatwić aktywny udział konsumentów w rynku oraz rozwój ich odpowiedzi odbioru. Wykorzystywaniu danych z tych specjalnych urządzeń pomiarowych powinny towarzyszyć wymogi jakościowe dotyczące danych.

(18)Niniejsze rozporządzenie ustanawia podstawę prawną przetwarzania danych osobowych zgodnie z art. 6 ust. 1 lit. c) RODO. Państwa członkowskie powinny zapewnić przestrzeganie wszystkich zasad i obowiązków w zakresie ochrony danych osobowych określonych w RODO, m.in. dotyczących minimalizacji danych. W przypadku gdy cel niniejszej dyrektywy można osiągnąć bez przetwarzania danych osobowych, dostawcy powinni korzystać z danych zanonimizowanych i zagregowanych.

(19)Konsumenci i dostawcy potrzebują skutecznych i wydajnych rynków terminowych, które pokryłyby ich długoterminową ekspozycję cenową i zmniejszyły zależność od cen krótkoterminowych. Aby odbiorcy energii w całej UE mogli w pełni korzystać z zalet zintegrowanych rynków energii elektrycznej i konkurencji w całej Unii, należy poprawić funkcjonowanie unijnego rynku terminowego energii elektrycznej poprzez ustanowienie regionalnych wirtualnych centrów w celu przezwyciężenia obecnej fragmentacji rynku i niskiej płynności zaobserwowanej w wielu obszarach rynkowych. Regionalne wirtualne centra powinny obejmować wiele obszarów rynkowych, a jednocześnie zapewniać odpowiednią korelację cenową. Niektóre obszary rynkowe mogą nie być objęte wirtualnym centrum, jeżeli chodzi o wkład w cenę referencyjną danego centrum. Uczestnicy rynku z tych obszarów rynkowych powinni jednak nadal mieć możliwość zabezpieczenia się za pośrednictwem centrum.

(20)Wirtualne centra powinny odzwierciedlać zagregowaną cenę wielu obszarów rynkowych i zapewniać cenę referencyjną, która powinna być wykorzystywana przez operatorów rynku do oferowania terminowych instrumentów zabezpieczających. W tym kontekście wirtualnych centrów nie należy rozumieć jako podmiotów organizujących lub realizujących transakcje. Regionalne wirtualne centra, zapewniając indeks cen referencyjnych, powinny umożliwiać łączenie płynności i zapewniać uczestnikom rynku lepsze możliwości zabezpieczenia.

(21)Aby zwiększyć możliwości uczestników rynku w zakresie zabezpieczenia, należy rozszerzyć rolę wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) 2016/1719. Wspólna platforma alokacji powinna umożliwiać obrót finansowymi długoterminowymi prawami przesyłowymi między różnymi obszarami rynkowymi i regionalnymi wirtualnymi centrami. Zlecenia składane przez uczestników rynku w odniesieniu do finansowych praw przesyłowych są kojarzone z jednoczesną alokacją długoterminowych międzyobszarowych zdolności przesyłowych, Takie kojarzenie i alokacja powinny być przeprowadzane regularnie, aby zapewnić uczestnikom rynku wystarczającą płynność, a tym samym skuteczne możliwości zabezpieczenia. Długoterminowe prawa przesyłowe powinny być wydawane z częstymi terminami zapadalności (od miesiąca do co najmniej trzech lat), aby mogły być dostosowane do typowego horyzontu czasowego zabezpieczenia uczestników rynku. Wspólna platforma alokacji powinna podlegać monitorowaniu i egzekwowaniu odpowiednich przepisów, aby właściwie spełniała swoją funkcję.

(22)Aby zachęcać operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych do korzystania z usług w zakresie elastyczności, taryfy sieciowe powinny nadal tworzyć innowacyjne rozwiązania w celu optymalizacji istniejącej sieci i zamawiania usług w zakresie elastyczności, w szczególności odpowiedzi odbioru lub magazynowania. W tym celu taryfy sieciowe powinny być tak zaprojektowane, aby uwzględniały koszty operacyjne i nakłady inwestycyjne operatorów systemów lub efektywną kombinację obu tych elementów, tak aby mogli oni obsługiwać system elektroenergetyczny w sposób racjonalny pod względem kosztów. Pomogłoby to dodatkowo w integracji odnawialnych źródeł energii po jak najniższych kosztach dla systemu elektroenergetycznego i umożliwiłoby odbiorcom końcowym wycenę ich rozwiązań w zakresie elastyczności.

(23)Morskie odnawialne źródła energii, takie jak morska energia wiatrowa, energia oceaniczna i pływająca fotowoltaika, odegrają zasadniczą rolę w budowaniu systemu energetycznego w dużej mierze opartego na odnawialnych źródłach energii oraz w dążeniu do osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. Istnieją jednak poważne przeszkody utrudniające ich szersze i skuteczne wdrażanie, co uniemożliwia masowe zwiększenie skali konieczne do realizacji tych celów. Podobne przeszkody mogą pojawić się w przyszłości w przypadku innych technologii morskich. Jedną z tych przeszkód jest ryzyko inwestycyjne związane z wyjątkową sytuacją topograficzną morskich projektów hybrydowych powiązanych z więcej niż jednym rynkiem. W celu zmniejszenia ryzyka inwestycyjnego dla podmiotów realizujących te projekty morskie oraz w celu zapewnienia, aby projekty na morskim obszarze rynkowym miały pełny dostęp do otaczających rynków, operatorzy systemów przesyłowych powinni zagwarantować dostęp takich projektów morskich do zdolności przesyłowych odpowiedniego hybrydowego połączenia wzajemnego dla wszystkich podstawowych okresów handlowych. Jeżeli dostępne zdolności przesyłowe zostaną zmniejszone do tego stopnia, że pełna ilość wytworzonej energii elektrycznej, którą w przeciwnym razie projekt morski byłby w stanie wyeksportować, nie może zostać dostarczona na rynek, operator lub operatorzy systemu przesyłowego odpowiedzialni za konieczność ograniczenia zdolności przesyłowych powinni w przyszłości mieć możliwość wypłaty rekompensaty operatorowi projektu morskiego z proporcjonalnym wykorzystaniem dochodu z ograniczeń. Rekompensata ta powinna być związana wyłącznie z dostępnymi na rynku zdolnościami wytwórczymi, które mogą być zależne od warunków pogodowych, i nie powinna uwzględniać działań w ramach projektu morskiego związanych z wyłączeniami i konserwacją. Szczegóły, w tym warunki, na jakich środek może wygasnąć, mają zostać określone w rozporządzeniu wykonawczym.

(24)Na rynku hurtowym dnia następnego oferty elektrowni o najniższych kosztach marginalnych są wysyłane w pierwszej kolejności, ale cena dla wszystkich uczestników rynku jest ustalana przez ostatnią elektrownię niezbędną do pokrycia zapotrzebowania, czyli elektrownię, która ma najwyższe koszty marginalne w momencie rozliczenia rynków. W tym kontekście kryzys energetyczny pokazał, że gwałtowny wzrost cen gazu i węgla kamiennego może przełożyć się na wyjątkowy i trwały wzrost cen, po jakich jednostki wytwarzania energii wykorzystujące gaz i węgiel składają oferty na rynku hurtowym dnia następnego. To z kolei doprowadziło do wyjątkowo wysokich cen na rynku dnia następnego w całej Unii, ponieważ jednostki wytwarzania energii wykorzystujące gaz i węgiel są często zakładami o najwyższych kosztach marginalnych niezbędnych do zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną.

(25)Z uwagi na rolę ceny na rynku dnia następnego jako punktu odniesienia dla ceny na innych hurtowych rynkach energii elektrycznej oraz na fakt, że wszyscy uczestnicy rynku otrzymują cenę rozliczeniową, technologie o znacznie niższych kosztach marginalnych stale odnotowują wysokie przychody.

(26)Aby osiągnąć unijne cele w zakresie dekarbonizacji oraz cele określone w planie REPowerEU, pozwalające zwiększyć niezależność energetyczną, Unia musi znacznie przyspieszyć wdrażanie odnawialnych źródeł energii. Ze względu na potrzeby inwestycyjne, których spełnienie jest niezbędne do osiągnięcia tych celów, rynek powinien zapewnić długoterminowy sygnał cenowy.

(27)W tym kontekście państwa członkowskie powinny dążyć do stworzenia odpowiednich warunków rynkowych dla długoterminowych instrumentów rynkowych, takich jak umowy zakupu energii elektrycznej (PPA). PPA są dwustronnymi umowami zakupu, zawieranymi między wytwórcami a nabywcami energii elektrycznej. Zapewniają one odbiorcy długoterminową stabilność cen i dają pewność niezbędną do podjęcia decyzji inwestycyjnej przez wytwórcę. Niemniej jednak tylko kilka państw członkowskich posiada aktywne rynki umów PPA, a nabywcy ograniczają się zazwyczaj do dużych przedsiębiorstw między innymi dlatego, że w przypadku PPA występują różne bariery – w szczególności są to trudności w pokryciu ryzyka niewywiązania się z płatności przez nabywcę w ramach tych umów długoterminowych. Państwa członkowskie powinny uwzględnić potrzebę stworzenia dynamicznego rynku umów PPA przy określaniu polityk służących osiągnięciu celów w zakresie dekarbonizacji energii wyznaczonych w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu.

(28)Zgodnie z art. 15 ust. 8 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 państwa członkowskie oceniają bariery regulacyjne i administracyjne dla długoterminowych umów PPA dotyczących odnawialnej energii, usuwają nieuzasadnione bariery dla takich umów i ułatwiają upowszechnianie takich umów. Ponadto w swoich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu państwa członkowskie opisują polityki i środki ułatwiające upowszechnianie umów PPA dotyczących odnawialnej energii. Bez uszczerbku dla tego obowiązku składania sprawozdań na temat kontekstu regulacyjnego wpływającego na rynek umów PPA państwa członkowskie powinny zapewnić, aby instrumenty służące zmniejszeniu ryzyka finansowego związanego z niewywiązywaniem się nabywcy z długoterminowych zobowiązań płatniczych w ramach PPA były dostępne dla przedsiębiorstw, które napotykają bariery wejścia na rynek umów PPA i nie znajdują się w trudnej sytuacji finansowej zgodnie z art. 107 i 108 TFUE. Państwa członkowskie mogłyby podjąć decyzję o ustanowieniu systemu gwarancji po cenach rynkowych. Państwa członkowskie powinny wprowadzić przepisy zapobiegające obniżeniu płynności na rynkach energii elektrycznej, np. poprzez stosowanie finansowych PPA. Państwa członkowskie nie powinny udzielać wsparcia na rzecz PAA dotyczących zakupu energii wytwarzanej z paliw kopalnych. Chociaż domyślnym podejściem powinna być niedyskryminacja konsumentów, państwa członkowskie mogłyby zdecydować o ukierunkowaniu tych instrumentów na konkretne kategorie konsumentów przy zastosowaniu obiektywnych i niedyskryminacyjnych kryteriów. W tym kontekście państwa członkowskie powinny uwzględnić potencjalną rolę instrumentów zapewnianych na szczeblu unijnym na przykład przez Europejski Bank Inwestycyjny (EBI).

(29)Państwa członkowskie dysponują kilkoma instrumentami wspierającymi rozwój rynków umów PPA przy projektowaniu i przyznawaniu wsparcia publicznego. Umożliwienie podmiotom realizującym projekty w zakresie energii odnawialnej uczestniczącym w przetargu na wsparcie publiczne rezerwowania części wytworzonej energii na sprzedaż za pośrednictwem PPA byłoby korzystne dla rynków PPA i sprzyjałoby ich rozwojowi. Ponadto w ramach oceny ofert państwa członkowskie powinny dążyć do stosowania kryteriów zachęcających do udostępniania rynku umów PPA podmiotom, które napotykają bariery wejścia na rynek, takim jak małe i średnie przedsiębiorstwa (MŚP) – pierwszeństwo przyznawano by oferentom, którzy przedstawili zobowiązanie do podpisania PPA w odniesieniu do części energii wytworzonej w ramach projektu ze strony jednego lub kilku potencjalnych nabywców, którzy napotykają trudności w dostępie do rynku umów PPA.

(30)W przypadku gdy państwa członkowskie zdecydują się wspierać nowe inwestycje finansowane ze środków publicznych („systemy bezpośredniego wsparcia cen”) w niskoemisyjne wytwarzanie energii elektrycznej bez udziału paliw kopalnych, aby osiągnąć cele Unii w zakresie dekarbonizacji, systemy te powinny mieć strukturę opartą na dwukierunkowych kontraktach różnicowych, które, oprócz gwarancji dochodów, obejmowałyby również górny limit dochodów rynkowych z danych aktywów wytwórczych. Nowe inwestycje w wytwarzanie energii elektrycznej powinny obejmować inwestycje w nowe jednostki wytwarzania energii, inwestycje mające na celu rozbudowę źródła energii istniejących jednostek wytwarzania energii oraz inwestycje mające na celu rozbudowę istniejących jednostek wytwarzania energii lub przedłużenie ich okresu eksploatacji.

(31)Takie dwukierunkowe kontrakty różnicowe sprawiłyby, że dochody wytwórców wynikające z nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej korzystających ze wsparcia publicznego stałyby się bardziej niezależne od niestabilnych cen wytwarzania energii z paliw kopalnych, które zazwyczaj określają cenę na rynku dnia następnego.

(32)Jednak ponieważ limit dotyczący wprowadzania systemów bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych zawęża zakres systemów bezpośredniego wsparcia cen, które państwa członkowskie mogą przyjąć w odniesieniu do odnawialnych źródeł energii, wsparcie to powinno ograniczać się do technologii niskoemisyjnych, nieopartych na paliwach kopalnych, charakteryzujących się niskimi i stabilnymi kosztami operacyjnymi oraz do technologii, które zazwyczaj nie zapewniają elastyczności systemu elektroenergetycznego, z wyłączeniem technologii, które znajdują się na wczesnym etapie wprowadzania na rynek. Jest to konieczne, aby rentowność technologii wytwarzania o wysokich kosztach marginalnych nie była zagrożona, oraz aby utrzymane zostały zachęty dla technologii, które mogą oferować systemowi elektroenergetycznemu elastyczność pod względem składania ofert na rynku energii elektrycznej w oparciu o ich koszty alternatywne. Ponadto ograniczenie dotyczące wprowadzania systemów bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych nie powinno mieć zastosowania do nowo powstających technologii, w przypadku których inne rodzaje systemów bezpośredniego wsparcia cen mogą skuteczniej zachęcać do stosowania tych technologii. Ograniczenie to powinno pozostawać bez uszczerbku dla ewentualnego wyłączenia małych instalacji i projektów demonstracyjnych na podstawie art. 4 ust. 3 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 oraz uwzględniać specyfikę społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej zgodnie z art. 22 ust. 7 tej dyrektywy.

(33)Ze względu na potrzebę zapewnienia wytwórcom pewności regulacyjnej obowiązek stosowania przez państwa członkowskie systemów bezpośredniego wsparcia cen w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych powinien mieć zastosowanie wyłącznie do nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł określonych w powyższym motywie.

(34)Dzięki wprowadzeniu górnego limitu dochodów rynkowych systemy bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych powinny stanowić dodatkowe źródło dochodów dla państw członkowskich w okresach wysokich cen energii. Aby bardziej złagodzić wpływ wysokich cen energii elektrycznej na wysokość otrzymywanych przez konsumentów rachunków za energię, państwa członkowskie powinny zapewnić, aby dochody uzyskiwane od wytwórców objętych systemami bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych były przekazywane wszystkim końcowym odbiorcom energii elektrycznej, w tym gospodarstwom domowym, MŚP i odbiorcom przemysłowym, w oparciu o ich zużycie. Redystrybucja dochodów powinna przebiegać w taki sposób, aby konsumenci nadal byli w pewnym stopniu narażeni na sygnał cenowy, co pozwoli ograniczyć zużycie w okresach, gdy ceny są wysokie lub przesunąć je do okresów, gdy ceny są niższe (są to zazwyczaj okresy o wyższym udziale energii wytwarzanej z OZE). Państwa członkowskie powinny dopilnować, aby redystrybucja dochodów na rzecz końcowych odbiorców energii elektrycznej nie miała wpływu na równe warunki działania i konkurencję między różnymi dostawcami.

(35)Ponadto państwa członkowskie powinny zapewnić, aby systemy bezpośredniego wsparcia cen, niezależnie od ich formy, nie zagrażały wydajnemu, konkurencyjnemu i płynnemu funkcjonowaniu rynków energii elektrycznej, a jednocześnie utrzymać zachęty dla wytwórców do reagowania na sygnały rynkowe – w tym do zaprzestania wytwarzania, gdy ceny energii elektrycznej są niższe od kosztów operacyjnych – oraz zachęty dla odbiorców końcowych do zmniejszenia zużycia w okresie wysokich cen energii elektrycznej. Państwa członkowskie powinny dopilnować, aby systemy wsparcia nie stanowiły przeszkody dla rozwoju umów handlowych, takich jak PPA.

(36)W związku z tym dwukierunkowe kontrakty różnicowe i umowy zakupu energii elektrycznej odgrywają uzupełniającą rolę, jeśli chodzi o przyspieszanie transformacji energetycznej i przynoszenie konsumentom korzyści z odnawialnych źródeł energii i energii niskoemisyjnej. Z zastrzeżeniem wymogów określonych w niniejszym rozporządzeniu państwa członkowskie powinny mieć swobodę decydowania, które instrumenty wykorzystają do osiągnięcia swoich celów w zakresie dekarbonizacji. Dzięki umowom PPA inwestorzy prywatni przyczyniają się do dodatkowego wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych przy jednoczesnym utrzymaniu niskich i stabilnych cen energii elektrycznej w perspektywie długoterminowej. Analogicznie dzięki dwukierunkowym kontraktom różnicowym ten sam cel jest osiągany przez podmioty publiczne w imieniu konsumentów. Oba instrumenty są niezbędne do osiągnięcia unijnych celów w zakresie dekarbonizacji poprzez wykorzystanie energii odnawialnej i niskoemisyjnej, przy jednoczesnym zapewnieniu konsumentom korzyści płynących z wytwarzania energii elektrycznej po niskich kosztach.

(37)Aby przyspieszyć wdrażanie odnawialnych źródeł energii, konieczne jest większe upowszechnienie rozwiązań w zakresie elastyczności, które zapewni włączenie OZE do sieci oraz sprawi, że system elektroenergetyczny i sieć będą mogły dostosować się do zmienności wytwarzania i zużycia energii elektrycznej w różnych horyzontach czasowych. Organy regulacyjne powinny okresowo oceniać potrzebę elastyczności systemu elektroenergetycznego w oparciu o dane przekazywane przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Ze względu na konieczność dekarbonizacji systemu energetycznego, przy ocenie potrzeb systemu elektroenergetycznego w zakresie elastyczności należy uwzględniać wszystkie istniejące i planowane inwestycje w źródła elastyczności (w tym istniejące aktywa, które nie są jeszcze podłączone do sieci), takie jak elastyczne wytwarzanie energii elektrycznej, połączenia wzajemne, odpowiedź odbioru, magazynowanie energii lub produkcja paliw odnawialnych. Na tej podstawie państwa członkowskie powinny określić krajowy cel dotyczący elastyczności niezwiązanej z kopalnymi źródłami energii, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, co powinno również znaleźć odzwierciedlenie w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu.

(38)Aby osiągnąć krajowy cel dotyczący elastyczności niezwiązanej z kopalnymi źródłami energii, takiej jak odpowiedź odbioru i potrzeby inwestycyjne dotyczące magazynowania, państwa członkowskie mogą opracować lub przeprojektować mechanizmy zdolności wytwórczych w celu stworzenia ekologicznego i elastycznego mechanizmu zdolności wytwórczych. Państwa członkowskie, które stosują mechanizm zdolności wytwórczych zgodnie z obowiązującymi przepisami, powinny propagować udział elastyczności niezwiązanej z kopalnymi źródłami energii, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, poprzez wprowadzenie w projekcie dodatkowych kryteriów lub cech.

(39)Aby wspierać cele w zakresie ochrony środowiska, limit emisji CO2, określony w art. 22 ust. 4 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943, należy uznać za górną granicę. W związku z tym państwa członkowskie mogłyby ustanowić normy efektywności technicznej i limity emisji CO2, które ograniczą możliwość udziału w mechanizmach zdolności wytwórczych do elastycznych, wolnych od paliw kopalnych technologii w pełnej zgodności z wytycznymi w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią 27 , które zachęcają państwa członkowskie do wprowadzania kryteriów ekologicznych do mechanizmów zdolności wytwórczych.

(40)Ponadto jeżeli państwa członkowskie nie stosują mechanizmu zdolności wytwórczych lub jeżeli dodatkowe kryteria lub cechy w strukturze ich mechanizmu zdolności wytwórczych są niewystarczające do osiągnięcia krajowego celu w zakresie odpowiedzi odbioru i potrzeb inwestycyjnych dotyczących magazynowania, mogą one stosować systemy wsparcia elastyczności obejmujące płatności za dostępną zdolność wytwórczą elastyczności niezwiązanej z kopalnymi źródłami energii, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie.

(41)W przypadku przyłączania nowych instalacji wytwórczych i odbiorczych, w szczególności elektrowni wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych, często występują opóźnienia w procedurach podłączania do sieci. Jedną z przyczyn takich opóźnień jest brak dostępnej przepustowości sieci w lokalizacji wybranej przez inwestora, co oznacza konieczność rozbudowy lub wzmocnienia sieci w celu bezpiecznego podłączenia instalacji do systemu. Nowy wymóg dla operatorów systemów elektroenergetycznych, zarówno na poziomie przesyłu, jak i dystrybucji, dotyczący publikowania i aktualizacji informacji na temat przepustowości sieci dostępnej w ich obszarach eksploatacji przyczyniłby się do podejmowania decyzji przez inwestorów na podstawie informacji o dostępnej przepustowości sieci w ramach systemu, a tym samym do wymaganego szybszego wdrażania energii ze źródeł odnawialnych.

(42)Ponadto, aby rozwiązać problem długiego czasu rozpatrywania wniosków o przyłączenie do sieci, operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych powinni przekazywać użytkownikom systemu jasne i przejrzyste informacje na temat statusu i sposobu rozpatrywania ich wniosków o przyłączenie. Operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych powinni starać się dostarczać takie informacje w terminie trzech miesięcy od złożenia wniosku.

(43)Podczas kryzysu energetycznego konsumenci są narażeni na ekstremalną zmienność hurtowych cen energii i mają ograniczone możliwości uczestnictwa w rynku energii. W związku z tym wiele gospodarstw domowych boryka się z trudnościami przy płaceniu rachunków. Najbardziej poszkodowani są odbiorcy wrażliwi i osoby dotknięte ubóstwem energetycznym 28 , ale gospodarstwa domowe o średnich dochodach również były narażone na takie trudności. Należy zatem zaktualizować prawa konsumentów i zasady ich ochrony, co umożliwi im czerpanie korzyści z transformacji energetycznej, doprowadzi do uniezależnienia rachunków za energię elektryczną od krótkoterminowych zmian cen na rynkach energii oraz przywrócenia równowagi między ryzykiem ponoszonym przez dostawców i przez konsumentów.

(44)Konsumenci powinni mieć dostęp do szerokiej gamy ofert, tak aby mogli wybrać umowę odpowiadającą ich potrzebom. Dostawcy zawęzili jednak zakres ofert, umowy w cenach stałych stały się rzadkością, a wybór ofert stał się ograniczony. Konsumenci powinni zawsze mieć możliwość wyboru przystępnej cenowo umowy zawartej na czas określony w cenach stałych, a dostawcy nie powinni jednostronnie zmieniać warunków umowy przed jej wygaśnięciem.

(45)Jeżeli dostawcy nie dopilnują, aby ich portfel energii elektrycznej był w wystarczającym stopniu zabezpieczony, zmiany hurtowych cen energii elektrycznej mogą narazić ich na ryzyko finansowe, a upadłość dostawców może skutkować przeniesieniem kosztów na konsumentów i innych użytkowników sieci. Należy zatem zapewnić odpowiednie zabezpieczenie dostawców przy oferowaniu umów w cenach stałych. W odpowiedniej strategii zabezpieczenia należy uwzględnić dostęp dostawców do własnej produkcji i jej kapitalizację, a także ich ekspozycję na zmiany cen na rynku hurtowym. 

(46)Konsumenci powinni mieć możliwość wyboru dostawcy, który oferuje im cenę i usługę najlepiej odpowiadające ich potrzebom. Postęp w technologii opomiarowania i opomiarowania podlicznikami w połączeniu z technologią informacyjno-komunikacyjną oznacza, że obecnie technicznie możliwe jest posiadanie wielu dostawców w jednym budynku. Jeżeli sobie tego życzą, odbiorcy powinni mieć możliwość skorzystania z tych możliwości wyboru oddzielnego dostawcy, w szczególności w przypadku energii elektrycznej do zasilania urządzeń takich jak pompy ciepła lub pojazdy elektryczne, które mają szczególnie wysokie zużycie energii elektrycznej lub które mogą również automatycznie zmieniać swoje zużycie w odpowiedzi na sygnały cenowe. Ponadto w przypadku szybko reagujących specjalnych urządzeń pomiarowych, które są przymocowane do urządzeń o elastycznym, kontrolowanym obciążeniu lub wbudowane w takie urządzenia, odbiorcy końcowi mogą uczestniczyć w innych opartych na zachętach systemach odpowiedzi odbioru, które świadczą usługi w zakresie elastyczności na rynku energii elektrycznej oraz na rzecz operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Ogólnie rzecz biorąc, takie rozwiązania powinny przyczynić się do większego upowszechnienia odpowiedzi odbioru i wzmocnienia pozycji konsumentów, umożliwiając im większą kontrolę nad zużyciem energii i rachunkami, przy jednoczesnym zapewnieniu systemowi elektroenergetycznemu dodatkowej elastyczności pozwalającej sprostać wahaniom zapotrzebowania i podaży. 

(47)Ze względu na coraz większą złożoność ofert energetycznych i różne praktyki marketingowe konsumenci często nie są w stanie w pełni zrozumieć, na co się zgadzają. W szczególności brakuje jasności na temat sposobu ustalania ceny, warunków przedłużenia umowy, konsekwencji rozwiązania umowy lub powodów zmiany warunków przez dostawcę. W związku z tym kluczowe informacje na temat ofert energetycznych powinny być przekazywane konsumentom przez dostawców lub uczestników rynku zaangażowanych w agregację w sposób zwięzły i łatwo zrozumiały przed podpisaniem umowy.

(48)Aby zapewnić ciągłość dostaw dla konsumentów w przypadku upadłości dostawcy, państwa członkowskie powinny być zobowiązane do wyznaczenia dostawców z urzędu, którzy mogą być traktowani jako dostawcy usługi powszechnej. Takim dostawcą mógłby być dział sprzedaży przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo zajmującego się także dystrybucją, pod warunkiem że spełnia ono wymagania dotyczące rozdzielenia elementów działalności wynikające z art. 35 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944. Nie oznacza to jednak zobowiązania państw członkowskich do dostarczania energii po określonej ustalonej cenie minimalnej. 

(49)Dzielenie się energią może zapewnić odporność na wpływ wysokich i niestabilnych cen hurtowych na rachunki konsumentów za energię, wzmocnić pozycję szerszej grupy konsumentów, którzy w przeciwnym razie nie mogliby stać się odbiorcami aktywnymi ze względu na ograniczenia finansowe lub przestrzenne – np. odbiorców dotkniętych ubóstwem energetycznym i szczególnie wrażliwych – oraz może prowadzić do większego wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych dzięki uruchomieniu dodatkowych inwestycji kapitału prywatnego i zróżnicowaniu ścieżek wynagrodzenia. Dzięki integracji odpowiednich sygnałów cenowych i instalacji magazynowych dzielenie się energią może pomóc w stworzeniu podstaw do wykorzystania potencjału elastyczności mniejszych odbiorców.

(50)Odbiorcy aktywni, którzy posiadają, dzierżawią lub wynajmują instalacje magazynowe lub wytwórcze, powinni mieć prawo do dzielenia się nadwyżką produkcji, dzięki czemu inni odbiorcy mogliby stać się odbiorcami aktywnymi, lub prawo do dzielenia się energią ze źródeł odnawialnych wytwarzaną lub magazynowaną przez wspólnie dzierżawione, wynajmowane lub posiadane instalacje, bezpośrednio albo przez zewnętrznego pośrednika. Uzgodnienia dotyczące dzielenia się energią opierają się na prywatnych porozumieniach między odbiorcami aktywnymi lub są organizowane za pośrednictwem osoby prawnej. Osoba prawna, która uwzględnia kryteria społeczności energetycznej działającej w zakresie energii odnawialnej zdefiniowanej w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 lub obywatelskiej społeczności energetycznej zdefiniowanej w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944, może dzielić się z członkami tych społeczności energią elektryczną wytworzoną w jednostkach, które są w ich pełnym posiadaniu. W ramach ochrony i upodmiotowienia pod względem dzielenia się energią należy zwrócić szczególną uwagę na konsumentów dotkniętych ubóstwem energetycznym i szczególnie wrażliwych.

(51)Dzielenie się energią umożliwia zbiorowe zużycie wytworzonej we własnym zakresie lub magazynowanej energii elektrycznej wprowadzanej do sieci przez aktywnych odbiorców działających wspólnie. Państwa członkowskie powinny stworzyć odpowiednią infrastrukturę informatyczną, aby umożliwić administracyjne kojarzenie w określonych ramach czasowych zużycia z energią ze źródeł odnawialnych wytworzoną we własnym zakresie lub magazynowaną do celów wyliczenia składnika „energia” rachunku za energię. Produkcja tych jednostek powinna być rozdzielana między zagregowane profile obciążenia konsumentów na podstawie statycznych, zmiennych lub dynamicznych metod obliczeniowych, które mogą być z góry określone lub uzgodnione przez odbiorców aktywnych.

(52)Odbiorcy wrażliwi powinni być odpowiednio chronieni przed odłączeniem energii elektrycznej i nie powinni być stawiani w sytuacji, w której byliby zmuszeni do odłączenia się od sieci. Kluczowe znaczenie ma rola dostawców i wszystkich właściwych organów krajowych w określaniu odpowiednich środków, zarówno krótko-, jak i długoterminowych, które należy udostępnić odbiorcom wrażliwym w celu zarządzania ich zużyciem energii i jej kosztami, m.in. w drodze ścisłej współpracy z systemami zabezpieczenia społecznego.

(53)Interwencje publiczne w zakresie ustalania cen za dostawy energii elektrycznej stanowią co do zasady środek zakłócający rynek. Takie interwencje mogą zatem być realizowane jedynie jako obowiązki użyteczności publicznej i podlegają szczególnym warunkom. Na podstawie niniejszego rozporządzenia istnieje możliwość regulowanych cen, w tym cen poniżej kosztów, dla gospodarstw domowych dotkniętych ubóstwem energetycznym i znajdujących się w trudnej sytuacji, a w ramach środka przejściowego – dla wszystkich gospodarstw domowych i mikroprzedsiębiorstw. W czasach kryzysu, kiedy ceny hurtowe i detaliczne energii elektrycznej znacznie wzrastają, co ma negatywny wpływ na szerzej pojętą gospodarkę, państwom członkowskim należy dać możliwość tymczasowego rozszerzenia stosowania cen regulowanych również na MŚP. Zarówno w przypadku gospodarstw domowych, jak i MŚP należy tymczasowo zezwolić państwom członkowskim na ustalanie regulowanych cen poniżej kosztów, o ile nie powoduje to zakłóceń konkurencji między dostawcami, a dostawcy otrzymują rekompensatę za dostarczanie energii poniżej kosztów. Należy jednak zadbać o to, by taka regulacja cen była ukierunkowana i nie stwarzała zachęt do zwiększania zużycia. W związku z tym regulacja cen powinna być ograniczona do 80 % mediany zużycia w przypadku gospodarstw domowych i do 70 % zużycia w poprzednim roku w przypadku MŚP. Komisja powinna określać, kiedy występuje kryzys związany z cenami energii elektrycznej, a co za tym idzie – kiedy taka możliwość ma zastosowanie. Komisja powinna również wyznaczać okres ważności tego ustalenia, podczas którego stosuje się tymczasowe przedłużenie cen regulowanych – może on wynosić maksymalnie jeden rok. W zakresie, w jakim którykolwiek ze środków przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu stanowi pomoc państwa, przepisy dotyczące takich środków pozostają bez uszczerbku dla stosowania art. 107 i 108 TFUE.

(54)Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu pozostają również bez uszczerbku dla stosowania dyrektywy 2014/65/UE, rozporządzenia (UE) 2016/1011 i rozporządzenia (UE) 648/2012.

(55)Należy odpowiednio zmienić rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/942, rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943, dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 oraz dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001.

(56)Ponieważ cele niniejszego rozporządzenia nie mogą zostać osiągnięte w sposób wystarczający przez państwa członkowskie, natomiast możliwe jest ich lepsze osiągnięcie na poziomie Unii, może ona podjąć działania zgodnie z zasadą pomocniczości określoną w art. 5 Traktatu o Unii Europejskiej. Zgodnie z zasadą proporcjonalności, określoną w tym artykule, niniejsze rozporządzenie nie wykracza poza to, co jest konieczne do osiągnięcia tych celów,

PRZYJMUJĄ NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

Artykuł 1

Zmiany w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej

W rozporządzeniu (UE) 2019/943 wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 1 wprowadza się następujące zmiany:

a) lit. b) otrzymuje brzmienie:

„b) określenie podstawowych zasad dobrze funkcjonujących, zintegrowanych rynków energii elektrycznej, które umożliwiają wszystkim dostawcom zasobów i odbiorcom energii elektrycznej dostęp do rynku bez dyskryminacji, stwarzają warunki rozwoju rynków terminowych energii elektrycznej, aby umożliwić dostawcom i odbiorcom zabezpieczanie się lub ochronę przed ryzykiem przyszłej zmienności cen energii elektrycznej, wzmacniają pozycję konsumentów, zapewniają konkurencyjność na rynku światowym, zwiększają elastyczność poprzez odpowiedź odbioru, magazynowanie energii i inne rozwiązania w zakresie elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, zapewniają efektywność energetyczną, ułatwiają agregację rozproszonego popytu i podaży, a także umożliwiają integrację rynkową i sektorową oraz oparte na zasadach rynkowych wynagradzanie wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych;”;

b) dodaje się literę w brzmieniu:

„e)    wspieranie długoterminowych inwestycji w wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych i umożliwienie konsumentom zmniejszenia zależności ich rachunków za energię od wahań krótkoterminowych cen na rynku energii elektrycznej, w szczególności cen paliw kopalnych w perspektywie średnio- i długoterminowej.”.

2) w art. 2 dodaje się punkty w brzmieniu:

„72) »godzina szczytu« oznacza godzinę o najwyższym zużyciu energii elektrycznej w połączeniu z niskim poziomem energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii, z uwzględnieniem wymian międzystrefowych;

73) »wygładzanie profilu zapotrzebowania« oznacza zdolność uczestników rynku do ograniczenia zużycia energii elektrycznej w godzinach szczytu określonych przez operatora systemu przesyłowego;

74) »produkt wygładzający profil zapotrzebowania« oznacza produkt rynkowy, za pośrednictwem którego uczestnicy rynku mogą zapewniać operatorom systemów przesyłowych wygładzanie profilu zapotrzebowania;

75) »wirtualne centrum« oznacza niefizyczny region obejmujący więcej niż jeden obszar rynkowy, dla którego ustalana jest cena indeksowa przy zastosowaniu danej metody;

76) »dwukierunkowy kontrakt różnicowy« oznacza umowę podpisaną między operatorem jednostki wytwarzania energii a kontrahentem, zazwyczaj podmiotem publicznym, która zapewnia zarówno ochronę minimalnego wynagrodzenia, jak i ograniczenie nadmiernego wynagrodzenia; umowa ta ma na celu utrzymanie zachęt skłaniających jednostkę wytwarzania do efektywnego działania i uczestnictwa na rynkach energii elektrycznej oraz jest zgodna z zasadami określonymi w art. 4 ust. 2 i art. 4 ust. 3 akapit pierwszy i trzeci dyrektywy (UE) 2018/2001;

77) »umowa zakupu energii elektrycznej« lub »PPA« oznacza umowę, na mocy której osoba fizyczna lub prawna zgadza się na zakup energii elektrycznej od wytwórcy energii elektrycznej na zasadach rynkowych;

78) »dochód rynkowy« oznacza osiągnięty dochód, który wytwórca energii elektrycznej uzyskuje w zamian za sprzedaż i dostawę energii elektrycznej w Unii, niezależnie od formy umownej, w jakiej taka wymiana ma miejsce, oraz z wyłączeniem wszelkiego wsparcia udzielanego przez państwa członkowskie;

79) »specjalne urządzenie pomiarowe« oznacza urządzenie dołączone do sprzętu, które sprzedaje usługi w zakresie odpowiedzi odbioru lub elastyczności na rynku energii elektrycznej lub operatorom systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, lub w taki sprzęt wbudowane;

80) »elastyczność« oznacza zdolność systemu elektroenergetycznego do dostosowania się do zmienności modeli wytwarzania i zużycia oraz dostępności sieci w odpowiednich przedziałach czasowych rynku.”;

 
3) w art. 7 wprowadza się następujące zmiany:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1.    Operatorzy systemów przesyłowych oraz NEMO, lub wyznaczony przez nich podmiot, wspólnie organizują zarządzanie zintegrowanymi rynkami dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2015/1222. Operatorzy systemów przesyłowych oraz NEMO współpracują na poziomie Unii lub, jeżeli jest to bardziej odpowiednie, na poziomie regionalnym w celu maksymalizacji efektywności i skuteczności obrotu energią elektryczną na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego w Unii. Obowiązek współpracy pozostaje bez uszczerbku dla stosowania unijnego prawa konkurencji. W ramach swoich funkcji związanych z obrotem energią elektryczną operatorzy systemów przesyłowych oraz NEMO podlegają nadzorowi regulacyjnemu ze strony organów regulacyjnych zgodnie z art. 59 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz ACER zgodnie z art. 4 i 8 rozporządzenia (UE) 2019/942.”;

b) w ust. 2 wprowadza się następujące zmiany:

(i) lit. c) otrzymuje brzmienie:

„c) maksymalizują możliwości udziału wszystkich uczestników rynku w obrocie międzystrefowym i wewnątrzstrefowym w niedyskryminujący sposób i w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego między wszystkimi obszarami rynkowymi i w ich obrębie;”;

(ii) dodaje się lit. ca) w brzmieniu:

„ca) są zorganizowane w taki sposób, aby zapewnić podział płynności pomiędzy wszystkich NEMO, zarówno w odniesieniu do obrotu międzystrefowego, jak i wewnątrzstrefowego;”;

4) dodaje się art. 7a i 7b w brzmieniu:

„Artykuł 7a

Produkt wygładzający profil zapotrzebowania

1.Bez uszczerbku dla art. 40 ust. 5 i 6 dyrektywy w sprawie energii elektrycznej operatorzy systemów przesyłowych mogą zamawiać produkty wygładzające profil zapotrzebowania w celu osiągnięcia zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną w godzinach szczytu. 

2.Operatorzy systemów przesyłowych zamierzający zamówić produkt wygładzający profil zapotrzebowania przedkładają organowi regulacyjnemu danego państwa członkowskiego propozycję zawierającą określenie wielkości produktu wygładzającego profil zapotrzebowania i warunki jego zamówienia. Propozycja operatora systemu przesyłowego musi spełniać następujące wymogi:

a)określenie wielkości produktu wygładzającego profil zapotrzebowania opiera się na analizie zapotrzebowania na dodatkową usługę zapewniającą bezpieczeństwo dostaw. Analiza ta uwzględnia normę niezawodności lub obiektywne i przejrzyste kryteria stabilności sieci zatwierdzone przez organ regulacyjny. Przy określaniu wielkości uwzględnia się prognozę zapotrzebowania, prognozę dotyczącą energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii oraz prognozę dotyczącą innych źródeł elastyczności w systemie. Określenie wielkości produktu wygładzającego profil zapotrzebowania jest ograniczone do zapewnienia, aby oczekiwane korzyści wynikające z tego produktu nie przekraczały przewidywanych kosztów;

b)udzielanie zamówień na produkt wygładzający profil zapotrzebowania opiera się na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminujących kryteriach oraz ogranicza się do odpowiedzi odbioru; 

c)udzielanie zamówień na produkt wygładzający profil zapotrzebowania odbywa się w drodze konkurencyjnej procedury przetargowej, a wybór dokonywany jest na podstawie najniższego kosztu spełnienia wcześniej określonych kryteriów technicznych i środowiskowych;

d)umowy dotyczące produktu wygładzającego profil zapotrzebowania nie mogą być zawierane wcześniej niż dwa dni przed jego aktywacją, a okres obowiązywania umowy nie może być dłuższy niż jeden dzień; 

e)aktywacja produktu wygładzającego profil zapotrzebowania nie może zmniejszać międzyobszarowych zdolności przesyłowych;

f)aktywacja produktu wygładzającego profil zapotrzebowania następuje po zamknięciu rynku dnia następnego i przed rozpoczęciem funkcjonowania rynku bilansującego;

g)produkt wygładzający profil zapotrzebowania nie może powodować rozpoczęcia wytwarzania ulokowanego za punktem pomiarowym.

3.Rzeczywiste zmniejszenie zużycia wynikające z aktywacji produktu wygładzającego profil zapotrzebowania mierzy się w stosunku do poziomu bazowego odzwierciedlającego przewidywane zużycie energii elektrycznej bez aktywacji produktu wygładzającego profil zapotrzebowania. Operatorzy systemów przesyłowych opracowują metodę określania poziomu bazowego w porozumieniu z uczestnikami rynku i przedkładają ją organowi regulacyjnemu.

4.Organy regulacyjne zatwierdzają propozycję operatorów systemów przesyłowych zamierzających zamówić produkt wygładzający profil zapotrzebowania oraz metodę określania poziomu bazowego, przedłożone zgodnie z ust. 2 i 3, lub zwracają się do operatorów systemów przesyłowych o zmianę propozycji, jeżeli nie spełnia ona wymogów określonych w tych ustępach.

Artykuł 7b

Specjalne urządzenie pomiarowe

1.Państwa członkowskie zezwalają operatorom systemów przesyłowych i operatorom systemów dystrybucyjnych na wykorzystywanie danych pochodzących ze specjalnych urządzeń pomiarowych, w tym z systemów magazynowania, do celów obserwowalności i rozliczania usług w zakresie odpowiedzi odbioru i elastyczności.

2.Państwa członkowskie ustanawiają wymogi dotyczące procedury walidacji danych ze specjalnego urządzenia pomiarowego w celu kontroli i zapewnienia jakości odpowiednich danych.”;

5) w art. 8 wprowadza się następujące zmiany:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„NEMO umożliwiają uczestnikom rynku obrót energią elektryczną w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego i przynajmniej do czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego. Do dnia 1 stycznia 2028 r. czas zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego przypada najwcześniej 30 minut przed czasem rzeczywistym.”;

b) ust. 3 otrzymuje brzmienie:

„NEMO udostępniają produkty przeznaczone do obrotu na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, których wielkość jest na tyle mała, przy minimalnej wielkości ofert wynoszącej 100 kW lub mniej, aby umożliwić skuteczny udział w obrocie odpowiedzi strony popytowej, magazynowania energii i energii wytwarzanej na niewielką skalę z odnawialnych źródeł, w tym bezpośredni udział odbiorców.”;

6) art. 9 otrzymuje brzmienie:

„Artykuł 9

Rynki terminowe

1.Do dnia 1 grudnia 2024 r. ENTSO energii elektrycznej przedkłada ACER, po konsultacji z ESMA, propozycję dotyczącą ustanowienia regionalnych wirtualnych centrów rynku terminowego. W propozycji tej: 

a)określa się zakres geograficzny wirtualnych centrów rynku terminowego, w tym obszarów rynkowych tworzących te centra, w celu zmaksymalizowania korelacji cenowej między cenami referencyjnymi a cenami na obszarach rynkowych stanowiących wirtualne centra;

b)zawiera się metodę obliczania cen referencyjnych dla wirtualnych centrów rynku terminowego w celu zmaksymalizowania korelacji między ceną referencyjną a cenami obszarów rynkowych stanowiących wirtualne centrum; taka metoda ma zastosowanie do wszystkich wirtualnych centrów i opiera się na wcześniej określonych obiektywnych kryteriach; 

c)zawiera się definicję finansowych długoterminowych praw przesyłowych z obszarów rynkowych do wirtualnych centrów rynku terminowego;

d)maksymalizuje się możliwości obrotu produktami zabezpieczającymi, które odnoszą się do wirtualnych centrów rynku terminowego, a także długoterminowymi prawami przesyłowymi z obszarów rynkowych do wirtualnych centrów.

2.W terminie sześciu miesięcy od otrzymania propozycji ustanowienia regionalnych wirtualnych centrów rynku terminowego ACER ocenia i zatwierdza propozycję albo wprowadza w niej zmiany. W przypadku wprowadzenia zmian ACER konsultuje się z ENTSO energii elektrycznej przed ich przyjęciem. Przyjętą propozycję publikuje się na stronie internetowej ACER.

3.Wspólna platforma alokacji ustanowiona zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719 przyjmuje formę prawną, o której mowa w załączniku II do dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1132.

4.Wspólna platforma alokacji:

a)oferuje obrót długoterminowymi prawami przesyłowymi między każdym obszarem rynkowym a wirtualnym centrum; w przypadku gdy dany obszar rynkowy nie jest częścią wirtualnego centrum, może on wydać finansowe długoterminowe prawa przesyłowe na rzecz wirtualnego centrum lub innych obszarów rynkowych, które stanowią część tego samego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych;

b)alokuje długoterminowe międzyobszarowe zdolności przesyłowe regularnie oraz w sposób przejrzysty, oparty na zasadach rynkowych i niedyskryminujący; częstotliwość alokacji długoterminowych międzyobszarowych zdolności przesyłowych musi sprzyjać sprawnemu funkcjonowaniu rynku terminowego;

c)oferuje obrót finansowymi prawami przesyłowymi, które umożliwiają posiadaczom tych finansowych praw przesyłowych likwidację ekspozycji na dodatnie i ujemne spready cenowe, z częstymi terminami zapadalności maksymalnie do co najmniej trzech kolejnych lat.

5.Jeżeli organ regulacyjny uzna, że uczestnicy rynku mają niewystarczające możliwości zabezpieczenia, oraz po konsultacji z odpowiednimi właściwymi organami rynków finansowych w przypadku gdy rynki terminowe dotyczą instrumentów finansowych zdefiniowanych w art. 4 ust. 1 pkt 15, może on zażądać od giełd energii elektrycznej lub operatorów systemów przesyłowych wdrożenia dodatkowych środków, takich jak działalność animatora rynku, w celu poprawy płynności rynku terminowego. Operatorom rynku przysługuje – z zastrzeżeniem zgodności z unijnym prawem konkurencji oraz z dyrektywą 2014/65/UE i rozporządzeniami (UE) nr 648/2012 i (UE) nr 600/2014 – swoboda w opracowywaniu terminowych instrumentów zabezpieczających, w tym długoterminowych instrumentów zabezpieczających, aby zapewnić uczestnikom rynku, w tym właścicielom jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii, odpowiednie możliwości zabezpieczenia przed ryzykiem finansowym związanym z wahaniami cen. Państwa członkowskie nie mogą wymagać, aby tego rodzaju działania zabezpieczające mogły być ograniczone do transakcji zawieranych w danym państwie członkowskim lub na danym obszarze rynkowym.”;

7) w art. 18 wprowadza się następujące zmiany:

a) ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2.    Metody ustalania taryf odzwierciedlają koszty stałe ponoszone przez operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych oraz uwzględniają zarówno nakłady inwestycyjne, jak i koszty operacyjne, aby zapewnić odpowiednie zachęty dla operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych w krótko- i długoterminowej perspektywie, w tym inwestycje przygotowawcze, w celu zwiększenia efektywności, w tym efektywności energetycznej, zwiększania integracji rynku i bezpieczeństwa dostaw energii, a także wspierania korzystania z usług w zakresie elastyczności, efektywnych inwestycji obejmujących rozwiązania mające na celu optymalizację istniejącej sieci i ułatwienie odpowiedzi odbioru oraz powiązanych działań badawczych, oraz ułatwiania innowacji w interesie konsumentów w dziedzinach takich jak cyfryzacja, usługi w zakresie elastyczności i połączenia wzajemne.”;

b) ust. 8 otrzymuje brzmienie:

„8. Metody ustalania taryf przesyłowych i dystrybucyjnych wprowadzają dla operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych zachęty do jak najbardziej racjonalnego pod względem kosztów działania i rozwoju ich sieci, w tym przez pozyskiwanie usług. W tym celu organy regulacyjne uznają odnośne koszty za kwalifikowalne, uwzględniają te koszty w taryfach przesyłowych i dystrybucyjnych oraz wprowadzają cele w zakresie skuteczności działania, aby zachęcić operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych do zwiększania efektywności ich sieci, w tym dzięki efektywności energetycznej, korzystaniu z usług w zakresie elastyczności oraz rozwojowi inteligentnych sieci i inteligentnych systemów pomiarowych.”;

   c) ust. 9 lit. f) otrzymuje brzmienie:

„f) metody zapewnienia przejrzystości przy ustalaniu wysokości i struktury taryf, obejmujące inwestycje przygotowawcze;”;

   d) w ust. 9 dodaje się lit. i) w brzmieniu:

„i) zachęty do efektywnych inwestycji w sieci, w tym w zakresie zasobów elastyczności i elastycznych umów przyłączeniowych.”;

8) w art. 19 ust. 2 wprowadza się następujące zmiany:

a) lit. b) otrzymuje brzmienie:

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

b) dodaje się literę c) w brzmieniu:

„c) rekompensata dla operatorów elektrowni morskich na morskim obszarze rynkowym, jeżeli dostęp do wzajemnie połączonych rynków został ograniczony w taki sposób, że co najmniej jeden operator systemu przesyłowego nie udostępnił wystarczającej zdolności przesyłowej na połączeniu wzajemnym lub w krytycznych elementach sieci mających wpływ na zdolność przesyłową połączenia wzajemnego, co spowodowało, że operator elektrowni morskiej nie jest w stanie eksportować swojej zdolności wytwarzania energii elektrycznej na rynek.”;

9) dodaje się rozdział IIIa w brzmieniu:

„Rozdział IIIa

Szczególne zachęty inwestycyjne służące osiągnięciu celów Unii w zakresie dekarbonizacji

Artykuł 19a

Umowy zakupu energii elektrycznej

1.Państwa członkowskie ułatwiają zawieranie umów zakupu energii elektrycznej (»PPA«) z myślą o osiągnięciu celów określonych w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu w odniesieniu do wymiaru dekarbonizacji, o którym mowa w art. 4 lit. a) rozporządzenia (UE) 2018/1999, przy jednoczesnym zachowaniu konkurencyjnych i płynnych rynków energii elektrycznej.

2.Państwa członkowskie zapewniają, aby instrumenty takie jak systemy gwarancji po cenach rynkowych, służące zmniejszeniu ryzyka finansowego związanego z niewykonaniem płatności przez odbiorcę w ramach PPA, zostały wprowadzone i były dostępne dla odbiorców, którzy napotykają bariery wejścia na rynek PPA i nie znajdują się w trudnej sytuacji finansowej zgodnie z art. 107 i 108 TFUE. W tym celu państwa członkowskie uwzględniają instrumenty istniejące na poziomie Unii. Państwa członkowskie określają kategorie odbiorców, do których skierowane są te instrumenty, stosując niedyskryminujące kryteria.

3.Systemy gwarancji dla PPA wspierane przez państwa członkowskie obejmują przepisy mające na celu zapobieganie obniżeniu płynności na rynkach energii elektrycznej i nie mogą zapewniać wsparcia na zakup wytwarzania z paliw kopalnych.

4.Przy opracowywaniu systemów wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych państwa członkowskie dopuszczają udział projektów, w ramach których rezerwuje się część energii elektrycznej na sprzedaż w drodze PPA lub innych rozwiązań rynkowych, oraz dążą do stosowania kryteriów oceny motywujących do ułatwiania dostępu do rynku PPA dla odbiorców, którzy napotykają bariery wejścia na ten rynek. W szczególności takie kryteria oceny mogą dawać pierwszeństwo oferentom przedstawiającym podpisaną PPA lub zobowiązanie do podpisania PPA, w odniesieniu do części wytwarzania w ramach projektu, ze strony jednego lub kilku potencjalnych nabywców, którzy napotykają bariery wejścia na rynek PPA.

5.W PPA określa się obszar rynkowy dostawy oraz odpowiedzialność za zabezpieczenie międzyobszarowych praw przesyłowych w przypadku zmiany obszaru rynkowego zgodnie z art. 14.

6.W PPA określa się warunki, na jakich odbiorcy i wytwórcy mogą odstąpić od PPA, takie jak wszelkie mające zastosowanie opłaty za odstąpienie od umowy i okresy wypowiedzenia, zgodnie z unijnym prawem konkurencji.

Artykuł 19b

Systemy bezpośredniego wsparcia cen dla nowych inwestycji w wytwarzanie

1.Systemy bezpośredniego wsparcia cen dla nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł wymienionych w ust. 2 muszą mieć formę dwukierunkowego kontraktu różnicowego. Nowe inwestycje w wytwarzanie energii elektrycznej obejmują inwestycje w nowe jednostki wytwarzania energii, inwestycje mające na celu rozbudowę źródła energii istniejących jednostek wytwarzania energii oraz inwestycje mające na celu rozbudowę istniejących jednostek wytwarzania energii lub przedłużenie ich okresu eksploatacji.

2.Ust. 1 ma zastosowanie do nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej z następujących źródeł:

a)energia wiatrowa;

b)energia słoneczna;

c)energia geotermalna;

d)energia wodna z elektrowni bez zbiorników;

e)energia jądrowa.

3.Systemy bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych:

a)muszą być skonstruowane w taki sposób, aby dochody uzyskiwane w przypadku gdy cena rynkowa jest wyższa od ceny wykonania, były rozdzielane między wszystkich końcowych odbiorców energii elektrycznej na podstawie ich udziału w zużyciu (ten sam koszt/ten sam zwrot za zużytą MWh);

b)muszą zapewniać takie funkcjonowanie podziału dochodów między końcowych odbiorców energii elektrycznej, aby nie demotywować odbiorców do zmniejszania zużycia lub przenoszenia go na okresy, w których ceny energii elektrycznej są niskie, oraz aby nie osłabiać konkurencji między dostawcami energii elektrycznej.

Artykuł 19c

Ocena potrzeb w zakresie elastyczności

1.Do dnia 1 stycznia 2025 r., a następnie co dwa lata, organ regulacyjny każdego państwa członkowskiego przeprowadza ocenę i sporządza sprawozdanie na temat potrzeby elastyczności w systemie elektroenergetycznym przez okres co najmniej 5 lat, mając na uwadze potrzebę racjonalnego pod względem kosztów osiągnięcia bezpieczeństwa dostaw i dekarbonizacji systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem integracji poszczególnych sektorów. Sprawozdanie to opiera się na danych i analizach dostarczonych przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych tego państwa członkowskiego zgodnie z ust. 2 i z zastosowaniem metody określonej w ust. 3.

2.Sprawozdanie zawiera ocenę potrzeby elastyczności do celów włączenia energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych do systemu elektroenergetycznego i uwzględnia w szczególności potencjał elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, umożliwiający zaspokojenie tej potrzeby, zarówno na poziomie przesyłu, jak i dystrybucji. W sprawozdaniu rozróżnia się potrzeby w zakresie elastyczności sezonowej, dziennej i godzinowej.

3.Operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych każdego państwa członkowskiego przekazują organowi regulacyjnemu dane i analizy potrzebne do przygotowania sprawozdania, o którym mowa w ust. 1.

4.ENTSO energii elektrycznej i organizacja OSD UE koordynują działania operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych w odniesieniu do danych i analiz, które mają być przekazane zgodnie z ust. 2. W szczególności:

a)określają rodzaj danych i format, w jakim operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych przekazują dane organom regulacyjnym;

b)opracowują metodykę dokonywanej przez operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych analizy potrzeb w zakresie elastyczności, uwzględniając co najmniej wszystkie istniejące źródła elastyczności i planowane inwestycje na poziomie połączeń wzajemnych, przesyłu i dystrybucji, a także potrzebę dekarbonizacji systemu elektroenergetycznego.

5.ENTSO energii elektrycznej i organizacja OSD UE ściśle ze sobą współpracują w zakresie koordynacji działań operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych.

6.Do dnia 1 marca 2024 r. ENTSO energii elektrycznej i organizacja OSD UE wspólnie przedkładają ACER propozycję dotyczącą rodzaju danych i formatu, w jakim mają one zostać przedłożone organom regulacyjnym, oraz metodyki, o których mowa w ust. 3. W terminie trzech miesięcy od daty otrzymania propozycji ACER zatwierdza propozycję albo wprowadza w niej zmiany. W przypadku wprowadzenia zmian ACER konsultuje się z ENTSO energii elektrycznej i organizacją OSD UE przed ich przyjęciem. Przyjętą propozycję publikuje się na stronie internetowej ACER.

7.Organy regulacyjne przedkładają ACER sprawozdania, o których mowa w ust. 1, i publikują je. W terminie 12 miesięcy od otrzymania sprawozdań ACER wydaje sprawozdanie zawierające ich analizę i zalecenia dotyczące kwestii o znaczeniu transgranicznym w odniesieniu do ustaleń organów regulacyjnych.

Artykuł 19d

Orientacyjny cel krajowy w zakresie odpowiedzi odbioru i magazynowania

W oparciu o sprawozdanie organu regulacyjnego sporządzone na podstawie art. 19c ust. 1 każde państwo członkowskie określa orientacyjny krajowy cel w zakresie odpowiedzi odbioru i magazynowania. Ten orientacyjny cel krajowy musi również znaleźć odzwierciedlenie w zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu państw członkowskich w odniesieniu do wymiaru »wewnętrzny rynek energii« zgodnie z art. 3, 4 i 7 rozporządzenia (UE) 2018/1999 oraz w ich zintegrowanych dwuletnich sprawozdaniach z postępów zgodnie z art. 17 rozporządzenia (UE) 2018/1999.

Artykuł 19e

Systemy wsparcia elastyczności

1.Państwa członkowskie, które stosują mechanizm zdolności wytwórczych zgodnie z art. 21, uwzględniają wspieranie udziału elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, poprzez wprowadzenie dodatkowych kryteriów lub cech w strukturze mechanizmu zdolności wytwórczych.

2.W przypadku gdy środki wprowadzone zgodnie z ust. 1 w celu wspierania udziału elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, w mechanizmach zdolności wytwórczych są niewystarczające do realizacji potrzeb w zakresie elastyczności określonych zgodnie z art. 19d, państwa członkowskie mogą stosować systemy wsparcia elastyczności obejmujące płatności za dostępną zdolność wytwórczą elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie.

3.Państwa członkowskie, które nie stosują mechanizmu zdolności wytwórczych, mogą stosować systemy wsparcia elastyczności obejmujące płatności za dostępną zdolność wytwórczą elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie.

Artykuł 19f

Zasady projektowania systemów wsparcia elastyczności

System wsparcia elastyczności odnoszący się do elastyczności opartej na źródłach niekopalnych, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie, stosowany przez państwa członkowskie zgodnie z art. 19e ust. 2 i 3:

a)nie może wykraczać poza to, co jest konieczne do zaspokojenia zidentyfikowanych potrzeb w zakresie elastyczności w sposób racjonalny pod względem kosztów;

b)ogranicza się do nowych inwestycji w elastyczność opartą na źródłach niekopalnych, taką jak odpowiedź odbioru i magazynowanie;

c)nie może powodować rozpoczęcia wytwarzania energii z paliw kopalnych ulokowanego za punktem pomiarowym;

d)dokonuje selekcji dostawców zdolności wytwórczych w drodze otwartej, przejrzystej, konkurencyjnej, niedyskryminującej i racjonalnej pod względem kosztów procedury;

e)zapobiega nadmiernym zakłóceniom w sprawnym funkcjonowaniu rynków energii elektrycznej, w tym pozwala zachować zachęty do wydajnej eksploatacji i sygnałów cenowych oraz ekspozycję na wahania cen i ryzyko rynkowe;

f)zapewnia zachęty na rzecz wprowadzania na rynek energii elektrycznej w sposób rynkowy i reagujący na sytuację rynkową, przy unikaniu niepotrzebnych zakłóceń rynków energii elektrycznej i z uwzględnieniem ewentualnych kosztów włączenia do systemu oraz stabilności sieci;

g)określa minimalny poziom uczestnictwa w rynku pod względem aktywowanej energii, z uwzględnieniem technicznej specyfiki magazynowania i odpowiedzi odbioru;

h)stosuje odpowiednie kary wobec dostawców zdolności wytwórczych, którzy nie przestrzegają minimalnego poziomu uczestnictwa w rynku, o którym mowa w lit. g), lub którzy nie stosują się do zachęt do wydajnej eksploatacji i sygnałów cenowych;

i)umożliwia uczestnictwo transgraniczne.”;

10) art. 37 ust. 1 lit. a) otrzymuje brzmienie:

„a) skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z metodami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych, wytycznych w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi oraz wytycznych w sprawie bilansowania energii elektrycznej przyjętych na podstawie art. 18 ust. 5 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;”;

11) w art. 50 wprowadza się następujące zmiany:

a) dodaje się ust. 4a w brzmieniu:

„4a. Operatorzy systemów przesyłowych publikują w jasny i przejrzysty sposób informacje na temat możliwości udostępnienia nowych przyłączeń w ich odpowiednich obszarach działalności – w tym na obszarach, na których występują ograniczenia przesyłowe, jeżeli możliwe jest umieszczenie elastycznych przyłączeń na potrzeby magazynowania energii – oraz regularnie, co najmniej raz na kwartał, aktualizują te informacje.

Operatorzy systemów przesyłowych przekazują również użytkownikom systemu jasne i przejrzyste informacje na temat statusu i sposobu rozpatrywania ich wniosków o przyłączenie. Przekazują oni takie informacje w ciągu trzech miesięcy od złożenia wniosku.”;

12) w art. 57 dodaje się ust. 3 w brzmieniu:

„3. Operatorzy systemów dystrybucyjnych i operatorzy systemów przesyłowych współpracują ze sobą przy publikowaniu w spójny sposób informacji na temat możliwości udostępnienia nowych przyłączeń w ich odpowiednich obszarach działalności oraz wystarczająco szczegółowo eksponują informacje dla podmiotów opracowujących nowe projekty energetyczne i innych potencjalnych użytkowników sieci.”;

13) art. 59 ust. 1 lit. b) otrzymuje brzmienie:

„b) zasady alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi na podstawie art. 6 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz art. 7–10, art. 13–17, art. 19 i art. 35–37 niniejszego rozporządzenia, w tym zasady dotyczące metod i procesów wyznaczania zdolności przesyłowych w przedziałach czasowych rynku dnia bieżącego, rynku dnia następnego i rynku terminowego, modele sieci, konfiguracja obszarów rynkowych, redysponowanie i zakupy przeciwne, algorytmy handlu, jednolite łączenie rynków dnia następnego i dnia bieżącego łącznie z możliwością prowadzenia rynków przez jeden podmiot, gwarancja przyznanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych, dystrybucja dochodów z ograniczeń przesyłowych, alokacja finansowych długoterminowych praw przesyłowych przez wspólną platformę alokacji, zabezpieczenie ryzyka wynikającego z przesyłu międzystrefowego, procedury wyznaczania oraz odzyskiwanie kosztów alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi;”;

14) dodaje się art. 69a w brzmieniu:

„Artykuł 69a

Interakcja z przepisami finansowymi Unii

Żaden z przepisów niniejszego rozporządzenia nie stanowi odstępstwa od przepisów dyrektywy (UE) 2014/65, rozporządzenia (UE) nr 648/2012 i rozporządzenia (UE) nr 600/2014 w przypadku gdy uczestnicy rynku lub operatorzy rynku prowadzą działalność związaną z instrumentami finansowymi, w szczególności w rozumieniu art. 4 ust. 1 pkt 15 dyrektywy (UE) 2014/65.”;

15) w załączniku I pkt 1.2 otrzymuje brzmienie:

„1.2. Skoordynowanego wyznaczania zdolności przesyłowych dokonuje się dla wszystkich przedziałów czasowych alokacji.”.

Artykuł 2

Zmiany w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej

W dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 2 wprowadza się następujące zmiany:

a) pkt 8 i 49 otrzymują brzmienie:

„8)    »odbiorca aktywny« oznacza odbiorcę końcowego lub grupę działających wspólnie odbiorców końcowych, którzy zużywają lub magazynują energię elektryczną wytwarzaną na ich terenie o określonych granicach lub energię elektryczną wytworzoną we własnym zakresie bądź dzieloną, wytwarzaną na innym terenie znajdującym się w obrębie tego samego obszaru rynkowego, lub sprzedają wytworzoną we własnym zakresie energię elektryczną lub uczestniczą w systemach elastyczności lub efektywności energetycznej, pod warunkiem że działalność ta nie stanowi ich podstawowej działalności gospodarczej ani zawodowej;”;

„49) »usługa pomocnicza niezależna od częstotliwości« oznacza usługę wykorzystywaną przez operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego do regulacji napięcia w stanach ustalonych, szybkiego wstrzykiwania prądu biernego, zapewnienia inercji w celu zachowania stabilności sieci lokalnej, prądu zwarciowego, zdolności do rozruchu autonomicznego, pracy wyspowej oraz wygładzania profilu zapotrzebowania;”;

b) dodaje się punkty w brzmieniu:

„15a) »umowa na dostawy energii elektrycznej na czas określony w cenach stałych« oznacza umowę na dostawy energii elektrycznej między dostawcą a odbiorcą końcowym, która gwarantuje niezmienne warunki umowne, w tym cenę, natomiast w ramach stałej ceny może zawierać element elastyczny, na przykład zróżnicowanie cen w okresach szczytowego i pozaszczytowego zapotrzebowania na energię;”;

„10a) »dzielenie się energią« oznacza prowadzoną przez odbiorców aktywnych prosumpcję energii odnawialnej:

a)wytwarzanej lub magazynowanej zdalnie lub na miejscu przez współdzieloną przez nich instalację, której są właścicielami, dzierżawcami lub najemcami, w całości lub w części, albo

b)do której prawo zostało na nich przeniesione przez innego odbiorcę aktywnego nieodpłatnie lub za określoną cenę;

10b) »partnerski (peer-to-peer) handel« energią odnawialną oznacza partnerski handel zgodnie z definicją w art. 2 pkt 18 dyrektywy (UE) 2018/2001;”;

„24a) »dostawca z urzędu« oznacza dostawcę wyznaczonego przez państwo członkowskie do przejęcia dostaw energii elektrycznej do odbiorców dostawcy, który zaprzestał działalności;”;

2) art. 4 otrzymuje brzmienie:

„Artykuł 4

Wolność wyboru dostawcy

Państwa członkowskie zapewniają wszystkim odbiorcom swobodę zakupu energii elektrycznej od wybranego przez nich dostawcy. Państwa członkowskie zapewniają wszystkim odbiorcom swobodę zawarcia więcej niż jednej umowy na dostawy energii elektrycznej jednocześnie oraz zapewniają, aby w tym celu odbiorcy mieli prawo do posiadania więcej niż jednego punktu pomiarowego i rozliczeniowego objętego jednym punktem przyłączenia dla ich terenu.”;

3) w art. 11 wprowadza się następujące zmiany:

a) tytuł otrzymuje brzmienie:

„Prawo do umowy na czas określony w cenach stałych i do umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej”;

b) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Państwa członkowskie zapewniają, aby krajowe ramy regulacyjne umożliwiały dostawcom oferowanie umów na czas określony w cenach stałych i umów z cenami dynamicznymi energii elektrycznej. Państwa członkowskie zapewniają, aby odbiorcy końcowi, którzy mają zainstalowany inteligentny licznik, mogli zwrócić się o zawarcie umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej, a wszyscy odbiorcy końcowi mogli zwrócić się o zawarcie umowy na dostawy energii elektrycznej na czas określony w cenach stałych na okres co najmniej jednego roku, do co najmniej jednego dostawcy i do każdego dostawcy, który ma ponad 200 000 odbiorców końcowych.”;

c) dodaje się ust. 1a w brzmieniu:

„1a. Przed zawarciem lub przedłużeniem obowiązywania wszelkich umów odbiorcy końcowi otrzymują streszczenie kluczowych warunków umowy w przystępnej i zwięzłej formie, zredagowane prostym językiem. Streszczenie to zawiera co najmniej informacje na temat łącznej ceny, promocji, dodatkowych usług i rabatów oraz obejmuje prawa, o których mowa w art. 10 ust. 3 lit. a), b), d), e) i f). Komisja przedstawia wytyczne w tym zakresie.”;

d) ust. 2 otrzymuje brzmienie:

„2. Państwa członkowskie zapewniają, by odbiorcy końcowi otrzymali od dostawców pełne informacje na temat korzyści, kosztów i ryzyka związanych z umowami z cenami dynamicznymi energii elektrycznej, a także by dostawcy byli zobowiązani do udzielania odbiorcom końcowym takich informacji, w tym w odniesieniu do konieczności instalacji odpowiedniego licznika energii elektrycznej. Organy regulacyjne monitorują zmiany sytuacji na rynku i oceniają ryzyko, jakie powodować mogą nowe produkty i usługi, a także walczą z nadużyciami.”;

4) dodaje się artykuły w brzmieniu:

„Artykuł 15a

Prawo do dzielenia się energią

1.Wszystkie gospodarstwa domowe, małe i średnie przedsiębiorstwa oraz organy publiczne mają prawo uczestniczyć w dzieleniu się energią jako odbiorcy aktywni.

a)Odbiorcy aktywni są uprawnieni do dzielenia się energią odnawialną między sobą na podstawie prywatnych porozumień lub za pośrednictwem osoby prawnej.

b)Odbiorcy aktywni mogą – w celu ułatwienia dzielenia się energią – korzystać z usług strony trzeciej, która jest właścicielem instalacji magazynowania lub wytwarzania energii odnawialnej lub nią zarządza w zakresie instalowania i eksploatacji, w tym pomiaru i utrzymania, przy czym tej strony trzeciej nie uznaje się za odbiorcę aktywnego.

c)Państwa członkowskie zapewniają, by odbiorcy aktywni uczestniczący w dzieleniu się energią:

d)byli uprawnieni do tego, aby dzielona energia elektryczna była kompensowana z ich całkowitym zmierzonym zużyciem w przedziale czasowym nie dłuższym niż okres rozliczania niezbilansowania i bez uszczerbku dla obowiązujących podatków, opłat i opłat sieciowych;

e)korzystali ze wszystkich praw i obowiązków odbiorców jako odbiorcy końcowi na mocy niniejszej dyrektywy, z wyjątkiem przypadków dzielenia się energią między gospodarstwami domowymi o mocy zainstalowanej do 10,8 kW i do 50 kW w przypadku budynków wielomieszkaniowych, w odniesieniu do których stosowane są umowy o partnerskim (peer-to-peer) handlu;

f)mieli dostęp do wzorów umów zawierających uczciwe i przejrzyste warunki dotyczące umów o partnerskim (peer-to-peer) handlu między gospodarstwami domowymi oraz umów w sprawie dzierżawy lub najmu instalacji magazynowania i wytwarzania energii odnawialnej lub inwestowania w takie instalacje na potrzeby dzielenia się energią; w przypadku sporów wynikających z takich umów odbiorcy końcowi muszą mieć dostęp do metod pozasądowego rozstrzygania sporów zgodnie z art. 26;

g)nie podlegali nieuczciwemu i dyskryminującemu traktowaniu przez uczestników rynku lub ich podmioty odpowiedzialne za bilansowanie;

h)byli informowani o możliwości wprowadzania zmian dotyczących obszarów rynkowych zgodnie z art. 14 rozporządzenia (UE) 2019/943 oraz o tym, że prawo do dzielenia się energią jest ograniczone do jednego i tego samego obszaru rynkowego.

i)Państwa członkowskie zapewniają, aby odpowiedni operatorzy systemów przesyłowych lub dystrybucyjnych lub inne wyznaczone organy:

j)monitorowali, gromadzili i walidowali dane pomiarowe dotyczące dzielonej energii elektrycznej i przekazywali je odpowiednim odbiorcom końcowym i uczestnikom rynku co najmniej raz w miesiącu i zgodnie z art. 23;

k)udostępnili odpowiedni punkt kontaktowy umożliwiający rejestrowanie uzgodnień dotyczących dzielenia się energią, otrzymywanie informacji na temat odpowiednich punktów pomiarowych, zmian lokalizacji i uczestnictwa oraz, w stosownych przypadkach, zatwierdzanie metod obliczeniowych w jasny, przejrzysty i terminowy sposób.

2.Państwa członkowskie wprowadzają odpowiednie i niedyskryminujące środki w celu zapewnienia, aby gospodarstwa domowe dotknięte ubóstwem energetycznym i znajdujące się w trudnej sytuacji mogły mieć dostęp do systemów dzielenia się energią. Środki te mogą obejmować środki wsparcia finansowego lub kwoty alokacji produkcji.”;

„Artykuł 18a

Zarządzanie ryzykiem związanym z dostawcami

1.Krajowe organy regulacyjne zapewniają, aby dostawcy posiadali i wdrożyli odpowiednie strategie zabezpieczające w celu ograniczenia ryzyka wynikającego ze zmian w hurtowych dostawach energii elektrycznej dla rentowności ich umów z odbiorcami, przy jednoczesnym utrzymaniu płynności na rynkach krótkoterminowych i sygnałów cenowych z tych rynków.

2.Strategie zabezpieczające dostawców mogą obejmować stosowanie umów zakupu energii elektrycznej. W przypadku gdy istnieją wystarczająco rozwinięte rynki umów zakupu energii elektrycznej, które umożliwiają efektywną konkurencję, państwa członkowskie mogą wymagać, aby część ekspozycji dostawców na ryzyko związane ze zmianami hurtowych cen energii elektrycznej została pokryta za pomocą umów zakupu energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii, dopasowanych do czasu trwania ich ekspozycji na ryzyko po stronie odbiorcy, z zastrzeżeniem zgodności z unijnym prawem konkurencji.

3.Państwa członkowskie dążą do zapewnienia dostępności produktów zabezpieczających dla obywatelskich społeczności energetycznych i społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej.”;

5) dodaje się art. XX w brzmieniu:

„Artykuł 27a

Dostawca z urzędu

1.Państwa członkowskie wyznaczają dostawców z urzędu przynajmniej dla odbiorców będących gospodarstwami domowymi. Dostawców z urzędu wyznacza się w drodze sprawiedliwej, otwartej, przejrzystej i niedyskryminującej procedury.

2.Odbiorcy końcowi, którzy są przenoszeni do dostawców z urzędu, nie tracą praw przysługujących im jako odbiorcom, w szczególności praw określonych w art. 4, 10, 11, 12, 14, 18 i 26.

3.Państwa członkowskie zapewniają, aby dostawcy z urzędu niezwłocznie przekazywali przeniesionym odbiorcom warunki umów i zapewniali im niezakłóconą ciągłość świadczenia usług przez co najmniej 6 miesięcy.

4.Państwa członkowskie zapewniają, aby odbiorcy końcowi otrzymywali informacje o ofercie rynkowej i zachęty do przejścia na taką ofertę.

5.Państwa członkowskie mogą wymagać od dostawcy z urzędu dostarczania energii elektrycznej odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi, którzy nie otrzymują ofert rynkowych. W takich przypadkach stosuje się warunki określone w art. 5.”;

„Artykuł 28a

Ochrona odbiorców wrażliwych przed odłączeniem

Państwa członkowskie zapewniają ochronę odbiorców wrażliwych przed odłączeniem energii elektrycznej. Ochronę tę zapewnia się w ramach pojęcia odbiorców wrażliwych zgodnie z art. 28 ust. 1 niniejszej dyrektywy i bez uszczerbku dla środków określonych w art. 10 ust. 11.”;

6) art. 27 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Państwa członkowskie zapewniają wszystkim odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi, a także, jeżeli państwa członkowskie uznają to za stosowne – małym przedsiębiorstwom, możliwość korzystania z usługi powszechnej, a mianowicie prawo do dostaw energii elektrycznej o określonej jakości, na ich terytorium, po konkurencyjnych, łatwo i jednoznacznie porównywalnych, przejrzystych i niedyskryminujących cenach. Aby zapewnić świadczenie usługi powszechnej, państwa członkowskie nakładają na operatorów systemów dystrybucyjnych obowiązek przyłączania odbiorców do ich sieci na warunkach i według taryf ustalonych zgodnie z procedurą ustanowioną w art. 59 ust. 7. Niniejsza dyrektywa nie uniemożliwia państwom członkowskim wzmacniania pozycji rynkowej odbiorców będących gospodarstwami domowymi oraz małych i średnich odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi przez wspieranie możliwości dobrowolnego zrzeszania się tej kategorii odbiorców w celu wzmocnienia reprezentacji.”;

7) art. 31 ust. 3 otrzymuje brzmienie:

„3. Operator systemu dystrybucyjnego dostarcza użytkownikom systemu informacje niezbędne im do skutecznego dostępu do systemu, w tym również korzystania z niego. W szczególności operator systemu dystrybucyjnego publikuje w jasny i przejrzysty sposób informacje na temat możliwości udostępnienia nowych przyłączeń na obszarze jego działalności – w tym na obszarach, na których występują ograniczenia przesyłowe, jeżeli możliwe jest umieszczenie elastycznych przyłączeń na potrzeby magazynowania energii – oraz regularnie, co najmniej raz na kwartał, aktualizuje te informacje.

Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują również użytkownikom systemu jasne i przejrzyste informacje na temat statusu i sposobu rozpatrywania ich wniosków o przyłączenie. Przekazują oni takie informacje w ciągu trzech miesięcy od złożenia wniosku.”;

8) w art. 40 wprowadza się następujące zmiany:

a) po ust. 6 dodaje się nowy ustęp:

„Wymogi określone w ust. 5 i 6 nie mają zastosowania do produktu wygładzającego profil zapotrzebowania zamówionego zgodnie z art. 7a rozporządzenia (UE) 2019/943.”;

9) w art. 59 wprowadza się następujące zmiany:

a) ust. 1 lit. c) otrzymuje brzmienie:

„c) w ścisłej współpracy z pozostałymi organami regulacyjnymi, zapewnienie wykonywania przez wspólną platformę alokacji ustanowioną zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719, ENTSO energii elektrycznej i organizację OSD UE ich obowiązków określonych w niniejszej dyrektywie, rozporządzeniu (UE) 2019/943, kodeksach sieci i wytycznych przyjętych na podstawie art. 59, 60 i 61 rozporządzenia (UE) 2019/943 oraz w innych właściwych przepisach prawa Unii, w tym w odniesieniu do kwestii transgranicznych, a także wykonywania decyzji ACER, oraz wspólne wskazywanie przypadków niewykonywania przez wspólną platformę alokacji, ENTSO energii elektrycznej i organizację OSD UE ich odpowiednich obowiązków; jeżeli organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w terminie czterech miesięcy od rozpoczęcia konsultacji w celu wspólnego wskazania przypadków niewykonywania, sprawę przekazuje się do decyzji ACER zgodnie z art. 6 ust. 10 rozporządzenia (UE) 2019/942;”;

b) ust. 1 lit. z) otrzymuje brzmienie:

„z) Do obowiązków organu regulacyjnego należy: monitorowanie usuwania nieuzasadnionych przeszkód i ograniczeń w rozwijaniu zużycia wytworzonej we własnym zakresie energii elektrycznej i rozwoju obywatelskich społeczności energetycznych, w tym przeszkód i ograniczeń związanych z przyłączaniem elastycznego rozproszonego wytwarzania energii w rozsądnym terminie zgodnie z art. 58 lit. d).”;

c) ust. 4 otrzymuje brzmienie:

„4. Organ regulacyjny w państwie członkowskim, w którym ma siedzibę wspólna platforma alokacji, ENTSO energii elektrycznej lub organizacja OSD UE, jest uprawniony do nakładania skutecznych, proporcjonalnych i odstraszających sankcji na te podmioty, jeżeli nie wykonują one obowiązków wynikających z niniejszej dyrektywy, rozporządzenia (UE) 2019/943 lub wszelkich właściwych prawnie wiążących decyzji organów regulacyjnych lub ACER, lub do zaproponowania właściwemu sądowi nałożenia takich sankcji.”;

10) dodaje się art. 66a w brzmieniu:

„Artykuł 66a

Dostęp do przystępnej cenowo energii podczas kryzysu związanego z cenami energii elektrycznej

1.Komisja może w drodze decyzji ogłosić regionalny lub ogólnounijny kryzys związany z cenami energii elektrycznej, jeżeli spełnione są następujące warunki:

a)na hurtowych rynkach energii elektrycznej panują bardzo wysokie ceny – co najmniej dwu i półkrotnie wyższe niż średnia cena z poprzednich 5 lat – które według przewidywań utrzymają się przez co najmniej 6 miesięcy;

b)występuje gwałtowny wzrost cen detalicznych energii elektrycznej o co najmniej 70 %, który według przewidywań utrzyma się przez co najmniej 6 miesięcy; oraz

c)wzrost cen energii elektrycznej negatywnie wpływa na szerzej pojętą gospodarkę.

2.Komisja określa w swojej decyzji o ogłoszeniu regionalnego lub ogólnounijnego kryzysu związanego z cenami energii elektrycznej okres ważności tej decyzji, który może trwać do jednego roku.

3.W przypadku gdy Komisja przyjęła decyzję na podstawie ust. 1, państwa członkowskie mogą podczas trwania okresu ważności tej decyzji stosować ukierunkowane interwencje publiczne w zakresie ustalania cen za dostawy energii elektrycznej do małych i średnich przedsiębiorstw. Takie interwencje publiczne:

a)ograniczają się do maksymalnie 70 % zużycia przez beneficjenta w tym samym okresie poprzedniego roku i podtrzymują zachętę do zmniejszenia zapotrzebowania;

b)spełniają warunki określone w art. 5 ust. 4 i 7;

c)w stosownych przypadkach spełniają warunki określone w ust. 4.

4.W przypadku gdy Komisja przyjęła decyzję na podstawie ust. 1, państwa członkowskie mogą podczas trwania okresu ważności tej decyzji, na zasadzie odstępstwa od art. 5 ust. 7 lit. c), stosując ukierunkowane interwencje publiczne w zakresie ustalania cen za dostawy energii elektrycznej na podstawie art. 5 ust. 6 lub na podstawie ust. 3 niniejszego artykułu, wyjątkowo i tymczasowo ustalić cenę dostawy energii elektrycznej poniżej kosztów, pod warunkiem że spełnione są następujące warunki:

a)cena ustalona dla gospodarstw domowych ma zastosowanie jedynie do maksymalnie 80 % mediany zużycia w sektorze gospodarstw domowych i podtrzymuje zachętę do zmniejszenia zapotrzebowania;

b)nie dochodzi do dyskryminacji żadnych dostawców;

c)dostawcy otrzymują rekompensatę za dostawy poniżej kosztów; oraz

d)wszyscy dostawcy kwalifikują się na tej samej podstawie do składania ofert dotyczących ceny dostawy energii elektrycznej poniżej kosztów.”;

11) art. 71 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1.    Państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania art. 2 pkt 8 i 49, art. 3 i 5, art. 6 ust. 2 i 3, art. 7 ust. 1, art. 8 ust. 2 lit. j) i l), art. 9 ust. 2, art. 10 ust. 2–12, art. 11 ust. 3 i 4, art. 12–24, art. 26, 28 i 29, art. 31 ust. 1, 2 i 4–10, art. 32–34 i 36, art. 38 ust. 2, art. 40 i 42, art. 46 ust. 2 lit. d), art. 51 i 54, art. 57–58, art. 59 ust. 1 lit. a), b) i d)–y), ust. 2, 3 i 5–10, art. 61–63, art. 70 pkt 1–3, pkt 5 lit. b) i pkt 6 oraz załączników I i II do dnia 31 grudnia 2020 r. Niezwłocznie przekazują one Komisji tekst tych przepisów.

Państwa członkowskie wprowadzają jednak w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania:

a) art. 70 pkt 5 lit. a) – do dnia 31 grudnia 2019 r.;

b) art.70 pkt 4 – do dnia 25 października 2020 r.

Państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania art. 2 pkt 10a, 10b, 15a i 24a, art. 4, art. 11 ust. 1, 1a i 2, art. 15a, art. 18a, art. 27 ust. 1, art. 27a, art. 28a, art. 31 ust. 3, art. 40 ust. 7, art. 59 ust. 1 lit. c) i z) i ust. 4 i art. 66a w terminie sześciu miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

Przepisy przyjęte przez państwa członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Przepisy te zawierają także wskazanie, że w istniejących przepisach ustawowych, wykonawczych i administracyjnych odniesienia do dyrektywy uchylonej niniejszą dyrektywą odczytuje się jako odniesienia do niniejszej dyrektywy. Sposób dokonywania takiego odniesienia i formułowania takiego wskazania określany jest przez państwa członkowskie.”.

Artykuł 3

Zmiany w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych

W dyrektywie (UE) 2018/2001 wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 4 ust. 3 wprowadza się następujące zmiany:

a) akapit drugi otrzymuje brzmienie:

„W tym celu, w odniesieniu do systemów bezpośredniego wsparcia cen, wsparcie jest przyznawane w formie premii rynkowej, która może być, między innymi, zmienna albo stała. Zdanie to nie ma zastosowania do wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych wymienionych w art. 19b ust. 2 rozporządzenia (UE) 2019/944, do którego to wsparcia ma zastosowanie art. 19b ust. 1 tego rozporządzenia.”;

2) art. 36 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Państwa członkowskie wprowadzają w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania art. 2–13, 15–31 i 37 oraz załączników II, III i V–IX do dnia 30 czerwca 2021 r. Państwa członkowskie wprowadzają jednak w życie przepisy ustawowe, wykonawcze i administracyjne niezbędne do wykonania art. 4 ust. 3 akapit drugi do dnia [sześć miesięcy po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia] r.

Niezwłocznie przekazują one Komisji tekst tych przepisów.

Przepisy przyjęte przez państwa członkowskie zawierają odniesienie do niniejszej dyrektywy lub odniesienie takie towarzyszy ich urzędowej publikacji. Przepisy te zawierają także wskazanie, że w istniejących przepisach ustawowych, wykonawczych i administracyjnych odniesienia do dyrektywy uchylonej niniejszą dyrektywą odczytuje się jako odniesienia do niniejszej dyrektywy. Sposób dokonywania takiego odniesienia i formułowania takiego wskazania określany jest przez państwa członkowskie.”.

Artykuł 4

Zmiany w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/942 z dnia 5 czerwca 2019 r. ustanawiającym Agencję Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki

W rozporządzeniu (UE) 2019/942 wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 2 wprowadza się następujące zmiany:

a) lit. a) otrzymuje brzmienie:

„a) wydaje opinie i zalecenia skierowane do operatorów systemów przesyłowych, ENTSO energii elektrycznej, ENTSO gazu, organizacji OSD UE, wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719, regionalnych centrów koordynacji i wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej, dotyczące zatwierdzania metod i warunków zgodnie z art. 4 ust. 4 oraz art. 5 ust. 2, 3 i 4, dotyczące przeglądu obszarów rynkowych, o którym mowa w art. 5 ust. 7, dotyczące kwestii technicznych, o których mowa w art. 6 ust. 1, dotyczące arbitrażu między organami regulacyjnymi zgodnie z art. 6 ust. 10, dotyczące regionalnych centrów koordynacji, o których mowa w art. 7 ust. 2 lit. a), dotyczące zatwierdzania i zmiany metod i obliczeń oraz specyfikacji technicznych, o których mowa w art. 9 ust. 1, dotyczące zatwierdzania i zmiany metod, o których mowa w art. 9 ust. 3, dotyczące zwolnień, o których mowa w art. 10, dotyczące infrastruktury, o której mowa w art. 11 lit. d), oraz dotyczące kwestii związanych z integralnością i przejrzystością rynku hurtowego na podstawie art. 12;”;

b) lit. d) otrzymuje brzmienie:

„d) wydaje decyzje indywidualne dotyczące udzielania informacji zgodnie z art. 3 ust. 2, art. 7 ust. 2 lit. b) i art. 8 lit. c), dotyczące zatwierdzania metod i warunków zgodnie z art. 4 ust. 4 oraz art. 5 ust. 2, 3 i 4, dotyczące przeglądu obszarów rynkowych, o którym mowa w art. 5 ust. 7, dotyczące kwestii technicznych, o których mowa w art. 6 ust. 1, dotyczące arbitrażu między organami regulacyjnymi zgodnie z art. 6 ust. 10, dotyczące regionalnych centrów koordynacji, o których mowa w art. 7 ust. 2 lit. a), dotyczące zatwierdzania i zmiany metod i obliczeń oraz specyfikacji technicznych, o których mowa w art. 9 ust. 1, dotyczące zatwierdzania i zmiany metod, o których mowa w art. 9 ust. 3, dotyczące zwolnień, o których mowa w art. 10, dotyczące infrastruktury, o której mowa w art. 11 lit. d), dotyczące kwestii związanych z integralnością i przejrzystością rynku hurtowego na podstawie art. 12, dotyczące zatwierdzania i zmiany propozycji ENTSO energii elektrycznej związanych z regionalnymi wirtualnymi centrami na podstawie art. 5 ust. 9 oraz dotyczące zatwierdzania i zmiany propozycji ENTSO energii elektrycznej i organizacji OSD UE związanych z metodyką dotyczącą danych i analiz, które mają być przekazywane w odniesieniu do potrzeb w zakresie elastyczności, na podstawie art. 5 ust. 10;”;

2) w art. 3 ust. 2 dodaje się akapit czwarty w brzmieniu:

„Niniejszy ustęp ma również zastosowanie do wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719.”;

3) w art. 4 dodaje się ust. 9 w brzmieniu:

„9. „Ust. 6, 7 i 8 mają również zastosowanie do wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719.”;

4) w art. 5 ust. 8 dodaje się akapit drugi w brzmieniu:

„ACER monitoruje również wspólną platformę alokacji ustanowioną zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719.”;

5) w art. 5 dodaje się ust. 9 w brzmieniu:

„9. ACER zatwierdza i w razie potrzeby zmienia propozycję ENTSO energii elektrycznej w sprawie ustanowienia regionalnych wirtualnych centrów rynku terminowego na podstawie art. 9 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2019/943.”;

6) w art. 5 dodaje się ust. 10 w brzmieniu:

„10. ACER zatwierdza i w razie potrzeby zmienia wspólną propozycję ENTSO energii elektrycznej i organizacji OSD UE związaną z metodyką dotyczącą danych i analiz, które mają być przekazywane w odniesieniu do potrzeb w zakresie elastyczności na podstawie art. 19e ust. 5 rozporządzenia (UE) 2019/943.”;

 7) w art. 15 dodaje się ust. 5 w brzmieniu:

„5. ACER przedstawia sprawozdanie zawierające analizę krajowych ocen dotyczących potrzeb w zakresie elastyczności oraz zawierające zalecenia dotyczące kwestii o znaczeniu transgranicznym w odniesieniu do ustaleń organów regulacyjnych na podstawie art. 19e ust. 6 rozporządzenia (UE) 2019/943.”.

Artykuł 5
Wejście w życie

Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie [xxx] dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

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

Sporządzono w Strasburgu dnia r.

OCENA SKUTKÓW FINANSOWYCH REGULACJI – „AGENCJE”

1.STRUKTURA WNIOSKU/INICJATYWY

1.1.Tytuł wniosku/inicjatywy

1.2.Obszary polityki, których dotyczy wniosek/inicjatywa

1.3.Wniosek/inicjatywa dotyczy:

1.4.Cel(e)

1.4.1.Cel(e) ogólny(e)

1.4.2.Cel(e) szczegółowy(e)

1.4.3.Oczekiwane wyniki i wpływ

1.4.4.Wskaźniki dotyczące realizacji celów

1.5.Uzasadnienie wniosku/inicjatywy

1.5.1.Potrzeby, które należy zaspokoić w perspektywie krótko- lub długoterminowej, w tym szczegółowy terminarz przebiegu realizacji inicjatywy

1.5.2.Wartość dodana z tytułu zaangażowania Unii Europejskiej (może wynikać z różnych czynników, na przykład korzyści koordynacyjnych, pewności prawa, większej efektywności lub komplementarności). Na potrzeby tego punktu „wartość dodaną z tytułu zaangażowania Unii” należy rozumieć jako wartość wynikającą z unijnej interwencji, wykraczającą poza wartość, która zostałaby wytworzona przez same państwa członkowskie.

1.5.3.Główne wnioski wyciągnięte z podobnych działań

1.5.4.Spójność z wieloletnimi ramami finansowymi oraz możliwa synergia z innymi właściwymi instrumentami

1.5.5.Ocena różnych dostępnych możliwości finansowania, w tym zakresu przegrupowania środków

1.6.Czas trwania i wpływ finansowy wniosku/inicjatywy

1.7.Planowane metody wykonania budżetu

2.ŚRODKI ZARZĄDZANIA

2.1.Zasady nadzoru i sprawozdawczości

2.2.System zarządzania i kontroli

2.2.1.Uzasadnienie dla systemu zarządzania, mechanizmów finansowania wykonania, warunków płatności i proponowanej strategii kontroli

2.2.2.Informacje dotyczące zidentyfikowanego ryzyka i systemów kontroli wewnętrznej ustanowionych w celu jego ograniczenia

2.2.3.Oszacowanie i uzasadnienie efektywności kosztowej kontroli (relacja kosztów kontroli do wartości zarządzanych funduszy powiązanych) oraz ocena prawdopodobnego ryzyka błędu (przy płatności i przy zamykaniu)

2.3.Środki zapobiegania nadużyciom finansowym i nieprawidłowościom

3.SZACUNKOWY WPŁYW FINANSOWY WNIOSKU/INICJATYWY

3.1.Działy wieloletnich ram finansowych i linie budżetowe po stronie wydatków, na które wniosek/inicjatywa ma wpływ

3.2.Szacunkowy wpływ finansowy wniosku na środki

3.2.1.Podsumowanie szacunkowego wpływu na środki operacyjne

3.2.2.Przewidywany produkt finansowany ze środków operacyjnych

3.2.3.Podsumowanie szacunkowego wpływu na środki administracyjne

3.2.3.1.Szacowane zapotrzebowanie na zasoby ludzkie

3.2.4.Zgodność z obowiązującymi wieloletnimi ramami finansowymi

3.2.5.Udział osób trzecich w finansowaniu

3.3.Szacunkowy wpływ na dochody

 
OCENA SKUTKÓW FINANSOWYCH REGULACJI – „AGENCJE”

1.    STRUKTURA WNIOSKU/INICJATYWY 

1.1.    Tytuł wniosku/inicjatywy

1.2.    Obszary polityki, których dotyczy wniosek/inicjatywa

1.3.    Wniosek dotyczy: 

X nowego działania

 nowego działania, będącego następstwem projektu pilotażowego/działania przygotowawczego 29  

X przedłużenia bieżącego działania 

 połączenia co najmniej jednego działania pod kątem innego/nowego działania 

1.4.    Cel(e)

1.4.1.    Cel(e) ogólny(e) 

1.4.2.    Cel(e) szczegółowy(e) 

1.4.3.    Oczekiwane wyniki i wpływ

Należy wskazać, jakie efekty przyniesie wniosek/inicjatywa beneficjentom/grupie docelowej.

1.4.4.    Wskaźniki dotyczące realizacji celów 

Należy wskazać wskaźniki stosowane do monitorowania postępów i osiągnięć.

a)    Skuteczność i terminowość: wskaźniki powinny umożliwiać monitorowanie skuteczności poprzez regularne dostarczanie informacji na temat postępów i osiągnięć w okresie programowania.

b)    Wydajność: należy zoptymalizować procesy pod kątem gromadzenia i przetwarzania danych, unikając zbędnych lub powielających się wniosków o przekazanie informacji.

c)    Znaczenie wskaźników i potrzeba ograniczenia związanego z nimi obciążenia administracyjnego.

d)    Klarowność: wskaźniki należy przekazywać w klarownej i zrozumiałej postaci wraz z towarzyszącymi metadanymi oraz w formie ułatwiającej właściwą interpretację i konstruktywną komunikację.

1.5.    Uzasadnienie wniosku/inicjatywy 

1.5.1.    Potrzeby, które należy zaspokoić w perspektywie krótko- lub długoterminowej, w tym szczegółowy terminarz przebiegu realizacji inicjatywy

Prace projektowe (w tym szczegółowe badania) w zakresie kształtowania się cen w centrach obrotu na rynku terminowym (przynajmniej Core i Nordic, potencjalnie innych), a także zatwierdzenie nowej metodyki w tej dziedzinie

Prace projektowe (w tym szczegółowe badania) w zakresie produktów dotyczących długoterminowych praw przesyłowych, które mają być oferowane (zasięg geograficzny i struktura)

Potencjalne decyzje w sprawie możliwości zabezpieczenia wynikających z nowych wymogów na podstawie informacji od krajowych organów regulacyjnych

Działania monitorujące związane z nową strukturą centrów (wielkość LTTR, płynność centrów, wycena LLTR itp.)

1.5.2.    Wartość dodana z tytułu zaangażowania Unii Europejskiej (może wynikać z różnych czynników, na przykład korzyści koordynacyjnych, pewności prawa, większej efektywności lub komplementarności). Na potrzeby tego punktu „wartość dodaną z tytułu zaangażowania Unii” należy rozumieć jako wartość wynikającą z unijnej interwencji, wykraczającą poza wartość, która zostałaby wytworzona przez same państwa członkowskie.

1.5.3.    Główne wnioski wyciągnięte z podobnych działań

1.5.4.    Spójność z wieloletnimi ramami finansowymi oraz możliwa synergia z innymi właściwymi instrumentami

1.5.5.    Ocena różnych dostępnych możliwości finansowania, w tym zakresu przegrupowania środków

1.6.    Czas trwania i wpływ finansowy wniosku/inicjatywy

 Ograniczony czas trwania

    Okres trwania wniosku/inicjatywy: od [DD/MM]RRRR r. do [DD/MM]RRRR r.

    Okres trwania wpływu finansowego: od RRRR r. do RRRR r.

X Nieograniczony czas trwania

Wprowadzenie w życie z okresem rozruchu od RRRR r. do RRRR r.,

po którym następuje faza operacyjna.

1.7.    Planowane metody wykonania budżetu 30  

X Bezpośrednie zarządzanie przez Komisję za pośrednictwem

    agencji wykonawczych

 Zarządzanie dzielone z państwami członkowskimi

X Zarządzanie pośrednie poprzez przekazanie zadań związanych z wykonaniem budżetu:

 organizacjom międzynarodowym i ich agencjom (należy wyszczególnić);

EBI oraz Europejskiemu Funduszowi Inwestycyjnemu;

X organom, o których mowa w art. 70 i 71;

 organom prawa publicznego;

 podmiotom podlegającym prawu prywatnemu, które świadczą usługi użyteczności publicznej, o ile są im zapewnione odpowiednie gwarancje finansowe;

 podmiotom podlegającym prawu prywatnemu państwa członkowskiego, którym powierzono realizację partnerstwa publiczno-prywatnego i zapewniono odpowiednie gwarancje finansowe;

 podmiotom lub osobom odpowiedzialnym za wykonanie określonych działań w dziedzinie wspólnej polityki zagranicznej i bezpieczeństwa na mocy tytułu V Traktatu o Unii Europejskiej oraz określonym we właściwym podstawowym akcie prawnym.

Uwagi

2.    ŚRODKI ZARZĄDZANIA 

2.1.    Zasady nadzoru i sprawozdawczości 

Określić częstotliwość i warunki

2.2.    System zarządzania i kontroli 

2.2.1.    Uzasadnienie dla systemu zarządzania, mechanizmów finansowania wykonania, warunków płatności i proponowanej strategii kontroli

2.2.2.    Informacje dotyczące zidentyfikowanego ryzyka i systemów kontroli wewnętrznej ustanowionych w celu jego ograniczenia

2.2.3.    Oszacowanie i uzasadnienie efektywności kosztowej kontroli (relacja kosztów kontroli do wartości zarządzanych funduszy powiązanych) oraz ocena prawdopodobnego ryzyka błędu (przy płatności i przy zamykaniu) 

2.3.    Środki zapobiegania nadużyciom finansowym i nieprawidłowościom 

Określić istniejące lub przewidywane środki zapobiegania i ochrony, np. ze strategii zwalczania nadużyć finansowych.

3.    SZACUNKOWY WPŁYW FINANSOWY WNIOSKU/INICJATYWY 

3.1.    Działy wieloletnich ram finansowych i linie budżetowe po stronie wydatków, na które wniosek/inicjatywa ma wpływ 

Istniejące linie budżetowe

Według działów wieloletnich ram finansowych i linii budżetowych

Proponowane nowe linie budżetowe

Według działów wieloletnich ram finansowych i linii budżetowych

3.2.    Szacunkowy wpływ na wydatki 

3.2.1.    Synteza szacunkowego wpływu na wydatki 

w mln EUR (do trzech miejsc po przecinku)

w mln EUR (do trzech miejsc po przecinku)