#### Artykuł 3 Zasady dotyczące funkcjonowania rynków energii elektrycznej Państwa członkowskie, organy regulacyjne, operatorzy systemów przesyłowych, operatorzy systemów dystrybucyjnych, operatorzy rynku oraz operatorzy delegowani zapewniają funkcjonowanie rynków energii elektrycznej zgodnie z następującymi zasadami: a) ceny ustala się na podstawie popytu i podaży; b) zasady rynkowe sprzyjają swobodnemu kształtowaniu cen i zapobiegają działaniom uniemożliwiającym kształtowanie cen na podstawie popytu i podaży; c) zasady rynkowe ułatwiają rozwój bardziej elastycznego wytwarzania, zrównoważonego wytwarzania niskoemisyjnego oraz bardziej elastycznego popytu; d) odbiorcom umożliwia się czerpanie korzyści z możliwości rynkowych i zwiększonej konkurencji na rynkach detalicznych oraz umożliwia się im działanie w charakterze uczestników rynku energii i transformacji energetyki; e) odbiorcom końcowym i małym przedsiębiorstwom umożliwia się uczestnictwo w rynku dzięki agregacji wytwarzania energii z wielu jednostek wytwarzania energii lub obciążenia z wielu instalacji odpowiedzi odbioru, umożliwiającej składanie wspólnych ofert na rynku energii elektrycznej oraz ich wspólną obsługę w systemie elektroenergetycznym, zgodnie z unijnym prawem konkurencji; f) zasady rynkowe umożliwiają obniżanie emisyjności systemu elektroenergetycznego, a zatem gospodarki, w tym przez umożliwienie integracji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz wprowadzenie zachęt do podnoszenia efektywności energetycznej; g) zasady rynkowe dostarczają odpowiednich zachęt do inwestowania w wytwarzanie, w szczególności do długofalowych inwestycji w bezemisyjny i zrównoważony system elektroenergetyczny, magazynowanie energii, efektywność energetyczną, odpowiedź odbioru, aby zaspokajać zapotrzebowanie na rynku, oraz ułatwiają uczciwą konkurencję, zapewniając tym samym bezpieczeństwo dostaw energii; h) stopniowo eliminuje się przeszkody w transgranicznym przepływie energii elektrycznej między obszarami rynkowymi lub państwami członkowskimi oraz w zawieraniu transgranicznych transakcji na rynkach energii elektrycznej i usług powiązanych; i) zasady rynkowe przewidują regionalną współpracę tam, gdzie jest ona skuteczna; j) bezpieczne i zrównoważone wytwarzanie, magazynowanie energii i odpowiedź odbioru uczestniczą w rynku na tych samych warunkach, zgodnie z wymogami przewidzianymi w prawie Unii; k) wszyscy wytwórcy są bezpośrednio lub pośrednio odpowiedzialni za sprzedaż energii elektrycznej, którą wytwarzają; l) zasady rynkowe umożliwiają rozwój projektów demonstracyjnych dotyczących zrównoważonych, bezpiecznych i niskoemisyjnych źródeł energii, technologii lub systemów, które mają być realizowane i wykorzystywane z korzyścią dla społeczeństwa; m) zasady rynkowe umożliwiają efektywne dysponowanie aktywami wytwórczymi, magazynowaniem energii i odpowiedzią odbioru; n) zasady rynkowe umożliwiają wejście na rynek i opuszczenie rynku przedsiębiorstwom wytwarzającym energię elektryczną, magazynującym energię i dostarczającym energię elektryczną, na podstawie ich własnej oceny ekonomicznej i finansowej opłacalności swojej działalności; o) aby dać uczestnikom rynku możliwość ochrony przed ryzykiem wahań cen na zasadach rynkowych oraz zmniejszyć niepewność co do przyszłego zwrotu z inwestycji, długoterminowe instrumenty zabezpieczające muszą być przedmiotem przejrzystego obrotu na giełdach, a długoterminowe umowy na dostawy energii elektrycznej muszą być zbywalne na rynkach pozagiełdowych, z zastrzeżeniem zgodności z unijnym prawem konkurencji; p) zasady rynkowe ułatwiają obrót produktami w całej Unii, a zmiany regulacyjne uwzględniają wpływ na krótko- i długoterminowe rynki i produkty terminowe; q) uczestnicy rynku mają prawo uzyskać dostęp do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych warunkach. #### Artykuł 4 Sprawiedliwa transformacja Komisja wspiera państwa członkowskie, które ustanawiają krajową strategię stopniowego zmniejszania wytwarzania w istniejących jednostkach zasilanych węglem i innymi stałymi paliwami kopalnymi, a także zmniejszania zdolności wydobywczych, z wykorzystaniem wszelkich dostępnych środków, aby umożliwić „sprawiedliwą transformację” w regionach dotkniętych zmianą strukturalną. Komisja pomaga państwom członkowskim w radzeniu sobie ze społecznymi i gospodarczymi skutkami przechodzenia na czystą energię. Komisja współpracuje na zasadach ścisłego partnerstwa z podmiotami z regionów węglowych i regionów zależnych od węgla, ułatwia dostęp do odpowiednich funduszy i programów oraz korzystanie z nich, a także zachęca do wymiany dobrych praktyk, w tym dyskusji na temat planów działania na rzecz przemysłu oraz potrzeb w zakresie przekwalifikowania zawodowego. #### Artykuł 5 Odpowiedzialno ść za bilansowanie 1. Wszyscy uczestnicy rynku są odpowiedzialni za niezbilansowanie, które powodują w systemie („odpowiedzialno ść za bilansowanie”). W tym celu uczestnicy rynku sami są podmiotami odpowiedzialnymi za bilansowanie albo na mocy umowy przekazują tę odpowiedzialno ść wybranemu przez siebie podmiotowi odpowiedzialnemu za bilansowanie. Każdy podmiot odpowiedzialny za bilansowanie jest odpowiedzialny finansowo za swoje niezbilansowanie i dąży do zbilansowania samego siebie lub wspiera zbilansowanie systemu elektroenergetycznego. 2. Państwa członkowskie mogą przewidzieć odstępstwa od odpowiedzialności za bilansowanie wyłącznie w odniesieniu do: a) projektów demonstracyjnych dotyczących innowacyjnych technologii, z zastrzeżeniem zgody organu regulacyjnego, pod warunkiem że odstępstwa te są ograniczone do czasu i do zakresu, w jakim jest to niezbędne do osiągnięcia celów demonstracyjnych; b) jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii o zainstalowanej mocy elektrycznej poniżej 400 kW; c) instalacji korzystających ze wsparcia zatwierdzonego przez Komisję na podstawie unijnych zasad pomocy państwa zgodnie z art. 107, 108 i 109 TFUE i uruchomionych przed dniem 4 lipca 2019 r. Państwa członkowskie mogą, bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE, wprowadzać dla uczestników rynku całkowicie lub częściowo zwolnionych z odpowiedzialno ści za bilansowanie zachęty do podejmowania pełnej odpowiedzialno ści za bilansowanie. 3. Jeżeli państwo członkowskie przewiduje odstępstwo zgodnie z ust. 2, zapewnia, aby odpowiedzialno ść finansową za niezbilansowania poniósł inny uczestnik rynku. 4. W przypadku jednostek wytwarzania energii uruchamianych od dnia 1 stycznia 2026 r. ust. 2 lit. b) stosuje się wyłącznie do jednostek wytwarzania wykorzystujących odnawialne źródła energii o zainstalowanej mocy elektrycznej poniżej 200 kW. #### Artykuł 6 Rynek bilansujący 1. Rynki bilansujące, w tym procesy kwalifikacji wstępnej, organizuje się w taki sposób, aby: a) zapewnić rzeczywisty brak dyskryminacji uczestników rynku, uwzględniając różne potrzeby techniczne systemu elektroenergetycznego oraz różne możliwości techniczne źródeł wytwarzania energii, magazynowania energii i odpowiedzi odbioru; b) zapewnić przejrzystą i neutralną pod względem technologicznym definicję usług oraz ich przejrzysty i oparty na zasadach rynkowych zakup; c) zapewnić niedyskryminacyjny dostęp wszystkim uczestnikom rynku, indywidualnie lub w drodze agregacji, obejmujący energię elektryczną wytworzoną z odnawialnych źródeł energii o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, odpowiedź odbioru i magazynowanie energii; d) respektować potrzebę uwzględniania rosnącego udziału energii wytwarzanej z odnawialnych źródeł o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, jak również zwiększonej zdolności reagowania strony popytowej i pojawiania się nowych technologii. 2. Ceny energii bilansującej nie mogą zostać z góry ustalone w umowie dotyczącej mocy bilansującej. Proces zakupu musi być przejrzysty zgodnie z art. 40 ust. 4 dyrektywy (UE) 2019/944 przy jednoczesnym zapewnieniu poufności szczególnie chronionych informacji handlowych. 3. Rynki bilansujące zapewniają bezpieczną pracę systemu, umożliwiając jednocześnie maksymalne wykorzystanie i efektywną alokację międzyobszarowych zdolności przesyłowych w różnych przedziałach czasowych zgodnie z art. 17. 4. Rozliczanie energii bilansującej w odniesieniu do standardowych produktów energii bilansującej i specyficznych produktów energii bilansującej opiera się na cenach krańcowych (na zasadzie pay-as-cleared), chyba że wszystkie organy regulacyjne zatwierdziły alternatywną metodę ustalania cen na podstawie wspólnej propozycji wszystkich operatorów systemu przesyłowego, która była wynikiem analizy wskazującej na większą efektywność tej alternatywnej metody. Uczestnikom rynku umożliwia się składanie ofert zakupu w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego, a czas zamknięcia bramki dla energii bilansującej nie może nastąpić przed czasem zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego. Operatorzy systemów przesyłowych korzystający z modelu dysponowania centralnego mogą ustanowić dodatkowe zasady zgodnie z wytycznymi w sprawie bilansowania przyjętymi na podstawie art. 6 ust. 11 rozporządzenia (WE) nr 714/2009. 5. Niezbilansowania rozlicza się po cenie, która odzwierciedla wartość energii w czasie rzeczywistym. 6. Każdy obszar obowiązywania ceny niezbilansowania musi być równoważny obszarowi rynkowemu, z wyjątkiem przypadku modelu dysponowania centralnego, gdy obszar obowiązywania ceny niezbilansowania może stanowić część obszaru rynkowego. 7. Określenie wielkości rezerwy mocy dokonywane jest przez operatorów systemów przesyłowych i ułatwiane na poziomie regionalnym. 8. Zakup mocy bilansującej dokonywany jest przez operatorów systemów przesyłowych i może być ułatwiany na poziomie regionalnym. Rezerwacja transgranicznych zdolności przesyłowych w tym celu może być ograniczona. Proces zakupu mocy bilansującej realizuje się na zasadach rynkowych i organizuje w taki sposób, aby nie prowadził do zróżnicowanego traktowania uczestników rynku w procesie kwalifikacji wstępnej zgodnie z art. 40 ust. 4 dyrektywy (UE) 2019/944, niezależnie od tego, czy uczestniczą oni indywidualnie czy w drodze agregacji. Zakup mocy bilansującej realizuje się na rynku pierwotnym, chyba że organ regulacyjny przewidział odstępstwo zezwalające na stosowanie innych form zakupu na zasadach rynkowych z powodu braku konkurencji na rynku usług bilansujących. Odstępstwa od obowiązku oparcia zakupu mocy bilansującej na korzystaniu z rynków pierwotnych poddaje się przeglądowi co trzy lata. 9. Zakupu mocy bilansującej w górę i mocy bilansującej w dół dokonuje się osobno, chyba że organ regulacyjny zatwierdzi odstępstwo od tej zasady, jeżeli ocena przeprowadzona przez operatora systemu przesyłowego wykaże, że spowodowałoby to większą efektywność ekonomiczną. Umowy dotyczące mocy bilansującej zawiera się nie później niż jeden dzień przed udostępnieniem mocy bilansującej, a okres obowiązywania umowy nie może być dłuższy niż jeden dzień, chyba że organ regulacyjny zatwierdził i w zakresie, w jakim zatwierdził wcześniejsze zawieranie umowy lub dłuższe okresy obowiązywania umowy z myślą o zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw lub poprawie efektywności ekonomicznej. W przypadku przyznania odstępstwa, w odniesieniu do co najmniej 40 % standardowych produktów energii bilansującej i co najmniej 30 % wszystkich produktów wykorzystywanych do mocy bilansującej, umowy dotyczące mocy bilansującej zawiera się na nie więcej niż jeden dzień przed udostępnieniem mocy bilansującej, a okres obowiązywania umowy nie może być dłuższy niż jeden dzień. Umowy na pozostałą część mocy bilansującej zawiera się maksymalnie na miesiąc przed udostępnieniem mocy bilansującej, a okres obowiązywania umowy nie może być dłuższy niż jeden miesiąc. 10. Na wniosek operatora systemu przesyłowego organ regulacyjny może przedłużyć okres obowiązywania umowy na pozostałą część mocy bilansującej, o którym mowa w ust. 9, do maksymalnie dwunastu miesięcy, pod warunkiem że decyzja ta zostanie podjęta na czas określony, a pozytywne skutki w postaci obniżenia kosztów dla odbiorców końcowych będą przewyższać negatywne skutki dla rynku. Wniosek zawiera: a) konkretny okres, w którym zwolnienie miałoby zastosowanie; b) konkretny wolumen mocy bilansującej, do którego zwolnienie miałoby zastosowanie; c) analizę wpływu zwolnienia na udział zasobów bilansujących; oraz d) uzasadnienie zwolnienia wykazujące, że zwolnienie to doprowadzi do obniżenia kosztów ponoszonych przez odbiorców końcowych. 11. Niezależnie od ust. 10, od dnia 1 stycznia 2026 r., okresy obowiązywania umowy nie mogą być dłuższe niż sześć miesięcy. 12. Do dnia 1 stycznia 2028 r. organy regulacyjne przekażą Komisji i ACER sprawozdania dotyczące udziału łącznej mocy objętej umowami mającymi okres obowiązywania lub okres zakupu dłuższy niż jeden dzień. 13. Operatorzy systemów przesyłowych lub ich operatorzy delegowani publikują, w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego, z opóźnieniem po dostawie nie dłuższym niż 30 minut, informacje na temat aktualnego zbilansowania systemu swoich obszarów grafikowych, szacowane ceny niezbilansowania oraz szacowane ceny energii bilansującej. 14. Operatorzy systemów przesyłowych mogą, w przypadku gdy standardowe produkty energii bilansującej nie wystarczają do zapewnienia bezpiecznej pracy systemu lub gdy niektóre zasoby bilansujące nie mogą uczestniczyć w rynku bilansującym poprzez standardowe produkty energii bilansującej, zaproponować, a organy regulacyjne mogą zatwierdzić, odstępstwa od ust. 2 i 4 w odniesieniu do specyficznych produktów energii bilansującej aktywowanych lokalnie bez wymieniania ich z innymi operatorami systemów przesyłowych. Wnioski o odstępstwa zawierają opis środków proponowanych w celu zminimalizowania wykorzystania produktów specyficznych pod warunkiem zapewnienia ich efektywności ekonomicznej, uzasadnienie, że produkty specyficzne nie powodują znaczącej niewydolności i zakłóceń na rynku bilansującym, na obszarze grafikowym albo poza nim, a w stosownych przypadkach zasady i informacje dotyczące procesu przekształcania ofert energii bilansującej ze specyficznych produktów energii bilansującej w oferty energii bilansującej ze standardowych produktów energii bilansującej. #### Artykuł 7 Rynki dnia następnego i dnia bieżącego 1. Operatorzy systemów przesyłowych oraz NEMO 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 oraz podlegają obowiązkom w zakresie przejrzystości i skutecznego nadzoru przeciwko manipulacjom na rynku określonym w odpowiednich przepisach rozporządzenia (UE) nr 1227/2011. 2. Rynki dnia następnego i dnia bieżącego: a) są zorganizowane w taki sposób, aby były niedyskryminacyjne; b) maksymalizują zdolność wszystkich uczestników rynku do zarządzania niezbilansowaniem; 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; ca) są zorganizowane w taki sposób, aby zapewnić podział płynności pomiędzy wszystkich NEMO, w każdym momencie, zarówno w odniesieniu do obrotu międzystrefowego, jak i wewnątrzstrefowego. W odniesieniu do rynku dnia następnego, od jednej godziny przed chwilą zamknięcia bramki do ostatniego momentu, w którym obrót na rynku dnia następnego jest dozwolony, NEMO z jednej strony składają wszystkie zlecenia dotyczące produktów przeznaczonych do obrotu na rynku dnia następnego i produktów o takiej samej charakterystyce w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego, a z drugiej strony nie organizują obrotu produktami przeznaczonymi do obrotu na rynku dnia następnego lub produktami o takich samych cechach poza jednolitym łączeniem rynków dnia następnego. W odniesieniu do rynku dnia bieżącego, od chwili otwarcia bramki dla jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego do ostatniego momentu, w którym obrót na rynku dnia bieżącego jest dozwolony w danym obszarze rynkowym, NEMO z jednej strony składają wszystkie zlecenia dotyczące produktów przeznaczonych do obrotu na rynku dnia bieżącego i produktów o takiej samej charakterystyce w ramach jednolitego łączenia rynków dnia bieżącego, a z drugiej strony nie organizują obrotu produktami przeznaczonymi do obrotu na rynku dnia bieżącego lub produktami o takiej samej charakterystyce poza łączeniem rynków dnia bieżącego. Obowiązki te mają zastosowanie do NEMO oraz do przedsiębiorstw, które bezpośrednio lub pośrednio sprawują kontrolę nad NEMO, oraz do przedsiębiorstw, które są bezpośrednio lub pośrednio kontrolowane przez NEMO; d) zapewniają ceny, które odzwierciedlają podstawowe prawa rynku, w tym wartość energii w czasie rzeczywistym, i na których uczestnicy rynku mogą polegać przy uzgadnianiu warunków instrumentów zabezpieczających stosowanych w dłuższym horyzoncie czasowym; e) zapewniają bezpieczną pracę systemu, umożliwiając jednocześnie maksymalne wykorzystanie zdolności przesyłowych; f) są przejrzyste i, w stosownych przypadkach, zapewniają informacje w podziale na jednostki wytwórcze, a jednocześnie zapewniają poufność szczególnie chronionych informacji handlowych oraz zapewniają anonimowość obrotu; g) nie wprowadzają rozróżnienia między transakcjami zawieranymi w ramach danego obszaru rynkowego a transakcjami zawieranymi między różnymi obszarami rynkowymi; oraz h) są zorganizowane w taki sposób, aby zapewnić wszystkim uczestnikom rynku możliwość uzyskania dostępu do rynku indywidualnie lub w drodze agregacji. #### Artykuł 7a Produkt wygładzający profil zapotrzebowania 1. Gdy ogłoszono regionalny lub obejmujący całą Unię kryzys związany z cenami energii elektrycznej zgodnie z art. 66a dyrektywy (UE) 2019/944, państwa członkowskie mogą zwrócić się do operatorów systemów, aby zaproponowali zakup produktów wygładzających profil zapotrzebowania w celu osiągnięcia zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną w godzinach szczytu. Takie zamówienie jest ograniczone do okresu określonego w decyzji wykonawczej przyjętej na podstawie art. 66a ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944. 2. W przypadku złożenia wniosku na podstawie ust. 1 operatorzy systemów, po konsultacji z zainteresowanymi stronami, przedkładają organowi regulacyjnemu danego państwa członkowskiego do zatwierdzenia propozycję określającą wymiarowanie i warunki zakupu oraz aktywacji produktu wygładzającego profil zapotrzebowania. 3. Właściwy organ regulacyjny ocenia propozycję dotyczącą produktu wygładzającego profil zapotrzebowania, o którym mowa w ust. 2, pod kątem osiągnięcia zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną i wpływu na hurtową cenę energii elektrycznej w godzinach szczytu. W ocenie tej należy uwzględnić to, że produkty te nie mogą nadmiernie zakłócać funkcjonowania rynku energii elektrycznej oraz nie mogą powodować przekierowania usług odpowiedzi odbioru na produkty wygładzające profil zapotrzebowania. Na podstawie tej oceny organ regulacyjny może zwrócić się do operatora systemu o zmianę propozycji. 4. Propozycja dotycząca produktu wygładzającego profil zapotrzebowania, o której mowa w ust. 2, musi spełniać następujące wymogi: a) określenie wielkości produktu wygładzającego profil zapotrzebowania: (i) opiera się na analizie zapotrzebowania na dodatkową usługę zapewniającą bezpieczeństwo dostaw bez narażania stabilności sieci, wpływu usługi na rynek, oczekiwanych kosztów i korzyści; (ii) uwzględnia prognozę zapotrzebowania, prognozę dotyczącą energii elektrycznej wytwarzanej z energii odnawialnej, prognozę dotyczącą innych źródeł elastyczności w systemie, takich jak magazynowanie energii, oraz wpływ unikniętego dysponowania na ceny hurtowe; oraz (iii) jest ograniczone do zapewnienia, aby prognozowane koszty nie przekraczały oczekiwanych korzyści produktu wygładzającego profil zapotrzebowania; b) udzielanie zamówień na produkt wygładzający profil zapotrzebowania opiera się na obiektywnych, przejrzystych, rynkowych i niedyskryminacyjnych kryteriach, ogranicza się do odpowiedzi odbioru i nie wyklucza uczestniczących aktywów z dostępu do innych rynków; c) udzielanie zamówień na produkt wygładzający profil zapotrzebowania odbywa się w drodze konkurencyjnej procedury przetargowej, która może mieć charakter ciągły, a wybór dokonywany jest na podstawie najniższego kosztu spełnienia wcześniej określonych kryteriów technicznych i środowiskowych oraz umożliwia skuteczny udział konsumentów, bezpośrednio lub w drodze agregacji; d) minimalna wielkość oferty nie przekracza 100 kW, w drodze agregacji; e) umowy dotyczące produktu wygładzającego profil zapotrzebowania nie mogą być zawierane wcześniej niż tydzień przed jego aktywacją; f) aktywacja produktu wygładzającego profil zapotrzebowania nie może zmniejszać międzyobszarowych zdolności przesyłowych; g) aktywacja produktu wygładzającego profil zapotrzebowania następuje w przedziale czasowym przed rynkiem dnia następnego lub w jego trakcie i może być dokonywana na podstawie wcześniej określonej ceny energii elektrycznej; h) aktywacja produktu wygładzającego profil zapotrzebowania nie oznacza rozpoczęcia wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych ulokowanego za punktem pomiarowym, aby uniknąć wzrostu emisji gazów cieplarnianych. 5. 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. W przypadku gdy operator systemu zamawia produkt wygładzający profil zapotrzebowania, opracowuje metodę określania poziomu bazowego po konsultacji z uczestnikami rynku, w stosownych przypadkach uwzględnia akt wykonawczy przyjęty na podstawie art. 59 ust. 1 lit. e) i przedkłada go właściwemu organowi regulacyjnemu do zatwierdzenia. 6. Właściwy organy regulacyjny zatwierdza propozycję operatorów systemów zamierzających zamówić produkt wygładzający profil zapotrzebowania oraz metodę określania poziomu bazowego, przedłożone zgodnie z ust. 2 i 5, lub zwraca się do operatorów systemów o zmianę propozycji lub metody określania poziomu bazowego, jeżeli ta propozycja czy ta metodyka nie spełnia wymogów określonych w ust. 2, 4 i 5. 7. W terminie sześciu miesięcy od zakończenia regionalnego lub ogólnounijnego kryzysu związanego z cenami energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 1, ACER, po konsultacji z zainteresowanymi stronami, ocenia wpływ stosowania produktów wygładzających profil zapotrzebowania na unijny rynek energii elektrycznej. W ocenie tej należy uwzględnić to, że produkty te nie mogą nadmiernie zakłócać funkcjonowania rynku energii elektrycznej oraz nie mogą powodować przekierowania usług odpowiedzi odbioru na produkty wygładzające profil zapotrzebowania. ACER może wydawać zalecenia, które organy regulacyjne mają uwzględniać w swojej ocenie zgodnie z ust. 3. 8. Do dnia 30 czerwca 2025 r. ACER, po konsultacji z zainteresowanymi stronami, ocenia wpływ opracowywania produktów wygładzających profil zapotrzebowania na unijny rynek energii elektrycznej w normalnych okolicznościach. W ocenie tej należy uwzględnić to, że produkty te nie mogą nadmiernie zakłócać funkcjonowania rynku energii elektrycznej, ani nie mogą powodować przekierowania usług odpowiedzi odbioru na produkty wygładzające profil zapotrzebowania. Na podstawie takiej oceny Komisja może przedłożyć wniosek ustawodawczy dotyczący zmiany niniejszego rozporządzenia w celu wprowadzenia produktów wygładzających profil zapotrzebowania poza sytuacjami regionalnego lub ogólnounijnego kryzysu związanego z cenami energii elektrycznej. #### Artykuł 7b Specjalne urządzenie pomiarowe 1. Bez uszczerbku dla przepisów art. 19 dyrektywy (UE) 2019/944, operatorzy systemów przesyłowych, operatorzy systemów dystrybucyjnych i właściwi uczestnicy rynku, w tym niezależni agregatorzy, mogą, za zgodą odbiorcy końcowego, wykorzystywać dane ze specjalnych urządzeń pomiarowych do celów obserwowalności i rozliczania odpowiedzi odbioru oraz usług w zakresie elastyczności, w tym z jednostek magazynowania energii. Do celów niniejszego artykułu wykorzystywanie danych ze specjalnych urządzeń pomiarowych musi być zgodne z art. 23 i 24 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz innymi odpowiednimi przepisami prawa Unii, w tym przepisami o ochronie danych i prywatności, w szczególności z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 (3). W przypadku gdy takie dane są wykorzystywane do celów badawczych, informacje są agregowane i anonimizowane. 2. W przypadku gdy odbiorca końcowy nie ma zainstalowanego inteligentnego licznika lub inteligentny licznik odbiorcy końcowego nie dostarcza danych niezbędnych do świadczenia odpowiedzi odbioru lub usług w zakresie elastyczności, w tym za pośrednictwem niezależnego agregatora, operatorzy systemów przesyłowych i operatorzy systemów dystrybucyjnych akceptują dane pochodzące ze specjalnego urządzenia pomiarowego, o ile są dostępne, do rozliczenia usług w zakresie odpowiedzi odbioru i usług elastyczności, w tym magazynowania energii, i nie dyskryminują tego odbiorcy końcowego przy zamawianiu usług w zakresie elastyczności. Obowiązek ten ma zastosowanie z zastrzeżeniem zgodności z przepisami i wymogami ustanowionymi przez państwa członkowskie zgodnie z ust. 3. 3. Państwa członkowskie ustanawiają zasady i wymogi dotyczące procedury walidacji danych ze specjalnego urządzenia pomiarowego w celu kontroli i zapewnienia jakości i spójności odpowiednich danych oraz interoperacyjno ści, zgodnie z art. 23 i 24 dyrektywy (UE) 2019/944 i innymi odpowiednimi przepisami prawa Unii. #### Artykuł 8 Obrót na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego 1. 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. Od dnia 1 stycznia 2026 r. czas zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego przypada nie wcześniej niż 30 minut przed czasem rzeczywistym. (3) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 z dnia 27 kwietnia 2016 r. w sprawie ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych i w sprawie swobodnego przepływu takich danych oraz uchylenia dyrektywy 95/46/WE (ogólne rozporządzenie o ochronie danych) (Dz.U. L 119 z 4.5.2016, s. 1). 1a. Właściwy organ regulacyjny może, na wniosek właściwego operatora systemu przesyłowego, przyznać odstępstwo od wymogu określonego w ust. 1 do dnia 1 stycznia 2029 r. Operator systemu przesyłowego przedkłada wniosek właściwemu organowi regulacyjnemu. Wniosek taki zawiera: a) ocenę skutków, uwzględniającą informacje zwrotne od właściwych NEMO i uczestników rynku, wykazującą negatywny wpływ takiego środka na bezpieczeństwo dostaw w krajowym systemie elektroenergetycznym, na efektywność kosztową, w tym w odniesieniu do istniejących platform bilansujących zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2017/2195 na integrację energii ze źródeł odnawialnych i na emisje gazów cieplarnianych; oraz b) plan działania mający na celu skrócenie czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego do 30 minut przed czasem rzeczywistym do dnia 1 stycznia 2029 r. 1b. Organ regulacyjny może, na wniosek właściwego operatora systemu przesyłowego, przyznać dalsze odstępstwo od wymogu określonego w ust. 1 na okres nie dłuższy niż dwa i pół roku od upływu okresu, o którym mowa w ust. 1a. Do dnia 30 czerwca 2028 r. właściwy operator systemu przesyłowego przedkłada wniosek właściwemu organowi regulacyjnemu, ENTSO energii elektrycznej oraz ACER. Wniosek taki zawiera: a) nową ocenę skutków, uwzględniającą informacje zwrotne od uczestników rynku i NEMO, uzasadniającą potrzebę dalszego odstępstwa, w oparciu o zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw w krajowym systemie elektroenergetycznym, efektywność kosztową, integrację energii odnawialnej i emisje gazów cieplarnianych; oraz b) zmieniony plan działania na rzecz skrócenia czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego do 30 minut przed czasem rzeczywistym do dnia, którego dotyczy wniosek o przedłużenie, i nie później niż w dniu rozpoczęcia stosowania wnioskowanego odstępstwa. ACER wydaje opinię dotyczącą transgranicznych skutków dalszego odstępstwa w terminie sześciu miesięcy od otrzymania wniosku o takie odstępstwo. Właściwy organ regulacyjny uwzględnia tę opinię przed podjęciem decyzji w sprawie wniosku o dalsze odstępstwo. 1c. Do dnia 1 grudnia 2027 r. Komisja, po konsultacji z NEMO, ENTSO energii elektrycznej, ACER i właściwymi zainteresowanymi stronami, przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie oceniające wpływ skrócenia czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego, ustanowionego na podstawie niniejszego artykułu, koszty i korzyści, wykonalność i praktyczne rozwiązania służące dalszemu skróceniu tego okresu, aby umożliwić uczestnikom rynku obrót energią w czasie jak najbardziej zbliżonym do rzeczywistego. W sprawozdaniu tym należy rozważyć wpływ na bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego, oszczędność kosztową, korzyści dla integracji energii odnawialnej i redukcji emisji gazów cieplarnianych. 2. NEMO zapewniają uczestnikom rynku możliwość obrotu energią elektryczną w przedziałach czasowych przynajmniej tak krótkich jak okres rozliczania niezbilansowania na rynkach dnia następnego oraz dnia bieżącego. 3. 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 odbioru, magazynowania energii i energii wytwarzanej na niewielką skalę z odnawialnych źródeł, w tym bezpośredni udział odbiorców, także w drodze agregacji. 4. Do dnia 1 stycznia 2021 r. okres rozliczania niezbilansowania musi wynosić 15 minut we wszystkich obszarach grafikowych, chyba że organy regulacyjne przyznały odstępstwo lub zwolnienie. Odstępstwa można przyznawać wyłącznie do dnia 31 grudnia 2024 r. Od dnia 1 stycznia 2025 r. okres rozliczania niezbilansowania nie może przekraczać 30 minut, w przypadku gdy odstępstwo zostało przyznane przez wszystkie organy regulacyjne na obszarze synchronicznym. #### Artykuł 9 Rynki terminowe 1. Zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719 operatorzy systemów przesyłowych wydają długoterminowe prawa przesyłowe lub dysponują równoważnymi środkami, aby umożliwić uczestnikom rynku, w tym właścicielom jednostek wytwarzania energii wykorzystujących energii odnawialną, zabezpieczenie się przed ryzykiem zmiany cen, chyba że ocena rynku terminowego na granicach obszaru rynkowego przeprowadzona przez właściwe organy regulacyjne wykaże istnienie wystarczającej liczby instrumentów zabezpieczających w odnośnych obszarach rynkowych. 2. Długoterminowe prawa przesyłowe regularnie przydziela się w przejrzysty i niedyskryminacyjny sposób na zasadach rynkowych za pośrednictwem wspólnej platformy alokacji. Częstotliwość alokacji i terminy zapadalności długoterminowych międzyobszarowych zdolności przesyłowych muszą sprzyjać sprawnemu funkcjonowaniu rynków terminowych Unii. 3. Kształt rynków terminowych Unii obejmuje narzędzia niezbędne do poprawy zdolności uczestników rynku do zabezpieczenia się przed ryzykiem cenowym na wewnętrznym rynku energii elektrycznej. 4. Do dnia 17 stycznia 2026 r. Komisja, po konsultacji z właściwymi zainteresowanymi stronami, przeprowadza ocenę skutków ewentualnych środków służących osiągnięciu celu, o którym mowa w ust. 3. Ta ocena skutków obejmuje między innymi: a) możliwe zmiany częstotliwości alokacji w odniesieniu do długoterminowych praw przesyłowych; b) możliwe zmiany terminów zapadalności długoterminowych praw przesyłowych w szczególności terminów zapadalności przedłużonych do co najmniej trzech lat; c) możliwe zmiany charakteru długoterminowych praw przesyłowych; d) sposoby wzmocnienia rynku wtórnego; oraz e) ewentualne wprowadzenie regionalnych wirtualnych hubów na rynkach terminowych. 5. W odniesieniu do regionalnych wirtualnych hubów na rynkach terminowych ocena skutków przeprowadzona zgodnie z ust. 4 obejmuje: a) odpowiedni zakres geograficzny regionalnych wirtualnych hubów, w tym obszarów rynkowych tworzących te huby oraz konkretnej sytuacji obszarów rynkowych należących do co najmniej dwóch wirtualnych hubów, w celu zmaksymalizowania korelacji cenowej między cenami referencyjnymi a cenami na obszarach rynkowych stanowiących regionalne wirtualne huby; b) poziom międzysystemowych połączeń elektroenergetycznych państw członkowskich, w szczególności tych, które nie osiągnęły celów w zakresie elektroenergetycznych połączeń międzysystemowych określonych na rok 2020 i 2030 w art. 4 lit. d) pkt 1 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 (4); c) metodę obliczania cen referencyjnych dla regionalnych wirtualnych hubów na rynkach terminowych w celu zmaksymalizowania korelacji cenowej między ceną referencyjną a cenami obszarów rynkowych stanowiących regionalny wirtualny hub; d) możliwość, aby obszary rynkowe stanowiły część więcej niż jednego regionalnego wirtualnego hubu; e) sposoby maksymalizowania obrotu instrumentami zabezpieczającymi, które odnoszą się do regionalnych wirtualnych hubów rynków terminowych, a także długoterminowymi prawami przesyłowymi z obszarów rynkowych do regionalnych wirtualnych hubów; f) sposoby zapewnienia, aby wspólna platforma alokacji, o której mowa w ust. 2, oferowała alokację i ułatwiała obrót długoterminowymi prawami przesyłowymi; g) implikacje dotyczące wcześniej istniejących umów międzyrządowych i wynikających z nich praw. 6. Na podstawie wyników oceny skutków, o której mowa w ust. 4 niniejszego artykułu, do dnia 17 lipca 2026 r. Komisja przyjmuje akt wykonawczy w celu doprecyzowania środków i narzędzi służących osiągnięciu celów, o których mowa w ust. 3 niniejszego artykułu, oraz dokładnych cech tych środków i narzędzi. Ten akt wykonawczy przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 67 ust. 2. (4) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, zmiany rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 663/2009 i (WE) nr 715/2009, dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 94/22/WE, 98/70/WE, 2009/31/WE, 2009/73/WE, 2010/31/UE, 2012/27/UE i 2013/30/UE, dyrektyw Rady 2009/119/WE i (UE) 2015/652 oraz uchylenia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 1). 7. Wspólna platforma alokacji ustanowiona zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/1719 działa jako podmiot oferujący alokację i ułatwiający obrót długoterminowymi prawami przesyłowymi w imieniu operatorów systemów przesyłowych. Platforma ta przyjmuje formę prawną, o której mowa w załączniku II do dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1132 (5). 8. Jeżeli właściwy organ regulacyjny uzna, że uczestnicy rynku mają niewystarczające możliwości zabezpieczenia, oraz po konsultacji z właściwymi organami wyznaczonymi zgodnie z art. 67 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/65/UE (6), w przypadku gdy rynki terminowe dotyczą instrumentów finansowych zdefiniowanych w art. 4 ust. 1 pkt 15 tej dyrektywy, może on zażądać od giełd energii elektrycznej lub operatorów systemów przesyłowych wdrożenia dodatkowych środków, takich jak działalność animatora rynku, w celu poprawy płynności rynków terminowych. 9. Z zastrzeżeniem zgodności z unijnym prawem konkurencji oraz z rozporządzeniami Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 648/2012 (7) i (UE) nr 600/2014 (8) oraz dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/65/UE operatorzy rynku mogą opracowywać terminowe instrumenty zabezpieczające, w tym długoterminowe instrumenty zabezpieczające, 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.