#### Artykuł 10 Techniczne limity cenowe 1. Nie stosuje się maksymalnego ani minimalnego limitu hurtowej ceny energii elektrycznej. Niniejszy przepis ma zastosowanie między innymi do składania ofert i rozliczania transakcji we wszystkich przedziałach czasowych i obejmuje energię bilansującą oraz ceny niezbilansowania, bez uszczerbku dla technicznych limitów cenowych, które mogą być stosowane w przedziale czasowym bilansowania oraz w przedziałach czasowych dnia następnego i dnia bieżącego zgodnie z ust. 2. (5) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1132 z dnia 14 czerwca 2017 r. w sprawie niektórych aspektów prawa spółek (Dz. U. L 169 z 30.6.2017, s. 46). (6) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/65/UE z dnia 15 maja 2014 r. w sprawie rynków instrumentów finansowych oraz zmieniająca dyrektywę 2002/92/WE i dyrektywę 2011/61/UE (Dz.U. L 173 z 12.6.2014, s. 349). (7) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 648/2012 z dnia 4 lipca 2012 r. w sprawie instrumentów pochodnych będących przedmiotem obrotu poza rynkiem regulowanym, kontrahentów centralnych i repozytoriów transakcji (Dz.U. L 201 z 27.7.2012, s. 1). (8) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 600/2014 z dnia 15 maja 2014 r. w sprawie rynków instrumentów finansowych oraz zmieniające rozporządzenie (UE) nr 648/2012 (Dz.U. L 173 z 12.6.2014, s. 84). 2. NEMO mogą stosować zharmonizowane limity w odniesieniu do maksymalnych i minimalnych cen rozliczeniowych dla przedziałów czasowych dnia następnego i dnia bieżącego. Limity te ustala się na wystarczająco wysokim poziomie, tak aby nie ograniczać niepotrzebnie obrotu, dokonuje się ich harmonizacji dla obszaru rynku wewnętrznego oraz uwzględnia się maksymalną wartość niedostarczonej energii. NEMO wdrażają przejrzysty mechanizm w celu automatycznego dostosowywania technicznych limitów cenowych w stosownym czasie, w przypadku gdy przewiduje się osiągnięcie ustalonych limitów. Dostosowane wyższe limity nadal mają zastosowanie do momentu, gdy w ramach tego mechanizmu konieczne będzie ich dalsze zwiększenie. 3. Operatorzy systemów przesyłowych nie mogą podejmować jakichkolwiek środków mających na celu zmianę poziomu cen hurtowych. 4. Organy regulacyjne lub, w przypadku wyznaczenia przez państwo członkowskie innego właściwego organu, takie wyznaczone właściwe organy, identyfikują polityki i środki stosowane na ich terytorium, które mogłyby pośrednio przyczyniać się do zakłócenia procesu kształtowania się cen hurtowych, w tym ograniczenia ofert zakupu w związku z uruchomieniem energii bilansującej, mechanizmy zdolności wytwórczych, środki stosowane przez operatorów systemów przesyłowych, środki zmierzające do zakwestionowania wyników działania praw rynku lub mające na celu zapobieganie nadużywaniu pozycji dominującej czy też nieefektywnie określone obszary rynkowe. 5. W przypadku gdy organ regulacyjny lub wyznaczony właściwy organ zidentyfikuje politykę lub środek, które mogłyby służyć do zakłócenia procesu kształtowania się cen hurtowych, podejmuje wszelkie odpowiednie działania, aby wyeliminować lub, gdy jest to niemożliwe, ograniczyć wpływ tej polityki lub środka na zachowania w procesie składania ofert zakupu. Do dnia 5 stycznia 2020 r. państwa członkowskie składają Komisji sprawozdanie szczegółowo opisujące środki i działania, które podjęły lub zamierzają podjąć. #### Artykuł 11 Wartość niedostarczonej energii 1. Do dnia 5 lipca 2020 r., w przypadku gdy jest to niezbędne do ustalenia normy niezawodności zgodnie z art. 25, organy regulacyjne lub, w przypadku gdy państwo członkowskie wyznaczyło inny właściwy organ w tym celu, takie inne wyznaczone właściwe organy, określają jednolitą szacowaną wartość wartości niedostarczonej energii dla swojego terytorium. Tę szacowaną wartość podaje się do wiadomości publicznej. Organy regulacyjne lub inne wyznaczone właściwe organy mogą określić różne szacowane wartości dla poszczególnych obszarów rynkowych, jeżeli ich terytorium obejmuje kilka obszarów rynkowych. W przypadku gdy obszar rynkowy składa się z terytoriów należących do więcej niż jednego państwa członkowskiego, organy regulacyjne, których to dotyczy, lub inne wyznaczone właściwe organy określają jednolitą szacowaną wartość niedostarczonej energii dla tego obszaru rynkowego. Określając jednolitą szacowaną wartość niedostarczonej energii, organy regulacyjne lub inne wyznaczone właściwe organy stosują metodę, o której mowa w art. 23 ust. 6. 2. Organy regulacyjne oraz wyznaczone właściwe organy aktualizują swoje szacowane wartości niedostarczonej energii przynajmniej raz na pięć lat, lub częściej, jeżeli zaobserwują znaczącą zmianę. #### Artykuł 12 Dysponowanie jednostkami wytwórczymi i odpowiedzią odbioru 1. Dysponowanie jednostkami wytwarzania energii i odpowiedzią odbioru musi odbywać się w sposób niedyskryminacyjny, przejrzysty oraz, o ile ust. 2–6 nie stanowią inaczej, na zasadach rynkowych. 2. Bez uszczerbku dla art. 107, 108 i 109 TFUE państwa członkowskie zapewniają, aby dysponując jednostkami wytwarzania, operatorzy systemów nadawali priorytet jednostkom wytwarzania wykorzystującym odnawialne źródła energii, w zakresie, w jakim pozwala na to bezpieczna eksploatacja krajowego systemu elektroenergetycznego, w oparciu o przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria oraz w przypadku gdy takimi jednostkami wytwarzania energii są: a) jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii i dysponujące zainstalowaną mocą elektryczną poniżej 400 kW; albo b) projekty demonstracyjne dotyczące innowacyjnych technologii, z zastrzeżeniem zgody organu regulacyjnego, pod warunkiem że taki priorytet jest ograniczony do czasu i do zakresu, w jakim jest to niezbędne do osiągnięcia celów demonstracyjnych. 3. Państwo członkowskie może podjąć decyzję o niestosowaniu dysponowania priorytetowego do jednostek wytwarzania energii, o których mowa w ust. 2 lit. a), które zaczęły działać co najmniej sześć miesięcy po podjęciu tej decyzji, lub o stosowaniu minimalnej zdolności niższej niż określona w ust. 2 lit. a), pod warunkiem że: a) ma dobrze funkcjonujące rynki dnia bieżącego oraz inne rynki hurtowe i bilansujące oraz że rynki te są w pełni dostępne dla wszystkich uczestników rynku zgodnie z niniejszym rozporządzeniem; b) zasady redysponowania i zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi są przejrzyste dla wszystkich uczestników rynku; c) krajowy wkład państw członkowskich w realizację ogólnego wiążącego celu Unii dotyczącego udziału energii ze źródeł odnawialnych zgodnie z art. 3 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 (9) i art. 4 lit. a) pkt 2 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 (10) jest co najmniej równy odpowiedniej wartości obliczonej na podstawie wzoru określonego w załączniku II do rozporządzenia (UE) 2018/1999, a udział energii ze źródeł odnawialnych w przypadku danego państwa członkowskiego znajduje się co najmniej na poziomie jego punktów odniesienia, o których mowa w art. 4 lit. a) pkt 2 rozporządzenia (UE) 2018/1999, lub alternatywnie udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii elektrycznej brutto danego państwa członkowskiego wynosi co najmniej 50 %; (9) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 82). (10) 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). d) państwo członkowskie zgłosiło Komisji planowane odstępstwo, szczegółowo opisując, w jaki sposób spełniono warunki określone w lit. a), b) i c); oraz e) państwo członkowskie opublikowało planowane odstępstwo, wraz ze szczegółowym uzasadnieniem przyznania tego odstępstwa, w razie konieczności odpowiednio uwzględniając ochronę szczególnie chronionych informacji handlowych. Przy każdym odstępstwie unika się zmian z mocą wsteczną w odniesieniu do jednostek wytwarzania, które już korzystają z dysponowania priorytetowego, niezależnie od jakiegokolwiek dobrowolnego porozumienia między państwem członkowskim a operatorem jednostki wytwarzania. Bez uszczerbku dla art. 107, 108 i109 TFUE państwa członkowskie mogą wprowadzać dla jednostek, które kwalifikują się do dysponowania priorytetowego, zachęty do dobrowolnej rezygnacji z dysponowania priorytetowego. 4. Bez uszczerbku dla art. 107, 108 i 109 TFUE państwa członkowskie mogą przewidzieć dysponowanie priorytetowe energią elektryczną pochodzącą z jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację o zainstalowanej mocy elektrycznej poniżej 400 kW. 5. W przypadku jednostek wytwarzania energii uruchomionych począwszy od dnia 1 stycznia 2026 r. ust. 2 lit. a) ma zastosowanie wyłącznie do jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii o zainstalowanej mocy elektrycznej poniżej 200 kW. 6. Bez uszczerbku dla umów zawartych przed dniem 4 lipca 2019 r. jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii lub wysokosprawn ą kogenerację, które uruchomiono przed dniem 4 lipca 2019 r. i które w momencie uruchomienia podlegały dysponowaniu priorytetowemu zgodnie z art. 15 ust. 5 dyrektywy 2012/27/UE lub art. 16 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE (11), nadal korzystają z dysponowania priorytetowego. Dysponowanie priorytetowe przestaje mieć zastosowanie do takich jednostek wytwarzania energii od dnia, w którym jednostkę wytwarzania energii poddano znaczącym modyfikacjom, co uznaje się, że ma miejsce co najmniej w przypadku, gdy wymagana jest nowa umowa przyłączeniowa lub w przypadku gdy zdolności wytwórcze jednostki wytwarzania energii uległy zwiększeniu. 7. Dysponowanie priorytetowe nie może zagrażać bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego, nie może być wykorzystywane jako uzasadnienie ograniczania międzyobszarowych zdolności przesyłowych w stopniu większym niż przewidziano w art. 16 oraz musi opierać się na przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriach. #### Artykuł 13 Redysponowanie 1. Redysponowanie jednostkami wytwarzania oraz redysponowanie odpowiedzią odbioru musi opierać się na obiektywnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriach. Musi być otwarte dla wszystkich technologii wytwarzania, magazynowania energii i odpowiedzi odbioru, w tym tych znajdujących się w innych państwach członkowskich, chyba że jest to technicznie niewykonalne. (11) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16). 2. Zasoby redysponowane wybiera się spośród jednostek wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru z wykorzystaniem mechanizmów opartych na zasadach rynkowych oraz wypłaca się z ich tytułu rekompensatę finansową. Oferty energii bilansującej używane do redysponowania nie mogą określać ceny energii bilansującej. 3. Redysponowanie jednostkami wytwarzania, magazynowaniem energii i odpowiedzią odbioru, które nie opiera się na zasadach rynkowych, może być stosowane wyłącznie w przypadku gdy: a) brak jest alternatywnego rozwiązania opartego na zasadach rynkowych; b) wyczerpano wszystkie zasoby dostępne na zasadach rynkowych; c) liczba dostępnych jednostek wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru jest zbyt niska, aby zapewnić skuteczną konkurencję na obszarze, na którym znajdują się odpowiednie jednostki na potrzeby świadczenia usługi; lub d) aktualny stan sieci prowadzi do tak regularnych i przewidywalnych ograniczeń przesyłowych, że redysponowanie oparte na zasadach rynkowych doprowadziłoby do regularnego składania ofert strategicznych, co podniosłoby poziom wewnętrznych ograniczeń przesyłowych, a dane państwo członkowskie przyjęło plan działania w celu rozwiązania kwestii ograniczeń przesyłowych, albo zapewnia minimalną zdolność dostępną w obrocie międzystrefowym zgodnie z art. 16 ust. 8. 4. Operatorzy systemów przesyłowych oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych przedkładają przynajmniej raz w roku właściwemu organowi regulacyjnemu sprawozdanie dotyczące: a) poziomu rozwoju i skuteczności opartych na zasadach rynkowych mechanizmów redysponowania w odniesieniu do jednostek wytwarzania energii, magazynowania energii oraz odpowiedzi odbioru; b) ilości energii w MWh i rodzajów źródeł wytwórczych poddanych redysponowaniu wraz z uzasadnieniem; c) środków zastosowanych w celu zmniejszenia w przyszłości potrzeby redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy w odniesieniu do jednostek wytwarzania wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawn ą kogenerację, łącznie z inwestycjami w cyfryzację infrastruktury sieci i w usługi zwiększającymi elastyczność. Organ regulacyjny przedkłada sprawozdanie ACER oraz publikuje podsumowanie danych, o których mowa w akapicie pierwszym lit. a), b) i c), w razie konieczności wraz z zaleceniami dotyczącymi usprawnień. 5. Z zastrzeżeniem wymogów dotyczących utrzymania niezawodności i bezpieczeństwa sieci, w oparciu o przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria ustanowione przez organy regulacyjne, operatorzy systemów przesyłowych oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych: a) gwarantują zdolność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych do przesyłania energii elektrycznej wytworzonej z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii lub wysokosprawnej kogeneracji przy jak najmniejszym redysponowaniu, przy czym nie może uniemożliwiać to uwzględniania przy planowaniu sieci redysponowania na ograniczoną skalę, w przypadku gdy operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego jest w stanie wykazać w przejrzysty sposób, że rozwiązanie to jest efektywniejsze ekonomicznie i dotyczy nie więcej niż 5 % rocznej wielkości energii wytwarzanej w instalacjach wykorzystujących odnawialne źródła energii bezpośrednio podłączonych do ich odpowiedniej sieci, chyba że państwo członkowskie, w którym energia elektryczna pochodząca z jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawn ą kogenerację stanowi ponad 50 % ostatecznej rocznej wielkości krajowego zużycia energii elektrycznej brutto, postanowi inaczej; b) podejmują odpowiednie środki operacyjne z zakresu sieci i rynku w celu minimalizacji redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii lub z wysokosprawnej kogeneracji; c) zapewniają wystarczającą elastyczność swoich sieci, tak aby byli w stanie nimi zarządzać. 6. W przypadku stosowania redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy, które nie opiera się na zasadach rynkowych, zastosowanie mają następujące zasady: a) jednostki wytwarzania energii wykorzystujące odnawialne źródła energii podlegają redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy tylko wówczas, gdy nie istnieją inne rozwiązania alternatywne lub jeżeli inne rozwiązania skutkowałyby znacząco niewspółmiernymi kosztami lub powodowały poważne zagrożenia bezpieczeństwa sieci; b) energia elektryczna wytwarzana w procesie wysokosprawnej kogeneracji podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy tylko wówczas, gdy nie istnieją inne – poza redysponowaniem prowadzącym do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących odnawialne źródła energii – rozwiązania alternatywne lub jeżeli inne rozwiązania skutkowałyby niewspółmiernymi kosztami lub powodowały poważne zagrożenia bezpieczeństwa sieci; c) energia elektryczna wytwarzana we własnym zakresie w instalacjach wytwarzania wykorzystujących odnawialne źródła energii lub wysokosprawną kogenerację, która nie jest wprowadzana do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej, nie podlega redysponowaniu prowadzącemu do obniżenia mocy, chyba że żadne inne rozwiązanie nie pozwoliłoby na rozwiązanie kwestii związanych z bezpieczeństwem sieci; d) redysponowanie prowadzące do obniżenia mocy zgodnie z lit. a), b) ic) uzasadnia się w należyty i przejrzysty sposób. Uzasadnienie to uwzględnia się w sprawozdaniu przewidzianym w ust. 3. 7. W przypadku zastosowania redysponowania, które nie opiera się na zasadach rynkowych, takie redysponowanie podlega rekompensacie finansowej wypłacanej przez operatora systemu, który wydał polecenie redysponowania, na rzecz operatora objętej redysponowaniem jednostki wytwarzania, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru, z wyjątkiem wytwórców, którzy zaakceptowali umowę przyłączeniową niegwarantującą niezawodnych dostaw energii. Taka rekompensata finansowa musi być co najmniej równa wyższej z następujących kwot lub jest ich połączeniem, jeżeli zastosowanie jedynie wyższej kwoty prowadziłoby do nieuzasadnienie niskiej lub nieuzasadnienie wysokiej rekompensaty: a) kwota dodatkowych kosztów operacyjnych poniesionych w wyniku redysponowania, takich jak dodatkowe koszty paliwa w przypadku redysponowania prowadzącego do zwiększenia mocy lub koszty zapewnienia ciepła zapasowego w przypadku redysponowania prowadzącego do obniżenia mocy jednostek wytwarzania energii wykorzystujących wysokosprawną kogenerację; b) przychody netto ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego, które jednostka wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru wygenerowałaby, gdyby nie wydano polecenia redysponowania; w przypadku gdy jednostkom wytwarzania energii, magazynowania energii lub odpowiedzi odbioru przyznano wsparcie finansowe na podstawie ilości wytworzonej lub zużytej energii elektrycznej, wsparcie finansowe, które byłoby otrzymane, gdyby nie wydano polecenia redysponowania, uznaje się za część przychodów netto.