#### Artykuł 18 Opłaty za dostęp do sieci, korzystanie z sieci i wzmocnienie sieci 1. Opłaty za dostęp do sieci stosowane przez operatorów sieci, w tym opłaty za przyłączenie do sieci, opłaty za korzystanie z sieci oraz, w stosownych przypadkach, opłaty za odpowiednie wzmocnienie sieci, odzwierciedlają koszty, muszą być przejrzyste, uwzględniają potrzebę zapewnienia bezpieczeństwa i elastyczności sieci oraz odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom ponoszonym przez operatora sieci o porównywalnej efektywności i strukturze, oraz stosowane są w sposób niedyskryminacyjny. Opłaty te nie obejmują niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne. Bez uszczerbku dla art. 15 ust. 1 i 6 dyrektywy 2012/27/UE oraz kryteriów w załączniku XI do tej dyrektywy, metoda stosowana do ustalania opłat sieciowych neutralnie wspiera ogólną efektywność systemu w ujęciu długoterminowym za pomocą sygnałów cenowych dla odbiorców i wytwórców, i w szczególności jest stosowana w sposób, który nie prowadzi do dyskryminacji pozytywnej lub negatywnej produkcji przyłączonej na poziomie dystrybucji względem produkcji przyłączonej na poziomie przesyłu. Opłaty sieciowe nie mogą prowadzić do pozytywnej ani negatywnej dyskryminacji magazynowania energii i agregacji oraz nie mogą tworzyć bodźców zniechęcających do samodzielnego wytwarzania i konsumpcji lub udziału w odpowiedzi odbioru. Bez uszczerbku dla ust. 3 niniejszego artykułu, opłaty te nie mogą być związane z odległością. 2. Metody ustalania taryf: a) odzwierciedlaj ą 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 wyprzedzające, w celu zwiększenia efektywności, w tym efektywności energetycznej; b) zwiększają integrację rynku, integrację energii ze źródeł odnawialnych i bezpieczeństwo dostaw energii; c) wspierają korzystanie z usług w zakresie elastyczności i umożliwiają korzystanie z elastycznych połączeń; d) propagują efektywne i terminowe inwestycje obejmujące rozwiązania mające na celu optymalizację istniejącej sieci; e) ułatwiają magazynowanie energii, odpowiedzi odbioru i powiązane działania badawcze; f) przyczyniają się do osiągnięcia celów określonych w zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu, zmniejszenia wpływu na środowisko i propagowania akceptacji społecznej; oraz g) ułatwiają innowacje w interesie konsumentów w dziedzinach takich jak cyfryzacja, usługi w zakresie elastyczności i połączenia wzajemne, w szczególności w celu rozwoju infrastruktury niezbędnej do osiągnięcia minimalnego celu w zakresie elektroenergetycznych połączeń międzysystemowych na 2030 r. określonego w art. 4 lit. d) pkt 1 rozporządzenia (UE) 2018/1999. 3. W stosownych przypadkach poziom taryf stosowanych wobec wytwórców lub odbiorców końcowych, lub obu, dostarcza sygnałów lokalizacyjnych dla inwestycji na poziomie Unii, takich jak zachęty za pośrednictwem struktury taryf, w celu ograniczenia kosztów redysponowania i wzmacniania sieci energetycznej, oraz uwzględnia wielkość strat sieciowych i powodowane ograniczenia przesyłowe, a także koszty inwestycji infrastrukturalnych. 4. Przy ustalaniu opłat za dostęp do sieci bierze są pod uwagę następujące czynniki: a) płatności i przychody wynikające z mechanizmu rozliczania rekompensat międzyoperatorskich; b) płatności rzeczywiście dokonane i otrzymane, a także płatności oczekiwane w przyszłości, oszacowane na podstawie poprzednich okresów. 5. Ustalanie opłat za dostęp do sieci na podstawie niniejszego artykułu pozostaje bez uszczerbku dla opłat wynikających z zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, o których mowa w art. 16. 6. Nie stosuje się szczególnych opłat sieciowych w poszczególnych transakcjach w ramach międzystrefowego obrotu energią elektryczną. 7. Taryfy dystrybucyjne muszą odzwierciedlać koszty korzystania przez użytkowników systemu, w tym odbiorców aktywnych, z sieci dystrybucyjnej. Taryfy dystrybucyjne mogą obejmować elementy zdolności przyłączeniowej do sieci i mogą być zróżnicowane w zależności od profilu zużycia lub wytwarzania użytkowników systemu. W przypadku gdy państwa członkowskie wdrożyły rozwiązania przewidujące wdrożenie inteligentnych systemów pomiarowych, organy regulacyjne biorą pod uwagę taryfy sieciowe uzależnione od pory dnia przy ustalaniu lub zatwierdzaniu taryf przesyłowych i taryf dystrybucyjnych lub metod ich ustalania zgodnie z art. 59 dyrektywy (UE) 2019/944, a w stosownych przypadkach mogą być wprowadzone taryfy sieciowe uzależnione od pory dnia w celu odzwierciedlenia korzystania z sieci, w sposób przejrzysty, efektywny kosztowo i przewidywalny dla odbiorców końcowych. 8. Metody ustalania taryf przesyłowych i dystrybucyjnych wprowadzają dla operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów 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, w tym koszty związane z inwestycjami wyprzedzającymi, uwzględniają te koszty w taryfach przesyłowych i dystrybucyjnych oraz, w stosownych przypadkach, wprowadzają cele w zakresie skuteczności działania, aby zachęcić operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych do zwiększania ogólnej efektywności systemowej w ich sieciach, w tym dzięki efektywności energetycznej, korzystaniu z usług w zakresie elastyczności oraz rozwojowi inteligentnych sieci i inteligentnych systemów pomiarowych. 9. W celu ograniczenia ryzyka fragmentacji rynku, do dnia 5 października 2019 r. ACER przedstawi sprawozdanie z najlepszych praktyk dotyczących metod ustalania taryf przesyłowych i taryf dystrybucyjnych, przy jednoczesnym uwzględnieniu specyfiki krajowej. W tym sprawozdaniu z najlepszych praktyk ACER odnosi się przynajmniej do następujących kwestii: a) relacja taryf stosowanych wobec wytwórców do taryf stosowanych wobec odbiorców końcowych; b) koszty podlegające odzyskaniu za pomocą taryf; c) uzależnienie taryf sieciowych od pory dnia; d) sygnały lokalizacyjne; e) relacja między taryfami przesyłowymi a taryfami dystrybucyjnymi; f) metody, które zostaną określone po konsultacji z właściwymi zainteresowanymi stronami, w celu zapewnienia przejrzystości przy ustalaniu wysokości i struktury taryf, obejmujące inwestycje wyprzedzające, które są zgodne z odpowiednimi unijnymi i krajowymi celami energetycznymi oraz z uwzględnieniem obszarów przyspieszonego rozwoju ustanowionych zgodnie z dyrektywą (UE) 2018/2001; g) grupy użytkowników sieci podlegające taryfom, w tym w stosownych przypadkach specyfika tych grup, formy zużycia energii i wszelkie zwolnienia taryfowe; h) straty w sieciach wysokiego, średniego i niskiego napięcia; i) zachęty do efektywnych inwestycji w sieci, w tym w zakresie zasobów zapewniających elastyczność i elastycznych umów przyłączeniowych. ACER aktualizuje sprawozdanie z najlepszych praktyk przynajmniej raz na dwa lata. 10. Organy regulacyjne należycie uwzględniają sprawozdanie z najlepszych praktyk przy ustalaniu lub zatwierdzaniu taryf przesyłowych i taryf dystrybucyjnych lub metod ich ustalania zgodnie z art. 59 dyrektywy (UE) 2019/944. #### Artykuł 19 Dochód z ograniczeń przesyłowych 1. Procedury zarządzania ograniczeniami przesyłowymi dotyczące określonego przedziału czasowego mogą generować dochody tylko w przypadku wystąpienia ograniczeń przesyłowych w tym przedziale czasowym, z wyłączeniem przypadków nowych połączeń wzajemnych korzystających ze zwolnienia na podstawie art. 63 niniejszego rozporządzenia, art. 17 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 lub art. 7 rozporządzenia (WE) nr 1228/2003. Procedura podziału tych dochodów podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez organy regulacyjne oraz nie może ona zakłócać procesu alokacji na korzyść jakiejkolwiek strony występującej o zdolność lub o energię ani zniechęcać do zmniejszania ograniczeń przesyłowych. 2. W odniesieniu do przydzielania wszelkich dochodów wynikających z alokacji międzyobszarowych zdolności przesyłowych pierwszeństwo mają następujące cele: a) zagwarantowanie rzeczywistej dostępności przydzielonej zdolności, w tym odszkodowania z tytułu gwarancji; 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 c) rekompensata dla operatorów elektrowni morskich wytwarzających energię elektryczną ze źródeł odnawialnych na morskim obszarze rynkowym bezpośrednio połączonym z co najmniej dwoma obszarami rynkowymi, jeżeli dostęp do wzajemnie połączonych rynków został ograniczony w taki sposób, że operator elektrowni morskiej wytwarzającej energię elektryczną ze źródeł odnawialnych nie jest w stanie eksportować swojej zdolności wytwarzania energii elektrycznej na rynek oraz, gdzie, w stosownych przypadkach, doszło do odpowiedniego spadku ceny w morskim obszarze rynkowym, w porównaniu z sytuacją bez redukcji zdolności. Rekompensata, o której mowa w lit. c) akapit pierwszy, ma zastosowanie w przypadku, gdy w zweryfikowanych wynikach alokacji zdolności co najmniej jeden operator systemu przesyłowego albo nie udostępnił zdolności uzgodnionej w umowach przyłączeniowych dotyczących połączenia wzajemnego albo nie udostępnił zdolności na krytycznych elementach sieci zgodnie z zasadami wyliczania zdolności określonymi w art. 16 ust. 8, lub w obu tych przypadkach. Operatorzy systemów przesyłowych odpowiedzialni za ograniczenie dostępu do wzajemnie połączonych rynków są odpowiedzialni za rekompensaty dla operatorów elektrowni wytwarzających energię elektryczną z morskich źródeł odnawialnych. W ujęciu rocznym rekompensata ta nie przekracza całkowitego dochodu z ograniczeń przesyłowych wygenerowanego na połączeniach wzajemnych między odnośnymi obszarami rynkowymi. 3. W przypadku gdy priorytetowe cele określone w ust. 2 zostaną odpowiednio zrealizowane, przychody można wykorzystać jako dochód uwzględniany przez organy regulacyjne przy zatwierdzaniu metod obliczania taryf sieciowych lub ustalania taryf sieciowych, lub obu. Pozostałe przychody umieszcza się na odrębnym koncie wewnętrznym do czasu, kiedy będzie można je wydać na cele określone w ust. 2. 4. Wykorzystanie przychodów zgodnie z ust. 2 lit. a) lub b) odbywa się zgodnie z metodą zaproponowaną przez operatorów systemów przesyłowych po konsultacji z organami regulacyjnymi i właściwymi zainteresowanymi stronami oraz po zatwierdzeniu przez ACER. Operatorzy systemów przesyłowych przedkładają ACER proponowaną metodę do dnia 5 lipca 2020 r., a ACER podejmuje decyzję w sprawie proponowanej metody w terminie sześciu miesięcy od jej otrzymania. ACER może wystąpić do operatorów systemów przesyłowych o zmianę lub aktualizację metody, o której mowa w akapicie pierwszym. ACER podejmuje decyzję w sprawie zmienionej lub zaktualizowanej metody nie później niż w terminie sześciu miesięcy po jej przedłożeniu. Metoda określa co najmniej warunki, na jakich przychody mogą być wykorzystane do celów, o których mowa w ust. 2, oraz warunki, na jakich przychody te mogą zostać umieszczone na odrębnym koncie wewnętrznym z myślą o ich wykorzystaniu w przyszłości do tych celów, a także czas, na jaki przychody te mogą zostać umieszczone na takim koncie. 5. Operatorzy systemów przesyłowych z wyprzedzeniem wyraźnie określają sposób wykorzystania wszelkich dochodów z ograniczeń przesyłowych oraz składają organom regulacyjnym sprawozdanie z faktycznego wykorzystania tych dochodów. Do dnia 1 marca każdego roku, organy regulacyjne informują ACER oraz publikują sprawozdanie przedstawiające: a) kwotę przychodów uzyskanych w okresie 12 miesięcy kończącym się w dniu 31 grudnia poprzedniego roku; b) sposób wykorzystania tych przychodów zgodnie z ust. 2, w tym konkretne przedsięwzięcia, na które wykorzystano te dochody, oraz kwoty umieszczone na odrębnym koncie; c) kwoty wykorzystane podczas obliczania taryf sieciowych; oraz d) weryfikację, czy kwota, o której mowa w lit. c), jest zgodna z niniejszym rozporządzeniem oraz metodą opracowaną zgodnie z ust. 3 i 4. W przypadku gdy część przychodów z ograniczeń przesyłowych jest wykorzystywana podczas obliczania taryf sieciowych, w sprawozdaniu przedstawia się sposób, w jaki operatorzy systemów przesyłowych zrealizowali priorytetowe cele określone w ust. 2, w stosownych przypadkach. ROZDZIAŁ IIIa SZCZEGÓLNE ZACHĘTY INWESTYCYJNE SŁUŻĄCE OSIĄGNIĘCIU CELÓW UNII W ZAKRESIE DEKARBONIZACJI #### Artykuł 19a Umowy zakupu energii elektrycznej 1. Bez uszczerbku dla dyrektywy (UE) 2018/2001 państwa członkowskie propagują upowszechnianie PPA, w tym przez usuwanie nieuzasadnionych barier oraz nieproporcjonalnych lub dyskryminujących procedur lub opłat, z myślą o zapewnieniu przewidywalno ści cen i o osiągnięciu celów określonych w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu w odniesieniu do wymiaru obniżenia emisyjności, o którym mowa w art. 4 lit. a) rozporządzenia (UE) 2018/1999, w tym w odniesieniu do energii odnawialnej, przy jednoczesnym zachowaniu konkurencyjnych i płynnych rynków energii elektrycznej oraz handlu transgranicznego. 2. Przeprowadzając przegląd niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 69 ust. 2, Komisja, po konsultacji z właściwymi zainteresowanymi stronami, ocenia potencjał i wykonalność jednej lub kilku unijnych platform rynkowych dla PPA, które mają być stosowane na zasadzie dobrowolności, w tym interakcję tych potencjalnych platform z innymi istniejącymi platformami rynku energii elektrycznej oraz łączenie popytu na PPA w drodze agregacji. 3. Państwa członkowskie zapewniają, w sposób skoordynowany, 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. Takie instrumenty mogą obejmować między innymi wspierane przez państwo programy gwarancji po cenach rynkowych, gwarancje prywatne lub instrumenty łączące popyt na PPA, zgodnie z odpowiednim prawem Unii. W tym celu państwa członkowskie zapewniają odpowiednią koordynację, w tym z odpowiednimi instrumentami na poziomie Unii. Państwa członkowskie mogą określać kategorie odbiorców, do których skierowane są te instrumenty, stosując niedyskryminuj ące kryteria względem każdej kategorii odbiorców, a także w obrębie tych kategorii. 4. Bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE, jeżeli system gwarancji dla PPA jest wspierany przez państwo członkowskie, obejmuje on przepisy mające na celu zapobieganie obniżeniu płynności na rynkach energii elektrycznej i nie może zapewniać wsparcia na zakup wytwarzania z paliw kopalnych. Państwa członkowskie mogą podjąć decyzję o ograniczeniu tych systemów gwarancji do wyłącznego wsparcia zakupu energii elektrycznej z nowej produkcji energii ze źródeł odnawialnych zgodnie z polityką państwa członkowskiego w zakresie dekarbonizacji, w tym w szczególności w przypadku, gdy rynek umów zakupu odnawialnej energii elektrycznej zdefiniowanych w art. 2 pkt 17 dyrektywy (UE) 2018/2001 nie jest wystarczająco rozwinięty. 5. Systemy wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych dopuszczają udział projektów, w ramach których część energii elektrycznej rezerwuje się na sprzedaż w drodze PPA ze źródeł odnawialnych lub innych uzgodnień rynkowych, pod warunkiem że taki udział nie wpływa negatywnie na konkurencję na rynku, w szczególności w przypadku gdy obie strony zaangażowane w tę PPA są kontrolowane przez ten sam podmiot. 6. Przy opracowywaniu systemów wsparcia, o których mowa w ust. 5, państwa członkowskie dążą do stosowania kryteriów oceny motywujących oferentów do ułatwiania dostępu do rynku PPA dla odbiorców, którzy napotykają bariery wejścia na ten rynek, pod warunkiem że nie wpływa to negatywnie na konkurencję na rynku. 7. W PPA określa się obszar rynkowy dostawy oraz odpowiedzialność za zabezpieczenie międzyobszarowych praw przesyłowych w przypadku zmiany obszaru rynkowego zgodnie z art. 14. 8. W PPA określa się metody i 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. 9. Opracowując środki mające bezpośredni wpływ na PPA, państwa członkowskie respektują ewentualne uzasadnione oczekiwania i uwzględniają wpływ tych środków na istniejące i przyszłe PPA. 10. Do 31 stycznia 2026 r., a następnie co dwa lata, Komisja ocenia, czy bariery się utrzymują i czy istnieje wystarczająca przejrzystość na rynkach PPA. Komisja może opracować szczegółowe wskazówki dotyczące usuwania barier na rynkach PPA, w tym nieproporcjonalnych lub dyskryminujących procedur lub opłat. #### Artykuł 19b Dobrowolne wzory PPA i monitorowanie PPA 1. ACER publikuje roczną ocenę rynku PPA na szczeblu Unii i państw członkowskich w ramach rocznego sprawozdania publikowanego zgodnie z art. 15 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2019/942. 2. Do dnia 17 października 2024 r. ACER ocenia, w ścisłej koordynacji z właściwymi instytucjami i zainteresowanymi stronami, potrzebę opracowania i wydania dobrowolnych wzorów PPA, dostosowanych do potrzeb poszczególnych kategorii kontrahentów. W przypadku gdy w ocenie stwierdzono, że istnieje potrzeba opracowania i wydania takich dobrowolnych wzorów PPA, ACER wraz z NEMO i po konsultacji z właściwymi zainteresowanymi stronami opracowuje takie wzory, uwzględniając następujące elementy: a) stosowanie tych wzorów umów jest dobrowolne dla umawiających się stron; b) te wzory umów między innymi: (i) zapewniają różne okresy obowiązywania umowy; (ii) zapewniają różne formuły cenowe; (iii) uwzględniają profil obciążenia odbiorcy oraz profil wytwarzania wytwórcy. #### Artykuł 19c Środki na poziomie Unii przyczyniające się do osiągnięcia dodatkowego udziału energii ze źródeł odnawialnych Komisja ocenia, czy środki na poziomie Unii mogą przyczynić się do wspólnego osiągnięcia przez państwa członkowskie dodatkowego 2,5 % udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Unii w 2030 r., zgodnie z dyrektywą (UE) 2018/2001, uzupełniając środki krajowe. Komisja analizuje możliwość wykorzystania unijnego mechanizmu finansowania energii ze źródeł odnawialnych ustanowionego zgodnie z art. 33 rozporządzenia (UE) 2018/1999 do organizowania aukcji energii odnawialnej na szczeblu unijnym zgodnie z odpowiednimi ramami regulacyjnymi. #### Artykuł 19d Systemy bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych dla inwestycji 1. Systemy bezpośredniego wsparcia cen dla inwestycji w nowe jednostki wytwarzania energii w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł wymienionych w ust. 4 mają formę dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki. Akapit pierwszy ma zastosowanie do kontraktów w ramach systemów bezpośredniego wsparcia cen w odniesieniu do inwestycji w nową produkcję, które to kontrakty zawarto w dniu 17 lipca 2027 r. lub po tym dniu, a w przypadku hybrydowych aktywów morskich połączonych z co najmniej dwoma obszarami rynkowymi, na dzień 17 lipca 2029 r. Udział uczestników rynku w systemach bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych i w odpowiadających im systemach wywołujących te same skutki jest dobrowolny. 2. Wszystkie systemy bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych i odpowiadające im systemy wywołujących te same skutki projektuje się tak, aby: a) zachować zachęty skłaniające jednostkę wytwarzania energii do efektywnego działania na rynkach energii elektrycznej oraz do efektywnego uczestnictwa w tych rynkach, w szczególności w celu odzwierciedlenia warunków rynkowych; b) zapobiegać jakiemukolwiek zakłócającemu wpływowi systemu wsparcia na decyzje jednostki wytwarzania energii odnośnie do eksploatacji, dysponowania i konserwacji lub na zachowania oferentów na rynkach dnia następnego, dnia bieżącego, usług pomocniczych i na rynkach bilansujących; c) zapewnić, by poziom ochrony minimalnego wynagrodzenia i poziom górnego limitu nadmiernego wynagrodzenia były dostosowane do kosztów nowej inwestycji i do dochodów rynkowych, tak by gwarantowały długoterminową rentowność jednostki wytwarzania energii, jednocześnie unikając nadmiernej rekompensaty; d) unikać nieuzasadnionych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym, w szczególności poprzez określenie kwot wynagrodzenia w drodze otwartej, jasnej, przejrzystej i niedyskryminującej konkurencyjnej procedury przetargowej; w przypadkach gdy nie można przeprowadzić konkurencyjnej procedury przetargowej dwukierunkowe kontrakty różnicowe lub odpowiadające im systemy wywołujące te same skutki– oraz mające zastosowanie ceny wykonania – opracowuje się w sposób zapewniający, by rozdział dochodów do przedsiębiorstw nie stwarzał nieuzasadnionych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym; e) unikać zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym wynikających z rozdziału dochodów do przedsiębiorstw; f) zawierać klauzule dotyczące kar mające zastosowanie w przypadku nieuzasadnionego jednostronnego wcześniejszego rozwiązania umowy. 3. Przy ocenianiu dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki na mocy art. 107 i 108 TFUE Komisja zapewnia zgodność z zasadami projektowania w myśl ust. 2. 4. Ust. 1 ma zastosowanie do inwestycji w nowe 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. 5. Wszelkie dochody, lub równowartość finansowa tych dochodów, wynikające z systemów bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych i odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki, o których mowa w ust. 1, są rozdzielane między odbiorców końcowych. Niezależnie od akapitu pierwszego dochody lub ekwiwalent o wartości finansowej tych dochodów mogą być również wykorzystywane do finansowania kosztów systemów bezpośredniego wsparcia cen lub inwestycji mających na celu zmniejszenie kosztów energii elektrycznej ponoszonych przez odbiorców końcowych. Podział dochodów między końcowych odbiorców jest zaprojektowany w taki sposób, aby zachować zachęty dla odbiorców do zmniejszania zużycia energii elektrycznej lub przenoszenia go na okresy, w których ceny energii elektrycznej są niskie, oraz aby nie osłabiać konkurencji między dostawcami energii elektrycznej. 6. Zgodnie z art. 4 ust. 3 akapit trzeci dyrektywy (UE) 2018/2001 państwa członkowskie mogą zwolnić małe instalacje wytwarzające energię ze źródeł odnawialnych i projekty demonstracyjne z obowiązku określonego w ust. 1 niniejszego artykułu. #### Artykuł 19e Ocena potrzeb w zakresie elastyczności 1. Nie później niż rok po zatwierdzeniu przez ACER metodyki zgodnej z ust. 6, a następnie co dwa lata, organ regulacyjny lub inny organ lub podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie sporządza sprawozdanie na temat szacowanych potrzeb w zakresie elastyczności przez okres co najmniej kolejnych pięciu do dziesięciu lat, na poziomie krajowym, mając na uwadze potrzebę racjonalnego pod względem kosztów osiągnięcia bezpieczeństwa i niezawodności dostaw oraz obniżania emisyjności systemu elektroenergetycznego, z uwzględnieniem integracji odnawialnych źródeł energii o zmiennej charakterystyce wytwarzania i poszczególnych sektorów oraz oparty na wzajemnych połączeniach charakter rynku energii elektrycznej, w tym cele w zakresie połączeń międzysystemowych oraz potencjalną dostępność elastyczności transgranicznej. Sprawozdanie, o którym mowa w akapicie pierwszym: a) jest spójne z oceną wystarczalności zasobów na poziomie europejskim i ocenami wystarczalności zasobów na poziomie krajowym przeprowadzonymi zgodnie z art. 23 i 24; b) opiera się na danych i analizach dostarczonych przez operatorów systemów przesyłowych i operatorów dystrybucyjnych każdego państwa członkowskiego zgodnie z ust. 4 i z zastosowaniem wspólnej metody określonej w ust. 4 oraz, w należycie uzasadnionych przypadkach, na dodatkowych danych i analizach. W przypadku gdy państwo członkowskie wyznaczyło operatora systemu przesyłowego lub inny podmiot do celu przyjęcia sprawozdania, o którym mowa w akapicie pierwszym, organ regulacyjny zatwierdza lub zmienia sprawozdanie. 2. W sprawozdaniu, o którym mowa w ust. 1, co najmniej: a) ocenia się różne rodzaje potrzeb w zakresie elastyczności, przynajmniej w ujęciu sezonowym, dziennym i godzinowym, aby włączyć energię elektryczną wytwarzaną ze źródeł odnawialnych do systemu elektroenergetycznego, między innymi różne założenia dotyczące cen na rynku energii elektrycznej, wytwarzania energii elektrycznej i popytu na nią; b) uwzględnia się potencjał zasobów elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, takich jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii, w tym agregację i połączenia wzajemne, umożliwiający zaspokojenie potrzeb w zakresie elastyczności, zarówno na poziomie przesyłu, jak i dystrybucji; c) ocenia się bariery dla elastyczności na rynku i proponuje odpowiednie środki łagodzące i zachęty, w tym usunięcie barier regulacyjnych i ewentualne usprawnienia rynków i usług lub produktów związanych z pracą systemu; d) ocenia się wkład cyfryzacji sieci przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej; oraz e) uwzględnia się źródła elastyczności, co do których można się spodziewać, że będą dostępne w innych państwach członkowskich. 3. Operatorzy systemów przesyłowych i operatorzy systemów dystrybucyjnych każdego państwa członkowskiego przekazują organowi regulacyjnemu lub innemu organowi lub podmiotowi wskazanemu w ust. 1 dane i analizy potrzebne do przygotowania sprawozdania, o którym mowa w ust. 1. W należycie uzasadnionych przypadkach organ regulacyjny lub inny organ lub podmiot wskazany w ust. 1 mogą zwrócić się do właściwych operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych o dostarczenie dodatkowych danych wejściowych do sprawozdania, wykraczających poza wymogi, o których mowa w ust. 4. Właściwi operatorzy systemów przesyłowych energii elektrycznej lub operatorzy systemów dystrybucyjnych energii elektrycznej wraz z operatorami systemów gazu ziemnego i systemów wodorowych współpracują w celu gromadzenia odpowiednich informacji, jeżeli jest to konieczne do celów niniejszego artykułu. 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. 3. W szczególności: a) określają rodzaj i format danych, które operatorzy systemów przesyłowych i operatorzy systemów dystrybucyjnych mają przekazywać organom regulacyjnym lub, innemu organowi lub podmiotowi wyznaczonemu zgodnie z ust. 1; b) opracowują metodykę dokonywanej przez operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych analizy potrzeb w zakresie elastyczności, uwzględniając co najmniej: (i) wszystkie dostępne źródła elastyczności w sposób racjonalny pod względem kosztów w różnych ramach czasowych, w tym w innych państwach członkowskich; (ii) planowane inwestycje w połączenia międzysystemowe i elastyczność na poziomie przesyłu i dystrybucji; oraz (iii) potrzebę obniżania emisyjności systemu elektroenergetycznego, aby osiągnąć cele Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu, zdefiniowane w art. 2 pkt 11 rozporządzenia (UE) 2018/1999, oraz jej cel neutralności klimatycznej do 2050 r., określony w art. 2 rozporządzenia (UE) 2021/1119, zgodnie z porozumieniem paryskim przyjętym w ramach Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu (12). Metodyka, o której mowa w lit. b) akapitu pierwszego, zawiera kryteria przewodnie dotyczące sposobu oceny zdolności różnych źródeł elastyczności do zaspokojenia potrzeb w zakresie elastyczności. (12) Dz.U. L 282 z 19.10.2016, s. 4. 5. ENTSO energii elektrycznej i organizacja OSD UE ściśle ze sobą współpracują w zakresie koordynacji działań operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych w odniesieniu do przekazywania danych i analiz na podstawie ust. 4. 6. Do dnia 17 kwietnia 2025 r. ENTSO energii elektrycznej i organizacja OSD UE wspólnie przedkładają ACER propozycję dotyczącą rodzaju danych i formatu, w jakim mają one zostać przedłożone organowi regulacyjnemu lub innemu organowi lub podmiotowi wyznaczonemu zgodnie z ust. 1, oraz metodyki analizy potrzeb w zakresie elastyczności, o których mowa w ust. 4. W terminie trzech miesięcy od daty otrzymania propozycji ACER zatwierdza propozycję albo wprowadza w niej zmiany. W przypadku wprowadzenia zmian ACER konsultuje się z Grupą Koordynacyjną ds. Energii Elektrycznej, ENTSO energii elektrycznej i organizacją OSD UE przed ich przyjęciem. Przyjętą propozycję publikuje się na stronie internetowej ACER. 7. Organ regulacyjny lub inny organ lub podmiot wyznaczone zgodnie z ust. 1 przedkładają Komisji i ACER sprawozdania, o których mowa w ust. 1, i publikują je. W terminie dwunastu miesięcy od otrzymania sprawozdań ACER wydaje sprawozdanie zawierające ich analizę i zalecenia dotyczące kwestii o znaczeniu transgranicznym w odniesieniu do ustaleń organu regulacyjnego lub innego organu lub podmiotu wskazanych w ust. 1, w tym zalecenia dotyczące usuwania barier utrudniających dostęp do zasobów elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi. Wśród kwestii o znaczeniu transgranicznym ACER ocenia: a) w jaki sposób lepiej zintegrować analizę potrzeb w zakresie elastyczności, o której mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, z metodyką oceny wystarczalności zasobów na poziomie europejskim zgodnie z art. 23 i metodykę dotyczącą ogólnounijnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci, zapewniając ich spójność; b) szacowane potrzeby w zakresie elastyczności systemu elektroenergetycznego na poziomie Unii oraz jego przewidywany potencjał ekonomiczny na okres najbliższych pięciu do dziesięciu lat, z uwzględnieniem sprawozdań krajowych; c) potencjalne wprowadzenie dalszych środków w celu uwolnienia potencjału elastyczności na rynkach energii elektrycznej i w funkcjonowaniu systemu. Wyniki analizy, o której mowa w akapicie drugim lit. a), mogą zostać uwzględnione w dalszych zmianach metodyk, o których mowa w tej literze, zgodnie z odpowiednimi aktami prawnymi Unii. Europejski naukowy komitet doradczy ds. zmiany klimatu może z własnej inicjatywy przekazywać ACER informacje na temat sposobu zapewnienia zgodności z celem Unii na rok 2030 w dziedzinie energii i klimatu, i z celem osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. 8. ENTSO energii elektrycznej aktualizuje plan rozwoju sieci o zasięgu unijnym, aby uwzględnić wyniki ocen krajowych sprawozdań na temat potrzeb w zakresie elastyczności, o których mowa w ust. 1. Te raporty uwzględniane są przez operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych w swoich planach rozwoju sieci. #### Artykuł 19f Orientacyjny cel krajowy w zakresie elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi Nie później niż sześć miesięcy po złożeniu sprawozdania zgodnie z art. 19e ust. 1 niniejszego rozporządzenia każde państwo członkowskie określi, na podstawie tego sprawozdania, orientacyjny cel krajowy w zakresie elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, w tym odpowiednie szczególne wkłady w realizację tego celu zarówno odpowiedzi odbioru, jak i magazynowania energii. Państwa członkowskie mogą osiągnąć ten cel poprzez wykorzystanie zidentyfikowanego potencjału elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, usunięcie zidentyfikowanych barier rynkowych lub poprzez systemy wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, o których mowa w art. 19 g niniejszego rozporządzenia. Ten orientacyjny cel krajowy, w tym odpowiednie szczególne wkłady odpowiedzi odbioru i magazynowania energii w ten cel, a także środki służące jego osiągnięciu, znajdują również 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 krajowych sprawozdaniach z postępów w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z art. 17 tego rozporządzenia. Państwa członkowskie mogą określić wstępne orientacyjne cele krajowe przed przyjęciem sprawozdania zgodnie z art. 19e ust. 1 niniejszego rozporządzenia. W następstwie oceny przeprowadzonej zgodnie z art. 9 rozporządzenia (UE) 2018/1999 Komisja, po otrzymaniu orientacyjnego celu krajowego określonego i przekazanego przez państwa członkowskie zgodnie z ust. 1 niniejszego artykułu, przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie oceniające te sprawozdania krajowe. Na podstawie wniosków ze sprawozdania opracowanych wraz z pierwszymi informacjami przekazanymi przez państwa członkowskie Komisja może opracować unijną strategię na rzecz elastyczności, ze szczególnym uwzględnieniem odpowiedzi odbioru i magazynowania energii w celu ułatwienia ich wdrażania, która jest spójna z celami Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz z celem neutralności klimatycznej do 2050 r. Tej unijnej strategii na rzecz elastyczności może towarzyszyć, w stosownych przypadkach, wniosek ustawodawczy. #### Artykuł 19g Systemy wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi 1. W przypadkach, w których inwestycje w elastyczność niezwiązaną z paliwami kopalnymi nie są wystarczające do osiągnięcia orientacyjnego krajowego celu lub, w zależności od sytuacji, wstępnych orientacyjnych celów krajowych określonych zgodnie z art. 19f, państwa członkowskie mogą zastosować systemy wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi polegające na płatnościach za dostępną zdolność elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, bez uszczerbku dla art. 12 i 13. Państwa członkowskie, które stosują mechanizm zdolności wytwórczych, rozważają dokonanie niezbędnych dostosowań w projektowaniu mechanizmów zdolności wytwórczych w celu promowania udziału elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii, bez uszczerbku dla możliwości korzystania przez te państwa członkowskie z systemów wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, o których mowa w niniejszym ustępie. 2. Możliwość stosowania przez państwa członkowskie środków wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi na podstawie ust. 1 niniejszego artykułu nie uniemożliwia państwom członkowskim realizacji ich orientacyjnych celów określonych w art. 19f za pomocą innych środków. #### Artykuł 19h Zasady projektowania systemów wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi Systemy wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi stosowane przez państwa członkowskie zgodnie z art. 19g ust. 1: a) nie wykraczają poza to, co jest konieczne do osiągnięcia orientacyjnego celu krajowego lub, w stosownych przypadkach, wstępnego krajowego celu orientacyjnego określonego zgodnie z art. 19f w sposób racjonalny pod względem kosztów; b) ograniczają się do nowych inwestycji w zasoby elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, takie jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii; c) starają się uwzględniać kryteria lokalizacyjne, aby inwestycje w nowe zdolności były realizowane w optymalnych lokalizacjach; d) nie wiążą się z uruchamianiem wytwarzania energii z wykorzystaniem paliw kopalnych ulokowanego za punktem pomiarowym; e) dokonują selekcji dostawców zdolności w drodze otwartej, przejrzystej, konkurencyjnej, dobrowolnej, niedyskryminuj ącej i racjonalnej pod względem kosztów procedury; f) zapobiegają nadmiernym zakłóceniom w sprawnym funkcjonowaniu rynków energii elektrycznej, w tym pozwalają zachować zachęty do wydajnej eksploatacji i sygnałów cenowych oraz ekspozycję na wahania cen i ryzyko rynkowe; g) zapewniają zachęty na rzecz wprowadzania na rynki 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 ograniczeń przesyłowych w sieci i stabilności sieci; h) określają minimalny poziom uczestnictwa w rynkach energii elektrycznej pod względem aktywowanej energii, z uwzględnieniem technicznej specyfiki aktywów zapewniających elastyczność; i) stosują odpowiednie kary wobec dostawców zdolności, którzy nie przestrzegają minimalnego poziomu uczestnictwa w rynkach energii elektrycznej, o którym mowa w lit. h), lub którzy nie stosują się do zachęt do wydajnej eksploatacji i sygnałów cenowych, o których mowa w lit. f); j) promują otwarcie na transgraniczny udział tych zasobów, które są w stanie zapewnić wymagane parametry techniczne, w przypadku gdy analiza kosztów i korzyści jest pozytywna.