PL Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej CE 75/16

WSPÓLNE STANOWISKO (WE) nr 11/2009

przyjęte przez Radę w dniu 9 stycznia 2009 r.

w celu przyjęcia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr …/2009 z dnia … r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylającego rozporządzenie (WE) nr 1228/2003

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

(2009/C 75 E/02)

PARLAMENT EUROPEJSKI I RADA UNII EUROPEJSKIEJ,

uwzględniając Traktat ustanawiający Wspólnotę Europejską, w szczególności jego art. 95,

uwzględniając wniosek Komisji,

uwzględniając opinię Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego (1),

uwzględniając opinię Komitetu Regionów (2),

stanowiąc zgodnie z procedurą określoną w art. 251 Traktatu (3),

a także mając na uwadze, co następuje:

(1) Rynek wewnętrzny energii elektrycznej, który jest stopniowo realizowany od 1999 roku, ma na celu zapewnienie prawdziwej możliwości wyboru wszystkim konsumentom we Wspólnocie, bez względu na to czy są to obywatele, czy przedsiębiorstwa, stworzenie nowych możliwości gospodarczych oraz zwiększenie poziomu handlu transgranicznego, aby osiągnąć w ten sposób zwiększenie wydajności, konkurencyjne ceny i wyższe standardy usług oraz przyczynić się do bezpieczeństwa dostaw i stabilności.

(2) Dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (4) oraz rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej (5) wniosły znaczący wkład w utworzenie takiego rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

(3) Istnieją jednak obecnie we Wspólnocie przeszkody w sprzedaży energii elektrycznej na równych warunkach oraz bez dyskryminacji lub niekorzystnych warunków. W szczególności brakuje jeszcze niedyskryminacyjnego dostępu do sieci oraz równie skutecznego nadzoru regulacyjnego w każdym z państw członkowskich.

(4) W komunikacie Komisji z dnia 10 stycznia 2007 r. zatytułowanym „Polityka energetyczna dla Europy”, zwrócono uwagę na znaczenie dokończenia budowy rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz stworzenia równych warunków działania dla wszystkich przedsiębiorstw energetycznych we Wspólnocie. Komunikaty Komisji z dnia 10 stycznia 2007 r. zatytułowane „Perspektywy rynku wewnętrznego gazu i energii elektrycznej” oraz „Dochodzenie w ramach art. 17 rozporządzenia (WE) nr 1/2003 w odniesieniu do europejskich sektorów gazu i energii elektrycznej (Raport końcowy)” wykazały, że obecne przepisy i środki nie zapewniają niezbędnych ram dla osiągnięcia celu, jakim jest właściwie funkcjonujący rynek wewnętrzny.

(5) Oprócz pełnego wprowadzenia w życie istniejących ram regulacyjnych, ramy regulacyjne rynku wewnętrznego energii elektrycznej określone w rozporządzeniu (WE) nr 1228/2003 powinny zostać dostosowane zgodnie z tymi komunikatami.

(6) W szczególności niezbędna jest wzmocniona współpraca i koordynacja między operatorami systemów przesyłowych, aby zapewnić opracowanie kodeksów sieci w celu udostępnienia skutecznego transgranicznego dostępu do sieci przesyłowych i zarządzania nim, jak również zapewnić skoordynowane i dostatecznie wybiegające w przyszłość planowanie i odpowiedni rozwój techniczny systemu przesyłowego we Wspólnocie z odpowiednim uwzględnieniem środowiska. Kodeksy sieci powinny być zgodne z niewiążącymi wytycznymi ramowymi opracowanymi przez Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki ustanowioną na mocy rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr …/2009 (6), („Agencja”). Agencja powinna uczestniczyć w przeglądzie projektów kodeksów sieci, w tym również w zakresie ich zgodności z niewiążącymi wytycznymi ramowymi oraz powinna mieć możliwość zalecania ich przyjęcia przez Komisję. Agencja powinna dokonywać oceny proponowanych zmian kodeksów sieci oraz powinna mieć możliwość zalecania ich przyjęcia przez Komisję. Operatorzy systemów przesyłowych powinni eksploatować swoje sieci zgodnie z tymi kodeksami sieci.

(7) W celu zapewnienia optymalnego zarządzania siecią przesyłu energii elektrycznej i umożliwienia handlu i dostaw energii elektrycznej ponad granicami we Wspólnocie, należy ustanowić Europejską Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej, zwaną dalej „ENTSO Energii Elektrycznej”. Jej zadania powinny być wykonywane zgodnie ze wspólnotowymi zasadami konkurencji, które w dalszym ciągu mają zastosowanie do decyzji ENTSO Energii Elektrycznej. Zadania ENTSO Energii Elektrycznej powinny zostać właściwie określone, a metody pracy powinny zapewniać skuteczność, reprezentatywność i przejrzystość. Kodeksy sieci przygotowane przez ENTSO Energii Elektrycznej nie mają na celu zastąpienie niezbędnych krajowych kodeksów sieci dotyczących kwestii innych niż transgraniczne. Biorąc pod uwagę, że bardziej skuteczny postęp można osiągnąć poprzez podejście na poziomie regionalnym, operatorzy systemów przesyłowych powinni ustanowić struktury regionalne w ramach ogólnej struktury współpracy, przy jednoczesnym zapewnieniu, że wyniki na poziomie regionalnym będą zgodne z kodeksami sieci i z niewiążącymi 10-letnimi planami rozwoju sieci na poziomie Wspólnoty. Współpraca w ramach takich struktur regionalnych opiera się na założeniu skutecznego rozdziału działalności sieciowej od działalności w zakresie wytwarzania i dostaw. W braku takiego rozdziału, współpraca regionalna między operatorami systemów przesyłowych stwarza ryzyko zachowania antykonkurencyjnego.

(8) Wszyscy uczestnicy rynku są zainteresowani spodziewanymi pracami ENTSO Energii Elektrycznej. Z tego względu skuteczny proces konsultacji ma kluczowe znaczenie, zaś istotną rolę powinny odegrać istniejące struktury, które zostały ustanowione w celu ułatwiania i usprawniania procesu konsultacji, takie jak Unia ds. Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej, krajowe organy regulacji energetyki lub Agencja..

(9) Niniejsze rozporządzenie powinno ustalić podstawowe zasady w odniesieniu do taryfikacji i alokacji zdolności, zapewniając jednocześnie przyjęcie wytycznych określających w sposób szczegółowy kolejne właściwe zasady i metody, w celu umożliwienia szybkiego przystosowywania się do zmienionych warunków.

(10) Na otwartym, konkurencyjnym rynku operatorzy systemów przesyłowych powinni otrzymywać rekompensaty za koszty poniesione z tytułu zapewniania transgranicznych przepływów energii elektrycznej przez swoje sieci od operatorów systemów przesyłowych, w których rozpoczynają się przepływy transgraniczne oraz systemów, w których te przepływy się kończą.

(11) Płatności i wpływy wynikające z rekompensat pomiędzy operatorami systemów przesyłowych powinny być uwzględniane przy ustalaniu taryf sieci krajowych.

(12) Rzeczywiste kwoty należne za transgraniczny dostęp do systemu mogą się istotnie różnić, w zależności od zaangażowanego operatora systemu przesyłowego, a także w wyniku różnic w strukturach systemów taryfikacji stosowanych w państwach członkowskich. Dlatego też dla uniknięcia zakłóceń w handlu konieczny jest pewien stopień harmonizacji.

(13) Niezbędny jest właściwy system długoterminowych sygnałów lokalizacyjnych, oparty na zasadzie, zgodnie z którą poziom opłat za dostęp do sieci powinien odzwierciedlać równowagę między wytwarzaniem a zużyciem w danym regionie, w oparciu o zróżnicowanie opłat za dostęp do sieci dla producentów lub konsumentów.

(14) Nie jest właściwe stosowanie taryf uzależnionych od odległości lub, jeżeli istnieją odpowiednie sygnały lokalizacyjne, szczególnych taryf płaconych tylko przez eksporterów lub importerów w uzupełnieniu do ogólnej opłaty za dostęp do sieci krajowej.

(15) Warunkiem niezbędnym dla skutecznej konkurencji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej są niedyskryminacyjne i przejrzyste opłaty za korzystanie z sieci, w tym również połączeń wzajemnych w systemie przesyłowym. Dostępna zdolność tych linii powinna zostać ustalona na najwyższym dopuszczalnym poziomie zgodnym ze standardami bezpiecznego funkcjonowania sieci.

(16) Istotne jest unikanie zakłóceń konkurencji wynikających ze zróżnicowania standardów bezpieczeństwa, funkcjonowania i planowania stosowanych przez operatorów systemów przesyłowych w państwach członkowskich. Ponadto, konieczne jest zapewnienie uczestnikom rynku przejrzystości w odniesieniu do dostępnych zdolności przesyłowych oraz standardów bezpieczeństwa, planowania i funkcjonowania mających wpływ na te dostępne zdolności przesyłowe.

(17) Monitorowanie rynku podejmowane w ciągu ostatnich lat przez krajowe organy regulacyjne oraz przez Komisję wykazało, że obecne wymogi przejrzystości oraz zasady określające dostęp do infrastruktury nie są wystarczające.

(18) Niezbędny jest równy dostęp do informacji dotyczących materialnego stanu systemu, aby umożliwić wszystkim uczestnikom rynku ocenę ogólnej sytuacji w zakresie popytu i podaży oraz zidentyfikowanie przyczyn wahań cen hurtowych. Obejmuje to dokładniejsze informacje dotyczące wytwarzania energii elektrycznej, podaży i popytu łącznie z prognozami, zdolności sieci oraz połączeń wzajemnych, przepływów i utrzymywania, bilansowania i zdolności rezerwowej.

(19) Aby zwiększyć zaufanie do rynku, jego uczestnicy muszą mieć pewność, że ci, którzy dopuszczają się postępowania noszącego znamiona nadużycia, mogą podlegać sankcjom. Właściwe organy powinny mieć możliwość skutecznego prowadzenia dochodzeń w przypadku zarzutów nadużyć rynkowych. W związku z tym właściwe organy muszą mieć dostęp do danych zawierających informacje dotyczące decyzji operacyjnych podejmowanych przez przedsiębiorstwa dostarczające energię elektryczną. Na rynku energii elektrycznej wiele odnośnych decyzji jest podejmowanych przez wytwórców, którzy powinni przechowywać te informacje do dyspozycji właściwych organów przez określony okres czasu. Mali wytwórcy, nie mający rzeczywistej możliwości zakłócania rynku, powinni zostać zwolnieni z tego obowiązku.

(20) Powinny istnieć zasady wykorzystywania dochodów pochodzących z procedur zarządzania ograniczeniami, chyba że szczególny charakter danego połączenia wzajemnego uzasadnia zwolnienie od tych zasad.

(21) Zarządzanie problemami ograniczeń powinno zapewnić operatorom systemów przesyłowych i uczestnikom rynku prawidłowe sygnały ekonomiczne i powinno być oparte na mechanizmach rynkowych.

(22) Inwestycje w istotne nowe elementy infrastruktury powinny być zdecydowanie promowane przy jednoczesnym zapewnieniu właściwego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Aby wzmocnić korzystny wpływ połączeń wzajemnych prądu stałego objętych zwolnieniem na konkurencję i bezpieczeństwo dostaw, należy badać zainteresowanie ze strony rynku na etapie planowania projektu oraz przyjąć zasady zarządzania ograniczeniami. W przypadku gdy połączenia wzajemne prądu stałego znajdują się na terytorium więcej niż jednego państwa członkowskiego, Agencja powinna w ostateczności rozpatrzyć wniosek o zwolnienie w celu lepszego uwzględnienia jego konsekwencji transgranicznych oraz ułatwienia jego obsługi administracyjnej. Ponadto, uwzględniając wyjątkowo wysoki profil ryzyka wpisany w konstrukcję tych istotnych projektów infrastrukturalnych objętych zwolnieniem, przedsiębiorstwa dostarczające i wytwarzające energię elektryczną powinny móc korzystać z czasowego zwolnienia z obowiązku stosowania zasad pełnego rozdziału w zakresie rozpatrywanych projektów.

(23) W celu zapewnienia płynnego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej, należy ustanowić przepis wprowadzający procedury pozwalające na przyjęcie decyzji i wytycznych przez Komisję w odniesieniu, między innymi, do taryfikacji i alokacji zdolności, zapewniające jednocześnie udział w tym procesie organów regulacyjnych państw członkowskich poprzez, w stosownych przypadkach, ich stowarzyszenie europejskie. Organy regulacyjne, wraz z innymi właściwymi organami w państwach członkowskich, mają do odegrania istotną rolę w przyczynianiu się do właściwego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

(24) Krajowe organy regulacyjne powinny zapewniać przestrzeganie przepisów zawartych w niniejszym rozporządzeniu oraz wytycznych przyjętych w oparciu o niniejsze rozporządzenie.

(25) Państwa członkowskie i właściwe organy krajowe powinny zostać zobowiązane do dostarczania Komisji stosownych informacji. Takie informacje powinny być traktowane przez Komisję jako poufne. W przypadku gdy jest to konieczne, Komisja powinna mieć możliwość żądania stosownych informacji bezpośrednio od danych przedsiębiorstw, pod warunkiem, że zostały poinformowane właściwe organy krajowe.

(26) Państwa członkowskie powinny ustanawiać przepisy w sprawie sankcji mających zastosowanie w przypadku naruszeń przepisów niniejszego rozporządzenia i zapewniać ich wprowadzenie w życie. Sankcje te muszą być skuteczne, proporcjonalne i odstraszające.

(27) Środki niezbędne dla wykonania niniejszego rozporządzenia powinny zostać przyjęte zgodnie z decyzją Rady 1999/468/WE z dnia 28 czerwca 1999 r. ustanawiającą procedury wykonywania uprawnień wykonawczych przyznanych Komisji (7).

(28) Komisja powinna w szczególności zostać uprawniona do ustanowienia lub przyjęcia wytycznych niezbędnych do zapewnienia minimalnego stopnia harmonizacji wymaganego dla osiągnięcia celów niniejszego rozporządzenia. Ponieważ środki te mają zasięg ogólny i mają na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia, poprzez jego uzupełnienie nowymi elementami innymi niż istotne, muszą one zostać przyjęte zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, przewidzianą w art. 5a decyzji 1999/468/WE.

(29) Ponieważ cel niniejszego rozporządzenia, a mianowicie zapewnienie zharmonizowanych ram dla transgranicznej wymiany energii elektrycznej, nie może być osiągnięty w sposób wystarczający przez państwa członkowskie, natomiast możliwe jest lepsze jego osiągnięcie na poziomie Wspólnoty, Wspólnota może przyjąć środki zgodnie z zasadą pomocniczości określoną w art. 5 Traktatu. Zgodnie z zasadą proporcjonalności określoną w tym artykule, niniejsze rozporządzenie nie wykracza poza to, co jest konieczne do osiągnięcia tego celu.

(30) Z uwagi na zakres zmian wprowadzonych w rozporządzeniu (WE) nr 1228/2003/WE pożądane jest, ze względów przejrzystości i racjonalizacji, aby przepisy te zostały ujednolicone i ujęte w jednym tekście w nowym rozporządzeniu,

PRZYJMUJĄ NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

Artykuł 1

Przedmiot i zakres zastosowania

Celem niniejszego rozporządzenia jest:

a) ustanowienie sprawiedliwych przepisów dotyczących transgranicznej wymiany energii elektrycznej i zwiększenie w ten sposób konkurencji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej, z uwzględnieniem specyfiki rynków krajowych i regionalnych. Obejmie to ustanowienie mechanizmu rekompensat z tytułu transgranicznego przepływu energii elektrycznej i ustanowienie zharmonizowanych zasad w sprawie opłat za transgraniczne przesyłanie energii elektrycznej oraz alokację dostępnych zdolności połączeń wzajemnych między krajowymi systemami przesyłowymi;

b) ułatwienie powstania sprawnie funkcjonującego i przejrzystego rynku hurtowego charakteryzującego się wysokim poziomem bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Niniejsze rozporządzenie przewiduje mechanizmy harmonizacji przepisów dotyczących transgranicznej wymiany energii elektrycznej.

Artykuł 2

Definicje

1. Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się definicje zawarte w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/…/WE dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (6), z wyjątkiem definicji „połączenia wzajemnego”, którą zastępuje się następującą definicją:

„połączenie wzajemne” oznacza linię przesyłową, która przekracza granicę lub jest rozpięta nad granicą między państwami członkowskimi, i która łączy krajowe systemy przesyłowe państw członkowskich.

2. Ponadto stosuje się następujące definicje:

a) „organy regulacyjne” oznaczają organy regulacyjne, o których mowa w art. 34 ust. 1 dyrektywy 2009/…/WE;

b) „przepływ transgraniczny” oznacza fizyczny przepływ energii elektrycznej przez sieć przesyłową państwa członkowskiego, będący wynikiem wpływu działalności producentów lub konsumentów poza granicami tego państwa członkowskiego na jego sieć przesyłową. Jeżeli sieci przesyłowe co najmniej dwóch państw członkowskich wchodzą w skład, całkowicie lub częściowo, jednego bloku sterowania, wówczas, jedynie do celów mechanizmu rekompensat dla operatora systemu przesyłowego działającego między systemami przesyłowymi, o którym mowa w art. 13, cały taki blok sterowania jest traktowany jako część systemu przesyłowego jednego z tych państw członkowskich, aby przepływy w obrębie bloków sterowania nie były traktowane jako przepływy transgraniczne i nie stwarzały podstawy do rekompensat na mocy art. 13. Organy regulacyjne danych państw członkowskich mogą podjąć decyzję w którym państwie członkowskim blok sterowania uznaje się za część systemu przesyłowego;

c) „ograniczenie” oznacza sytuację, w której połączenie wzajemne łączące krajowe systemy przesyłowe nie jest w stanie przyjąć wszystkich fizycznych przepływów energii elektrycznej, wynikających z obrotu międzynarodowego zgodnie z zapotrzebowaniem uczestników rynku, ze względu na brak zdolności połączeń wzajemnych lub odnośnych krajowych systemów przesyłowych;

d) „zgłoszony eksport” oznacza wysłanie energii elektrycznej z jednego państwa członkowskiego w oparciu o istniejące uzgodnienia umowne w taki sposób, że w innym państwie członkowskim lub w kraju trzecim następuje równoczesny odbiór („zgłoszony import”) energii elektrycznej;

e) „zgłoszony tranzyt” oznacza sytuację, w której występuje „zgłoszony eksport” energii elektrycznej oraz w której wyznaczona droga przesyłu obejmuje kraj, w którym nie odbywa się ani wysłanie, ani równoczesny odbiór energii elektrycznej;

f) „zgłoszony import” oznacza odbiór energii elektrycznej w państwie członkowskim lub w kraju trzecim w tym samym czasie, kiedy następuje wysłanie energii elektrycznej („zgłoszony eksport”) z innego państwa członkowskiego;

g) „nowe połączenie wzajemne” oznacza połączenie wzajemne nieukończone w dniu … (8).

Artykuł 3

Certyfikacja operatorów systemu przesyłowego

1. Komisja bada wszelkie zgłoszenia decyzji w sprawie certyfikacji operatora systemu przesyłowego zgodnie z art. 10 ust. 6 dyrektywy 2009/…/WE, niezwłocznie po ich otrzymaniu. W terminie dwóch miesięcy od dnia otrzymania zgłoszenia Komisja przekazuje właściwemu krajowemu organowi regulacyjnemu swoją opinię dotyczącą zgodności z art. 10 ust. 2 lub art. 11 oraz art. 9 dyrektywy 2009/…/WE.

Podczas przygotowywania opinii, o której mowa w pierwszym akapicie, Komisja może zwrócić się do Agencji o wydanie opinii w sprawie decyzji krajowego organu regulacyjnego. W takim przypadku termin dwóch miesięcy, o którym mowa w akapicie pierwszym zostaje przedłużony o kolejne dwa miesiące.

Jeżeli Komisja nie wyda opinii w terminie, o którym mowa w pierwszym i drugim akapicie, uznaje się, że Komisja nie wnosi sprzeciwu wobec decyzji organu regulacyjnego.

2. Po otrzymaniu opinii Komisji, krajowy organ regulacyjny przyjmuje w terminie dwóch miesięcy ostateczną decyzję w sprawie certyfikacji operatora systemu przesyłowego, uwzględniając w najwyższym stopniu tę opinię. Decyzja organu regulacyjnego zostaje opublikowana wraz z opinią Komisji.

3. Organy regulacyjne oraz Komisja mogą w każdej chwili w czasie trwania procedury zwrócić się do operatora systemu przesyłowego lub przedsiębiorstwa prowadzącego jakąkolwiek działalność w zakresie wytwarzania lub dostaw o dostarczenie wszelkich informacji istotnych z punktu widzenia wypełniania ich zadań zgodnie z niniejszym artykułem.

4. Organy regulacyjne oraz Komisja zachowują poufność informacji handlowych podlegających szczególnej ochronie.

5. Komisja może przyjąć wytyczne określające w sposób szczegółowy procedurę, która ma być stosowana przy wykonywaniu ust. 1 i 2 niniejszego artykułu. Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia poprzez jego uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 2.

6. W przypadku gdy Komisja otrzymała powiadomienie w sprawie certyfikacji operatora systemu przesyłowego zgodnie z art. 9 ust. 10 dyrektywy 2009/…/WE, podejmuje ona decyzję w sprawie certyfikacji. Organ regulacyjny stosuje się do decyzji Komisji.

Artykuł 4

Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej

Wszyscy operatorzy systemów przesyłowych współpracują na poziomie Wspólnoty poprzez ENTSO Energii Elektrycznej, aby promować dokończenie budowy rynku wewnętrznego energii elektrycznej i aby zapewnić optymalne zarządzanie europejską siecią przesyłową energii elektrycznej i jej właściwy rozwój techniczny.

Artykuł 5

Ustanowienie ENTSO Energii Elektrycznej

1. Do dnia … (9) operatorzy systemów przesyłowych energii elektrycznej przedkładają Komisji i Agencji projekt statutu, wykaz członków oraz projekt regulaminu wewnętrznego, w tym również regulaminu procedur konsultacji z innymi zainteresowanymi stronami, dla ENTSO Energii Elektrycznej, która ma zostać ustanowiona.

2. Po konsultacji z podmiotami reprezentującymi wszystkie zainteresowane strony, Agencja przedstawia Komisji opinię o projekcie statutu, wykazie członków i projekcie regulaminu wewnętrznego, w terminie dwóch miesięcy od dnia ich otrzymania.

3. Komisja wydaje opinię w sprawie projektu statutu, wykazu członków i projektu regulaminu wewnętrznego, w terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania opinii Agencji.

4. W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania opinii Komisji, operatorzy systemów przesyłowych ustanawiają ENTSO Energii Elektrycznej, przyjmują jej statut i regulamin wewnętrzny oraz publikują je.

Artykuł 6

Ustanowienie kodeksów sieci

1. Po konsultacji z Agencją, ENTSO Energii Elektrycznej i z innymi właściwymi zainteresowanymi stronami, Komisja ustanawia roczny wykaz priorytetów ustalający obszary określone w art. 8 ust. 6, które należy uwzględnić przy opracowywaniu kodeksów sieci.

2. Komisja może zwrócić się do Agencji o przedłożenie jej, w rozsądnym terminie, nie przekraczającym sześciu miesięcy, projektu niewiążących wytycznych ramowych określających jasne i obiektywne zasady opracowywania kodeksów sieci, zgodnie z art. 8 ust. 7, odnoszących się do obszarów ustalonych w wykazie priorytetów. Każdy projekt niewiążących wytycznych ramowych przyczynia się do niedyskryminacji, skutecznej konkurencji i sprawnego funkcjonowania rynku. Na uzasadniony wniosek Agencji Komisja może przedłużyć ten termin.

3. Agencja przeprowadza konsultacje z ENTSO Energii Elektrycznej oraz z innymi właściwymi zainteresowanymi stronami w sprawie projektu niewiążących wytycznych ramowych w okresie nie krótszym niż dwa miesiące, w sposób otwarty i przejrzysty.

4. Jeżeli Komisja uzna, że projekt niewiążących wytycznych ramowych nie przyczynia się do niedyskryminacji, skutecznej konkurencji i sprawnego funkcjonowania rynku, może się zwrócić do Agencji o przegląd projektu niewiążących wytycznych ramowych w rozsądnym terminie i o ponowne przedłożenie go Komisji.

5. Jeżeli Agencja nie przedłoży projektu niewiążących wytycznych ramowych lub nie przedłoży go ponownie w terminie ustalonym przez Komisję zgodnie z ust. 2 lub 4, Komisja sama opracowuje odnośny projekt niewiążących wytycznych ramowych.

6. Komisja może zwrócić się do ENTSO Energii Elektrycznej o przedłożenie Agencji, w rozsądnym terminie nieprzekraczającym dwunastu miesięcy, kodeksu sieci zgodnego z odpowiednimi niewiążącymi wytycznymi ramowymi.

7. W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania kodeksu sieci — podczas którego Agencja może przeprowadzić formalne konsultacje z właściwymi zainteresowanymi stronami — Agencja przedstawia ENTSO Energii Elektrycznej uzasadnioną opinię dotyczącą kodeksu sieci.

8. ENTSO Energii Elektrycznej może zmienić kodeks sieci w świetle opinii Agencji oraz ponownie przedłożyć go Agencji.

9. Gdy Agencja uzna, że kodeks sieci jest zgodny z odpowiednimi niewiążącymi wytycznymi ramowymi, przedkłada kodeks sieci Komisji i może zalecić jego przyjęcie.

10. W przypadku gdy ENTSO Energii Elektrycznej nie opracowała kodeksu sieci w terminie ustalonym przez Komisję zgodnie z ust. 6, Komisja może zwrócić się do Agencji o przygotowanie projektu kodeksu sieci w oparciu o odpowiednie niewiążące wytyczne ramowe. Agencja może rozpocząć dalsze konsultacje w trakcie przygotowywania projektu kodeksu sieci, zgodnie z niniejszym ustępem. Agencja przedkłada Komisji projekt kodeksu sieci przygotowany zgodnie z niniejszym ustępem i może zalecić jego przyjęcie.

11. Komisja może przyjąć, z własnej inicjatywy w przypadku gdy ENTSO Energii Elektrycznej nie opracowała kodeksu sieci lub Agencja nie opracowała projektu kodeksu sieci, o którym mowa w ust. 10 niniejszego artykułu, lub na zalecenie Agencji zgodnie z ust. 9 niniejszego artykułu, jeden lub więcej kodeksów sieci w obszarach wymienionych w art. 8 ust. 6.

W przypadku gdy Komisja proponuje przyjęcie kodeksu sieci z własnej inicjatywy, może ona konsultować się w sprawie projektu kodeksu sieci z Agencją, ENTSO Energii Elektrycznej i ze wszystkimi właściwymi zainteresowanymi stronami przez okres nie krótszy niż dwa miesiące.

Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia poprzez jego uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 2.

12. Niniejszy artykuł pozostaje bez uszczerbku dla prawa Komisji do przyjmowania i zmiany wytycznych zgodnie z art. 18.

Artykuł 7

Zmiana kodeksów sieci

1. Projekty zmian jakiegokolwiek kodeksu sieci przyjętego zgodnie z art. 6 mogą być przedstawiane Agencji przez osoby, które mogą być zainteresowane tym kodeksem sieci, w tym przez ENTSO Energii Elektrycznej, operatorów systemów przesyłowych, użytkowników systemu i konsumentów. Agencja może również zaproponować zmiany z własnej inicjatywy.

2. Agencja ustanawia w swoim regulaminie wewnętrznym skuteczne procedury oceny i wszechstronnej konsultacji projektów zmian, w tym również z udziałem ENTSO Energii Elektrycznej i użytkowników systemu. Po przeprowadzeniu takiej procedury, Agencja może przedłożyć Komisji uzasadnione wnioski w sprawie zmian, wyjaśniając powody, dla których uważa, że takie wnioski są zgodne z celami kodeksów sieci określonymi w art. 6 ust. 2.

3. Uwzględniając propozycje Agencji, Komisja może przyjąć zmiany któregokolwiek kodeksu sieci przyjętego zgodnie z art. 6. Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia poprzez jego uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 2.

4. Uwzględnienie proponowanych zmian w ramach procedury określonej w art. 23 ust. 2 jest ograniczone do uwzględnienia aspektów związanych z proponowaną zmianą. Zaproponowane zmiany pozostają bez uszczerbku dla innych zmian, które mogą być zaproponowane przez Komisję.

Artykuł 8

Zadania ENTSO Energii Elektrycznej

1. ENTSO Energii Elektrycznej opracowuje kodeksy sieci w obszarach, o których mowa w ust. 6 niniejszego artykułu na wniosek Komisji zgodnie z art. 6 ust. 6.

2. ENTSO Energii Elektrycznej może opracowywać kodeksy sieci w obszarach, o których mowa w ust. 6, w przypadkach gdy kodeksy te nie dotyczą obszarów objętych wnioskiem skierowanym do niej przez Komisję. Te kodeksy sieci zostają przedłożone Agencji do zaopiniowania.

3. ENTSO Energii Elektrycznej przyjmuje:

a) wspólne narzędzia eksploatacji sieci, w tym również wspólną skalę klasyfikacji incydentów i plany badawcze;

b) niewiążący 10-letni plan rozwoju sieci o zasięgu wspólnotowym, („plan rozwoju sieci”), wraz z europejską prognozą wystarczalności mocy wytwórczych, co dwa lata;

c) roczny program prac;

d) sprawozdanie roczne;

e) coroczne letnie i zimowe prognozy wystarczalności mocy wytwórczych.

4. Europejska prognoza wystarczalności mocy wytwórczych, o której mowa w ust. 3 lit. b), obejmuje ogólną zdolność systemu elektroenergetycznego do zaspokajania obecnego i przewidywanego zapotrzebowania na energię elektryczną w następującym okresie pięcioletnim, a także w okresie między piątym a piętnastym rokiem od daty tej prognozy. Europejska prognoza wystarczalności mocy wytwórczych opiera się na krajowych prognozach wystarczalności mocy wytwórczych przygotowanych przez poszczególnych operatorów systemów przesyłowych.

5. Roczny program prac, o którym mowa w ust. 3 lit. c) zawiera wykaz i opis kodeksów sieci, które mają zostać opracowane, plan koordynacji eksploatacji sieci oraz działania w zakresie badań i rozwoju, które mają zostać zrealizowane w danym roku, jak również orientacyjny harmonogram.

6. Kodeksy sieci, o których mowa w ust. 1 i 2, obejmują następujące obszary, uwzględniając — w stosownych przypadkach — specyfikę regionu:

a) zasady bezpieczeństwa i niezawodności sieci, w tym zasady dotyczące technicznej zdolności rezerwowej zapewniającej bezpieczeństwo eksploatacyjne sieci;

b) zasady przyłączenia do sieci;

c) zasady dostępu stron trzecich;

d) zasady wymiany danych i rozliczeń;

e) zasady interoperacyjności;

f) procedury operacyjne w sytuacjach awaryjnych;

g) zasady alokacji zdolności i zarządzania ograniczeniami;

h) zasady dotyczące wymiany handlowej w odniesieniu do technicznej i eksploatacyjnej organizacji usług dostępu do sieci i bilansowania systemu;

i) zasady przejrzystości;

j) zasady dotyczące bilansowania, w tym związane z siecią przepisy dotyczące rezerwy mocy;

k) zasady dotyczące zharmonizowanych struktur taryf przesyłowych wraz z sygnałami lokalizacyjnymi i zasadami rekompensat dla operatorów systemów przesyłowych działających między systemami przesyłowymi; oraz

l) efektywność energetyczna sieci elektroenergetycznych.

7. Kodeksy sieci są opracowywane jedynie dla kwestii transgranicznych związanych z siecią i pozostają bez uszczerbku dla praw państw członkowskich do ustanowienia krajowych kodeksów, które nie dotyczą kwestii transgranicznych.

8. ENTSO Energii Elektrycznej monitoruje i analizuje wprowadzanie w życie kodeksów sieci i wytycznych przyjętych przez Komisję zgodnie z art. 6 ust. 11 oraz ich wpływ na harmonizację stosowanych przepisów mających na celu ułatwienie integracji rynku. ENTSO Energii Elektrycznej przedstawia swoje ustalenia Agencji i zamieszcza wyniki analizy w sprawozdaniu rocznym, o którym mowa w ust. 3 lit. d) niniejszego artykułu.

9. ENTSO Energii Elektrycznej udostępnia wszelkie informacje wymagane przez Agencję w celu wykonywania jej zadań zgodnie z art. 9 ust. 1.

10. ENTSO Energii Elektrycznej przyjmuje i publikuje co dwa lata plan rozwoju sieci. Plan rozwoju sieci obejmuje modelowanie zintegrowanej sieci, opracowywanie scenariuszy, europejską prognozę wystarczalności mocy wytwórczych oraz ocenę odporności systemu na awarie.

Plan rozwoju sieci w szczególności:

a) opiera się na krajowych planach inwestycyjnych, regionalnych planach inwestycyjnych, o których mowa w art. 12 ust. 1, oraz — w stosownych przypadkach — na wytycznych dla transeuropejskich sieci energetycznych zgodnie z decyzją nr 1364/2006/WE (10);

b) w odniesieniu do transgranicznych połączeń wzajemnych opiera się również na uzasadnionych potrzebach różnych użytkowników systemu i obejmuje długoterminowe zobowiązania inwestorów, o których mowa w art. 8 oraz w art. 13 i 22 dyrektywy 2009/…/WE;

c) identyfikuje luki inwestycyjne, zwłaszcza w odniesieniu do zdolności transgranicznych.

11. Na wniosek Komisji, ENTSO Energii Elektrycznej przekazuje Komisji swoje uwagi w sprawie przyjęcia wytycznych, o których mowa w art. 18.

Artykuł 9

Monitoring prowadzony przez Agencję

1. Agencja monitoruje wykonywanie zadań ENTSO energii elektrycznej, o których mowa w art. 8 ust. 1, 2 i 3 oraz składa sprawozdania Komisji.

Agencja monitoruje wprowadzanie w życie przez ENTSO Energii Elektrycznej kodeksów sieci opracowanych zgodnie z art. 8 ust. 2 oraz kodeksów sieci opracowanych zgodnie z art. 6 ust. 1–10, które nie zostały jednak przyjęte przez Komisję zgodnie z art. 6 ust. 11. W przypadku gdy ENTSO Energii Elektrycznej nie wprowadzi w życie któregokolwiek z tak opracowanych kodeksów sieci, Agencja przedstawia Komisji należycie uzasadnioną opinię.

Agencja monitoruje i analizuje wprowadzanie w życie kodeksów sieci i wytycznych przyjętych przez Komisję, zgodnie z art. 6 ust. 11, oraz ich wpływ na harmonizację obowiązujących przepisów mających na celu ułatwienie integracji rynku, jak również niedyskryminację, skuteczną konkurencję oraz sprawne funkcjonowanie rynku, oraz składa sprawozdania Komisji.

2. ENTSO Energii Elektrycznej przedkłada Agencji do zaopiniowania projekt planu rozwoju sieci i projekt rocznego programu prac, wraz z informacjami o procedurze konsultacji.

W terminie dwóch miesięcy od dnia otrzymania projektów, Agencja przedstawia ENTSO Energii Elektrycznej i Komisji należycie uzasadnioną opinię oraz zalecenia, w przypadku gdy uzna, że projekt rocznego programu prac lub projekt planu rozwoju sieci przedłożone przez ENTSO Energii Elektrycznej nie przyczyniają się do niedyskryminacji, skutecznej konkurencji, sprawnego funkcjonowania rynku lub wystarczającego poziomu wzajemnych połączeń transgranicznych z dostępem dla stron trzecich.

Artykuł 10

Konsultacje

1. Przygotowując kodeksy sieci, projekt planu rozwoju sieci oraz swój roczny program prac, o których mowa w art. 8 ust. 1, 2 i 3, ENTSO Energii Elektrycznej prowadzi rozległe konsultacje, na wczesnym etapie oraz w sposób otwarty i przejrzysty, z udziałem wszystkich właściwych uczestników rynku, oraz — w szczególności — organizacji reprezentujących wszystkie zainteresowane strony, zgodnie z regulaminem wewnętrznym, o którym mowa w art. 5 ust. 1. W konsultacjach tych uczestniczą krajowe organy regulacyjne i inne organy krajowe, przedsiębiorstwa zajmujące się dostarczaniem i wytwarzaniem energii elektrycznej, odbiorcy, użytkownicy systemu, operatorzy systemów dystrybucyjnych, w tym również odpowiednie zrzeszenia (branżowe), podmioty techniczne i platformy zainteresowanych stron. Celem tych konsultacji jest pozyskanie uwag i wniosków wszystkich właściwych stron w ramach procesu decyzyjnego.

2. Wszystkie dokumenty i protokoły ze spotkań dotyczących konsultacji, o których mowa w ust. 1, podaje się do wiadomości publicznej.

3. Przed przyjęciem rocznego programu prac oraz kodeksów sieci, o których mowa w art. 8 ust. 1, 2 i 3, ENTSO Energii Elektrycznej informuje w jaki sposób uwagi otrzymane podczas konsultacji zostały uwzględnione. Podaje również przyczyny w przypadku gdy uwagi nie zostały uwzględnione.

Artykuł 11

Koszty

Koszty związane z działalnością ENTSO energii elektrycznej, o której mowa w art. 4 — 12, ponoszone są przez operatorów systemów przesyłowych i uwzględniane przy wyliczaniu taryf. Organy regulacyjne zatwierdzają te koszty jedynie pod warunkiem, że są one uzasadnione i proporcjonalne.

Artykuł 12

Współpraca regionalna operatorów systemów przesyłowych

1. Operatorzy systemów przesyłowych ustanawiają współpracę regionalną w ramach ENTSO Energii Elektrycznej, aby przyczynić się do działań, o których mowa w art. 8 ust. 1, 2 i 3. W szczególności publikują oni co dwa lata regionalny plan inwestycyjny, a także mogą podejmować decyzje inwestycyjne w oparciu o ten regionalny plan inwestycyjny.

2. Operatorzy systemów przesyłowych promują opracowywanie rozwiązań operacyjnych w celu zapewnienia optymalnego zarządzania siecią, a także promują rozwój giełd energii, alokacji zdolności transgranicznych poprzez niedyskryminacyjne rozwiązania rynkowe, w należyty sposób uwzględniając specyficzne zalety aukcji typu implicit dla alokacji krótkoterminowych oraz integracji mechanizmów bilansowania i mocy rezerwowej.

3. Obszar geograficzny objęty każdą z regionalnych struktur współpracy może zostać określony przez Komisję z uwzględnieniem istniejących regionalnych struktur współpracy. Każde państwo członkowskie ma możliwość promowania współpracy w więcej niż jednym obszarze geograficznym. Środek, o którym mowa w pierwszym zdaniu, mający na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia poprzez jego uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 2.

W tym celu Komisja może konsultować się z ENTSO Energii Elektrycznej oraz z Agencją.

Artykuł 13

Mechanizm rekompensat dla operatorów działających między systemami przesyłowymi

1. Operatorzy systemów przesyłowych otrzymują rekompensatę za koszty poniesione z tytułu przyjmowania transgranicznych przepływów energii elektrycznej przez swoje sieci.

2. Rekompensata, o której mowa w ust. 1, jest wypłacana przez operatorów krajowych systemów przesyłowych, w których rozpoczynają się przepływy transgraniczne oraz operatorów systemów, w których te przepływy się kończą.

3. Rekompensaty wypłacane są regularnie w odniesieniu do danego minionego okresu. Korekty ex-post wypłaconych rekompensat są dokonywane w miarę potrzeb dla uwzględnienia rzeczywiście poniesionych kosztów.

Pierwszy okres, za który mają zostać wypłacone rekompensaty, jest określony w wytycznych, o których mowa w art. 18.

4. Stanowiąc zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 23 ust. 2, Komisja określa wysokość należnych rekompensat.

5. Wielkość przyjmowanych transgranicznych przepływów energii elektrycznej, a także wielkość przepływów transgranicznych oznaczanych jako pochodzące z krajowego systemu przesyłowego lub kończące się w nim są ustalane w oparciu o fizyczne przepływy energii elektrycznej rzeczywiście zmierzone w danym okresie czasu.

6. Koszty poniesione w wyniku przyjmowania przepływów transgranicznych są określane w oparciu o przyszły długofalowy średni koszt krańcowy, z uwzględnieniem strat, inwestycji w nową infrastrukturę i właściwej części kosztów istniejącej infrastruktury, w zakresie, w jakim ta infrastruktura jest wykorzystywana do przesyłania przepływów transgranicznych, w szczególności z uwzględnieniem konieczności zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw. Określając poniesione koszty, należy stosować uznane standardowe metody ustalania kosztów. Korzyści powstające w sieci z tytułu przyjmowania przepływów transgranicznych są brane pod uwagę jako czynnik zmniejszający otrzymywaną rekompensatę.

Artykuł 14

Taryfy za dostęp do sieci

1. Taryfy za dostęp do sieci stosowane przez operatorów sieci są przejrzyste, uwzględniają potrzebę zapewnienia bezpieczeństwa sieci i odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom ponoszonym przez operatora sieci o porównywalnej wydajności i strukturze, oraz stosowane są w sposób niedyskryminacyjny. Opłaty te nie są związane z odległością.

2. Producenci i konsumenci („obciążenie”) mogą zostać obciążani opłatami za dostęp do sieci. Udział opłat ponoszonych przez producentów w ogólnej kwocie opłat sieciowych jest — z uwzględnieniem potrzeby dostarczania właściwych i skutecznych sygnałów lokalizacyjnych — niższy od udziału konsumentów. W stosownych przypadkach poziom taryf stosowanych wobec producentów lub konsumentów dostarcza sygnałów lokalizacyjnych na poziomie wspólnotowym i uwzględnia wielkość strat sieciowych, powodowane ograniczenia i koszty inwestycji infrastrukturalnych. Nie uniemożliwia to państwom członkowskim dostarczania sygnałów lokalizacyjnych na swym terytorium lub stosowania mechanizmów zapewniających jednakowy poziom opłat za dostęp do sieci ponoszonych przez konsumentów („obciążenie”) na całym ich terytorium.

3. Przy ustalaniu opłat za dostęp do sieci brane są pod uwagę następujące czynniki:

a) płatności i przychody wynikające z mechanizmu rekompensat dla operatorów działających między systemami przesyłowymi;

b) płatności rzeczywiście dokonane i otrzymane, a także płatności oczekiwane w przyszłości, oszacowane na podstawie poprzednich okresów.

4. Pod warunkiem istnienia właściwych i skutecznych sygnałów lokalizacyjnych zgodnie z ust. 2, opłaty za dostęp do sieci stosowane wobec producentów i konsumentów są stosowane niezależnie od kraju, odpowiednio, przeznaczenia i pochodzenia energii elektrycznej, zgodnie z właściwymi uzgodnieniami handlowymi. Pozostaje to bez uszczerbku dla opłat dotyczących zgłoszonego eksportu i zgłoszonego importu wynikających z zarządzania ograniczeniami, o których mowa w art. 16.

5. Nie stosuje się szczególnych opłat sieciowych w poszczególnych transakcjach dotyczących zgłoszonego tranzytu energii elektrycznej.

Artykuł 15

Dostarczanie informacji

1. Operatorzy systemów przesyłowych ustanawiają mechanizm koordynacji i wymiany informacji dla zapewnienia bezpieczeństwa sieci w kontekście zarządzania ograniczeniami.

2. Standardy bezpieczeństwa, eksploatacji i planowania stosowane przez operatorów systemów przesyłowych są podawane do wiadomości publicznej. Opublikowane informacje zawierają ogólny system obliczania całkowitej zdolności przesyłowej i rezerwy niezawodności systemu przesyłowego oparty na elektrycznych i fizycznych parametrach sieci. Takie systemy wymagają zatwierdzenia przez organy regulacyjne.

3. Operatorzy systemów przesyłowych publikują szacunkowe dane dotyczące dostępnej zdolności przesyłowej na każdy dzień, wskazując, jaka część dostępnej zdolności przesyłowej została już zarezerwowana. Dane te są publikowane w określonych odstępach czasu przed dniem transportu i zawierają w każdym przypadku szacunkowe dane na tydzień i na miesiąc naprzód, a także ilościowe określenie oczekiwanej niezawodności dostępnej zdolności.

4. Operatorzy systemów przesyłowych publikują stosowne dane dotyczące zbiorczego prognozowanego i rzeczywistego zapotrzebowania, dostępności i rzeczywistego wykorzystania aktywów wytwórczych i dystrybucyjnych, dostępności i wykorzystania sieci i połączeń wzajemnych, a także dotyczące energii bilansującej i zdolności rezerwowej. W odniesieniu do dostępności i rzeczywistego wykorzystania małych jednostek służących wytwarzaniu i dystrybucji, można wykorzystać zbiorcze dane szacunkowe.

5. Zainteresowani uczestnicy rynku przekazują operatorom systemów przesyłowych stosowne dane.

6. Przedsiębiorstwa wytwarzające energię elektryczną, które są właścicielami lub eksploatują aktywa wytwórcze, z których przynajmniej jeden składnik wytwórczy ma moc zainstalowaną nie niższą niż 250 MW, przechowują do dyspozycji krajowego organu regulacyjnego, krajowego organu ochrony konkurencji i Komisji, przez pięć lat, wszystkie dane godzinowe dla każdej elektrowni niezbędne w celu weryfikacji wszystkich operacyjnych decyzji dyspozytorskich oraz postępowania podczas przetargów na giełdach energii, aukcjach połączeń wzajemnych, rynkach rezerwowych i rynkach pozagiełdowych. Informacje, które mają być przechowywane, w podziale na elektrownie i godziny, obejmują w szczególności dane o dostępnych mocach wytwórczych i rezerwach zakontraktowanych, w tym o alokacji rezerw zakontraktowanych na poziomie poszczególnych elektrowni podczas przetargu i podczas wytwarzania.

Artykuł 16

Ogólne zasady zarządzania ograniczeniami

1. Problemy ograniczeń sieci są rozwiązywane za pomocą niedyskryminacyjnych rozwiązań rynkowych dających skuteczne sygnały ekonomiczne zaangażowanym uczestnikom rynku i operatorom systemów przesyłowych. Preferowanymi metodami rozwiązywania problemów ograniczeń sieci są metody nieoparte na transakcjach, tzn. metody, które nie zawierają elementu wyboru między umowami poszczególnych uczestników rynku.

2. Procedury ograniczania transakcji są stosowane jedynie w sytuacjach awaryjnych, kiedy operator systemu przesyłowego musi działać szybko, a przekierowanie lub wymiana kompensacyjna nie są możliwe. Każda taka procedura musi być stosowana w sposób niedyskryminacyjny.

Z wyjątkiem przypadków siły wyższej, uczestnicy rynku, którym przydzielono zdolność, otrzymują rekompensatę za każde ograniczenie.

3. Uczestnikom rynku udostępniane są maksymalne zdolności połączeń wzajemnych lub sieci przesyłowych oddziaływujące na przepływy transgraniczne, przy zachowaniu standardów bezpieczeństwa działania sieci.

4. Z właściwym wyprzedzeniem w stosunku do danego okresu eksploatacyjnego, uczestnicy rynku informują odpowiednich operatorów systemów przesyłowych, czy zamierzają wykorzystać przydzielone im zdolności. Każda niewykorzystana przydzielona zdolność jest ponownie wprowadzana na rynek w sposób otwarty, przejrzysty i niedyskryminacyjny.

5. W miarę możliwości technicznych, operatorzy systemów przesyłowych bilansują zapotrzebowanie na wszelkie przepływy mocy w przeciwnym kierunku na ograniczonym przesyłowo połączeniu wzajemnym, aby maksymalnie wykorzystać zdolność tego połączenia. Z pełnym uwzględnieniem bezpieczeństwa sieci, nie można odmówić przeprowadzenia transakcji zmniejszających ograniczenia.

6. Wszelkie przychody wynikające z alokacji połączeń wzajemnych są wykorzystywane do następujących celów:

a) zagwarantowanie rzeczywistej dostępności przydzielonej zdolności; lub

b) utrzymywanie lub zwiększanie zdolności połączeń wzajemnych poprzez inwestycje w sieć, w szczególności w nowych połączeniach wzajemnych.

Jeżeli przychody nie mogą zostać efektywnie wykorzystane do celów określonych w lit. a) i b) pierwszego akapitu wówczas mogą zostać wykorzystane — pod warunkiem zatwierdzenia przez organy regulacyjne danych państw członkowskich — w maksymalnej kwocie określonej przez te organy regulacyjne, jako dochód brany pod uwagę przez organy regulacyjne przy zatwierdzaniu metod wyliczania lub ustalania taryf sieciowych.

Pozostała część przychodów zostaje umieszczana na odrębnym koncie wewnętrznym do czasu, kiedy będzie mogła być wykorzystana do celów przewidzianych w lit. a) lub b) pierwszego akapitu.

Artykuł 17

Nowe połączenia wzajemne

1. Nowe połączenia wzajemne prądu stałego mogą być, na wniosek, zwolnione na czas ograniczony ze stosowania przepisów art. 16 ust. 6 niniejszego rozporządzenia oraz art. 9, 31 i art. 36 ust. 6, i 8 dyrektywy 2009/…/WE, jeżeli spełnione są następujące warunki:

a) inwestycja musi zwiększać konkurencję w dziedzinie dostaw energii elektrycznej;

b) poziom ryzyka związanego z inwestycją jest taki, że inwestycja ta nie zostałaby zrealizowana, gdyby nie wyrażono zgody na zwolnienie;

c) połączenie wzajemne musi być własnością osoby fizycznej lub prawnej odrębnej — przynajmniej w zakresie formy prawnej — od operatorów systemów, w których systemach połączenie wzajemne zostanie zbudowane;

d) opłatami obciąża się użytkowników tego połączenia wzajemnego;

e) od czasu częściowego otwarcia rynku, o którym mowa w art. 19 dyrektywy 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (11), żadna część kosztów inwestycyjnych ani operacyjnych połączenia wzajemnego nie została odzyskana z jakiegokolwiek składnika opłat naliczanych za korzystanie z systemów przesyłowych lub dystrybucyjnych połączonych połączeniem wzajemnym;

f) zwolnienie nie może szkodzić konkurencji, skutecznemu funkcjonowaniu rynku wewnętrznego energii elektrycznej ani skutecznemu funkcjonowaniu regulowanego systemu, z którym powiązane jest połączenie wzajemne.

2. Ust.1 ma również zastosowanie — w wyjątkowych przypadkach — do połączeń wzajemnych prądu przemiennego, jeżeli koszty i ryzyko związane z przedmiotową inwestycją są szczególnie wysokie w porównaniu z kosztami i ryzykiem zwykle ponoszonymi przy łączeniu dwóch sąsiadujących krajowych systemów przesyłowych za pomocą połączenia wzajemnego prądu przemiennego.

3. Ust.1 ma również zastosowanie do przypadków znacznego wzrostu zdolności istniejących połączeń wzajemnych.

4. Decyzja w sprawie zwolnienia na mocy ust. 1, 2 i 3, jest podejmowana indywidualnie dla każdego przypadku przez organy regulacyjne danych państw członkowskich. Zwolnienie może dotyczyć całości lub części zdolności nowego połączenia wzajemnego lub istniejącego połączenia wzajemnego o znacznie zwiększonej zdolności.

Podejmując decyzję o przyznaniu zwolnienia, uwzględnia się indywidualnie dla każdego przypadku potrzebę nałożenia warunków dotyczących czasu trwania zwolnienia i niedyskryminującego dostępu do połączenia wzajemnego. Podejmując decyzję w sprawie tych warunków uwzględnia się w szczególności planowaną dodatkową zdolność lub zmianę obecnej zdolności, ramy czasowe przedsięwzięcia oraz warunki krajowe.

Przed przyznaniem zwolnienia, organy regulacyjne danych państw członkowskich podejmują decyzje w sprawie przepisów i mechanizmów dotyczących zarządzania zdolnością i jej alokacji. Zasady zarządzania ograniczeniami zawierają obowiązek oferowania niewykorzystanej zdolności na rynku, a użytkownicy urządzenia są upoważnieni do obrotu zakontraktowaną zdolnością na rynku wtórnym. Dokonując oceny kryteriów, o których mowa w ust. 1 lit. a), b) i f), uwzględnia się wyniki procedury alokacji zdolności.

Decyzję w sprawie zwolnienia, w tym warunki, o których mowa w drugim akapicie niniejszego ustępu, uzasadnia się należycie i podaje do publicznej wiadomości.

5. Decyzje, o których mowa w ust. 4, są podejmowane przez Agencję wyłącznie

a) w przypadku gdy właściwe organy regulacyjne nie były w stanie osiągnąć porozumienia w terminie sześciu miesięcy od dnia przedłożenia wniosku o zwolnienie ostatniemu z tych organów regulacyjnych;

b) na wspólny wniosek właściwych organów regulacyjnych.

Agencja konsultuje się z organami regulacyjnymi, których to dotyczy.

6. Niezależnie od ust. 4 i 5, państwa członkowskie mogą postanowić, że organ regulacyjny lub Agencja, zależnie od przypadku, przedkładają właściwemu podmiotowi w państwie członkowskim — w celu wydania formalnej decyzji — swoją opinię w sprawie wniosku o zwolnienie. Opinia ta zostaje opublikowana wraz z decyzją.

7. Kopia każdego wniosku o zwolnienie przekazywana jest w celach informacyjnych przez organy regulacyjne Agencji i Komisji niezwłocznie po jego otrzymaniu. Właściwe organy regulacyjne lub Agencja, („organy powiadamiające”), niezwłocznie zgłaszają Komisji decyzję w sprawie zwolnienia wraz ze wszystkimi stosownymi informacjami, które jej dotyczą. Informacje te mogą zostać przekazane Komisji w postaci zbiorczej, umożliwiającej Komisji podjęcie uzasadnionej decyzji. Informacje te zawierają w szczególności:

a) szczegółowe powody, dla których Agencja przyznała zwolnienia, wraz z informacjami finansowymi uzasadniającymi potrzebę zwolnienia;

b) przeprowadzone analizy wpływu przyznania zwolnienia na konkurencję i sprawne funkcjonowanie rynku wewnętrznego energii elektrycznej;

c) uzasadnienie okresu i proporcjonalnego udziału tej części zdolności danego połączenia wzajemnego, dla którego przyznano zwolnienie;

d) wyniki konsultacji z organami regulacyjnymi, których to dotyczy.

8. W terminie dwóch miesięcy od następnego dnia po otrzymaniu powiadomienia zgodnie z ust. 7, Komisja może podjąć decyzję o zwróceniu się do organów powiadamiających, aby zmieniły lub cofnęły decyzję o zwolnieniu. Ten dwumiesięczny termin może być przedłużony o dodatkowy dwumiesięczny termin, w przypadku gdy Komisja zwraca się o przekazanie dalszych informacji. Ten dodatkowy termin rozpoczyna się następnego dnia po otrzymaniu pełnych informacji. Początkowy dwumiesięczny termin również może zostać przedłużony za zgodą zarówno Komisji, jak i organów powiadamiających.

Jeżeli informacje, o które wystąpiono, nie zostaną dostarczone w terminie określonym we wniosku, powiadomienie uważa się za wycofane, chyba że przed wygaśnięciem tego termin został on przedłużony za zgodą zarówno Komisji, jak i organów powiadamiających, lub jeśli organy powiadamiające, w należycie uzasadnionym oświadczeniu, poinformowały Komisję o tym, że uważają powiadomienie za wyczerpujące.

Organy powiadamiające stosują się do decyzji Komisji o wprowadzeniu poprawek lub o cofnięciu decyzji o zwolnieniu w terminie jednego miesiąca i odpowiednio informują o tym Komisję.

Komisja zachowuje poufność informacji handlowych podlegających szczególnej ochronie.

Wydane przez Komisję zatwierdzenie decyzji o zwolnieniu wygasa po upływie dwóch lat od daty jej przyjęcia, jeżeli do tego czasu budowa połączenia wzajemnego jeszcze się nie rozpoczęła, lub po upływie pięciu lat od daty jego przyjęcia, jeżeli do tego czasu połączenie wzajemne nie rozpoczęło działalności.

9. Komisja może przyjąć wytyczne w odniesieniu do stosowania warunków określonych w ust. 1 niniejszego artykułu oraz określić procedurę, która ma być stosowana w celu zastosowania ust. 4, 7 i 8 niniejszego artykułu. Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia poprzez jego uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 2.

Artykuł 18

Wytyczne

1. W stosownych przypadkach wytyczne dotyczące mechanizmu rekompensat dla operatorów działających pomiędzy systemami przesyłowymi określają, zgodnie z zasadami określonymi w art. 13 i 14:

a) szczegóły procedury ustalania, którzy operatorzy systemów przesyłowych mają obowiązek wypłacania rekompensat za przepływy transgraniczne, łącznie z obowiązkiem ustalania podziału opłat między operatorami krajowych systemów przesyłowych, w których ma początek przepływ transgraniczny, a operatorami krajowych systemów przesyłowych, w których ten przepływ się kończy, zgodnie z art. 13 ust. 2;

b) szczegóły procedury płatności, jaka ma być stosowana, łącznie z określeniem pierwszego okresu, za który ma być wypłacona rekompensata, zgodnie z art. 13 ust. 3 akapit drugi;

c) szczegóły metod określania przyjmowanych przepływów transgranicznych, za które ma być wypłacana rekompensata zgodnie z art. 13, zarówno w kategoriach ilości, jak i rodzaju przepływu, oraz wyznaczania wielkości takich przepływów jako pochodzących z systemów przesyłowych danego państwa członkowskiego lub kończących się w nim, zgodnie z art. 13 ust. 5;

d) szczegóły metod ustalania kosztów i korzyści powstających w wyniku przyjmowania przepływów transgranicznych, zgodnie z art. 13 ust. 6;

e) szczegóły traktowania — w kontekście mechanizmu rekompensat dla operatorów systemów przesyłowych działających pomiędzy systemami przesyłowymi — przepływów energii elektrycznej rozpoczynających lub kończących się w krajach poza Europejskim Obszarem Gospodarczym;

f) udział systemów krajowych połączonych wzajemnie liniami prądu stałego, zgodnie z art. 13.

2. Wytyczne mogą także określić właściwe zasady stopniowej harmonizacji podstawowych zasad ustalania opłat nakładanych na producentów i konsumentów (obciążenie) w ramach krajowych systemów taryf; obejmują one również to, w jaki sposób mechanizm rekompensat dla operatorów systemów przesyłowych działających pomiędzy systemami przesyłowymi zostanie uwzględniony w krajowych opłatach sieciowych i jak zostaną zapewnione właściwe i skuteczne sygnały lokalizacyjne, zgodnie z zasadami określonymi w art. 14.

Wytyczne przewidują odpowiednie i skuteczne zharmonizowane sygnały lokalizacyjne na poziomie wspólnotowym.

Jakakolwiek harmonizacja w tym zakresie nie stanowi przeszkody dla wprowadzenia przez państwa członkowskie mechanizmu zapewniającego porównywalny poziom opłat za dostęp do sieci ponoszonych przez konsumentów (obciążenie) na całym jego terytorium.

3. W stosownych przypadkach wytyczne zapewniające minimalny stopień harmonizacji wymagany do osiągnięcia celu niniejszego rozporządzenia określają także:

a) szczegóły dotyczące przekazywania informacji, zgodnie z zasadami określonymi w art. 15;

b) szczegóły dotyczące przepisów dotyczących obrotu energią elektryczną;

c) szczegóły dotyczące zasad zachęcania do inwestowania w odniesieniu do zdolności połączeń wzajemnych, w tym sygnałów lokalizacyjnych;

d) szczegóły dotyczące obszarów wymienionych w art. 8 ust. 6.

4. Wytyczne w sprawie zarządzania dostępną zdolnością przesyłową połączeń wzajemnych między krajowymi systemami przesyłowymi i jej alokacji są określone w Załączniku I.

5. Komisja może przyjąć wytyczne dotyczące kwestii wymienionych w ust. 1, 2 i 3 niniejszego artykułu. Komisja może zmieniać wytyczne, o których mowa w ust. 4 niniejszego artykułu, zgodnie z zasadami określonymi w art. 15 i 16, w szczególności tak, aby włączyć szczegółowe wytyczne w sprawie wszystkich metod alokacji zdolności stosowanych w praktyce oraz zapewnić, aby ewolucja mechanizmów zarządzania ograniczeniami przebiegała zgodnie z celami rynku wewnętrznego. W stosownych przypadkach w trakcie takich zmian ustanawia się wspólne zasady dotyczące minimalnych standardów bezpieczeństwa i eksploatacji na potrzeby użytkowania i eksploatacji sieci, zgodnie z art. 15 ust. 2.

Środki te, mające na celu zmianę elementów innych niż istotne niniejszego rozporządzenia poprzez jego uzupełnienie, przyjmuje się zgodnie z procedurą regulacyjną połączoną z kontrolą, o której mowa w art. 23 ust. 2.

Przyjmując lub zmieniając wytyczne, Komisja zapewnia, aby zapewniały one minimalny stopień harmonizacji wymagany dla osiągnięcia celów niniejszego rozporządzenia oraz nie wykraczały poza to, co jest konieczne dla tego celu.

Przyjmując lub zmieniając wytyczne, Komisja wskazuje, jakie działania podjęła w odniesieniu do zgodności zasad obowiązujących w krajach trzecich, będących częścią wspólnotowego systemu elektroenergetycznego, z właściwymi wytycznymi.

Przyjmując te wytyczne po raz pierwszy, Komisja zapewnia, aby projekt tekstu obejmował co najmniej kwestie, o których mowa w ust. 1 lit. a) i d) oraz w ust. 2.

Artykuł 19

Organy regulacyjne

Wykonując swoje obowiązki, organy regulacyjne zapewniają przestrzeganie niniejszego rozporządzenia i wytycznych przyjętych zgodnie z art. 18. W przypadkach kiedy jest to wymagane do osiągnięcia celów niniejszego rozporządzenia, organy te współpracują między sobą, z Komisją oraz z Agencją, zgodnie z rozdziałem IX dyrektywy 2009/…/WE.

Artykuł 20

Dostarczanie informacji oraz poufność

1. Państwa członkowskie oraz organy regulacyjne dostarczają Komisji, na wniosek, wszelkie informacje niezbędne do celów art. 13 ust. 4 i art. 18.

W szczególności, do celów art. 13 ust. 4 i 6, organy regulacyjne dostarczają regularnie informacje o rzeczywistych kosztach poniesionych przez operatorów krajowych systemów przesyłowych, a także dane i wszystkie istotne informacje odnoszące się do fizycznych przepływów w sieciach operatorów systemów przesyłowych oraz odnoszące się do kosztów sieciowych.

Komisja ustala rozsądny termin, w jakim należy dostarczać informacje, uwzględniając stopień złożoności i pilności wymaganych informacji.

2. Jeżeli państwo członkowskie lub właściwy organ regulacyjny nie dostarczą tych informacji w przewidzianym terminie zgodnie z ust. 1 niniejszego artykułu, Komisja może zwrócić się o wszelkie informacje niezbędne do celów art. 13 ust. 4 i art. 18 bezpośrednio do danych przedsiębiorstw.

Wysyłając do przedsiębiorstwa wniosek o udzielenie informacji, Komisja przesyła równocześnie kopię tego wniosku do organów regulacyjnych państwa członkowskiego, na którego terytorium znajduje się siedziba przedsiębiorstwa.

3. W swym wniosku o udzielenie informacji Komisja określa podstawę prawną tego wniosku, termin, w jakim informacja ma zostać dostarczona, cel wniosku, jak również sankcje przewidziane w art. 22 ust. 2 za dostarczenie nieprawdziwych, niepełnych lub wprowadzających w błąd informacji. Komisja ustala rozsądny termin, uwzględniając stopień złożoności i pilności wymaganych informacji.

4. Żądanych informacji udzielają właściciele przedsiębiorstwa lub ich przedstawiciele, a w przypadku osób prawnych, osoby uprawnione do ich reprezentowania zgodnie z ustawą lub ich statutem. Należycie upoważnieni prawnicy mogą dostarczać informacje w imieniu swych klientów; w takim przypadku klient ponosi całkowitą odpowiedzialność, jeżeli dostarczone informacje są nieprawdziwe, niepełne lub wprowadzające w błąd.

5. W przypadku gdy przedsiębiorstwo nie dostarczy żądanych informacji w wyznaczonym przez Komisję terminie lub udzieli niepełnych informacji, Komisja może zażądać tych informacji w drodze decyzji. Decyzja ta określa wymagane informacje oraz ustala termin, w jakim informacje mają zostać dostarczone. Decyzja ta informuje o sankcjach przewidzianych w art. 22 ust. 2. Informuje również o prawie do kontroli tej decyzji przez Trybunał Sprawiedliwości Wspólnot Europejskich.

Komisja wysyła równocześnie kopię swojej decyzji do organów regulacyjnych państwa członkowskiego, na terytorium którego znajduje się miejsce zamieszkania osoby lub siedziba przedsiębiorstwa.

6. Informacje, o których mowa w ust. 1 i 2, mogą być używane jedynie do celów art. 13 ust. 4 i art. 18.

Komisja nie ujawnia informacji uzyskanych zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, które są objęte tajemnicą zawodową.

Artykuł 21

Prawo państw członkowskich do wprowadzania bardziej szczegółowych środków

Niniejsze rozporządzenie pozostaje bez uszczerbku dla praw państw członkowskich do utrzymania lub wprowadzenia środków zawierających bardziej szczegółowe przepisy niż te określone w niniejszym rozporządzeniu i w wytycznych, o których mowa art. 18.

Artykuł 22

Sankcje

1. Bez uszczerbku dla ust. 2 państwa członkowskie ustanawiają przepisy dotyczące sankcji w przypadku naruszenia przepisów niniejszego rozporządzenia i podejmują wszelkie środki niezbędne do zapewnienia wprowadzenia w życie tych przepisów. Przewidziane sankcje muszą być skuteczne, proporcjonalne i odstraszające. Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o tych przepisach odpowiadających przepisom określonym w rozporządzeniu (WE) nr 1228/2003 do dnia 1 lipca 2004 r. oraz niezwłocznie powiadamiają Komisję o wszelkich późniejszych zmianach dotyczących tych przepisów. Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o tych przepisach, które nie odpowiadają przepisom określonym w rozporządzeniu (WE) nr 1228/2003 do dnia … (12) oraz niezwłocznie powiadamiają Komisję o wszelkich późniejszych zmianach dotyczących tych przepisów.

2. Komisja może w drodze decyzji nałożyć na przedsiębiorstwo grzywnę nieprzekraczającą 1 % wartości całkowitego obrotu w poprzedzającym roku gospodarczym, jeżeli umyślnie lub poprzez zaniedbanie przedsiębiorstwo, w odpowiedzi na wniosek przesłany zgodnie z art. 20 ust. 3, przedstawiło nieprawdziwe, niepełne lub wprowadzające w błąd informacje, lub nie dostarczyło informacji w terminie ustalonym w decyzji podjętej zgodnie z art. 20 ust. 5 akapit pierwszy.

Przy ustalaniu wysokości grzywny zostaje uwzględniona stopień naruszenia wymogów określonych w pierwszym akapicie.

3. Sankcje przewidziane w ust. 1 i decyzje podejmowane zgodnie z ust. 2 nie mają charakteru karnoprawnego.

Artykuł 23

Procedura komitetowa

1. Komisja jest wspierana przez komitet ustanowiony na mocy art. 46 dyrektywy 2009/…/WE.

2. W przypadku odniesienia do niniejszego ustępu stosuje się art. 5a ust. 1–4 i art. 7 decyzji 1999/468/WE, z uwzględnieniem jej art. 8.

Artykuł 24

Sprawozdanie Komisji

Komisja monitoruje wprowadzanie w życie niniejszego rozporządzenia. W swoim sprawozdaniu zgodnie z art. 47 ust. 6 dyrektywy 2009/…/WE, Komisja przedstawia również doświadczenie uzyskane w ramach stosowania niniejszego rozporządzenia. Sprawozdanie bada w szczególności w jakim stopniu rozporządzenie okazało się skuteczne w zapewnieniu niedyskryminacyjnego i odzwierciedlającego koszty dostępu do sieci transgranicznej wymiany energii elektrycznej, aby umożliwić odbiorcom dokonywanie wyboru w ramach właściwie funkcjonującego rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz przyczynić się do długoterminowego bezpieczeństwa dostaw, a także, w jakim zakresie pojawiły się skuteczne sygnały lokalizacyjne. W razie potrzeby sprawozdaniu towarzyszą odpowiednie wnioski lub zalecenia.

Artykuł 25

Uchylenie

Rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 traci moc od … (13). Odniesienia do uchylonego rozporządzenia traktuje się jak odniesienia do niniejszego rozporządzenia i odczytuje zgodnie z tabelą korelacji zawartą w załączniku II.

Artykuł 26

Wejście w życie

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

Niniejsze rozporządzenie stosuje się od … (13).

Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich. Sporządzono w …, W imieniu Parlamentu Europejskiego Przewodniczący … W imieniu Rady Przewodniczący …

(1) Dz.U. C 211 z 19.8.2008, s. 23.

(2) Dz.U. C 172 z 5.7.2008, s. 55.

(3) Opinia Parlamentu Europejskiego z dnia 18 czerwca 2008 r. (dotychczas nieopublikowana w Dzienniku Urzędowym), wspólne stanowisko Rady z dnia 9 czerwca 2009 r. oraz stanowisko Parlamentu Europejskiego z dnia … (dotychczas nieopublikowane w Dzienniku Urzędowym).

(4) Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 37.

(5) Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 1.

(6) Dz.U. L …

(7) Dz.U. L 184 z 17.7.1999, s. 23.

(8) Datę wejścia w życie uchylonego rozporządzenia (WE) nr 1228/2003.

(9) Datę stosowania niniejszego rozporządzenia, tj. 18 miesięcy po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia.

(10) Decyzja nr 1364/2006/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 6 września 2006 r. ustanawiająca wytyczne dla transeuropejskich sieci energetycznych (Dz.U. L 262 z 22.9.2006, s. 1).

(11) Dz.U. L 27 z 30.1.1997, s. 20.

(12) Datę stosowania niniejszego rozporządzenia.

(13) 18 miesięcy po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia.

ZAŁĄCZNIK I WYTYCZNE W SPRAWIE ZARZĄDZANIA I ALOKACJI DOSTĘPNEJ ZDOLNOŚCI PRZESYŁOWEJ POŁĄCZEŃ WZAJEMNYCH POMIĘDZY SYSTEMAMI KRAJOWYMI 1. Przepisy ogólne 1.1. Operatorzy systemów przesyłowych (OSP) starają się przyjmować wszystkie transakcje handlowe, łącznie z tymi, które dotyczą handlu transgranicznego. 1.2. Jeśli ograniczenia nie występują, nie można w żaden sposób ograniczać dostępu do połączenia wzajemnego. Tam, gdzie zazwyczaj nie występują ograniczenia, nie ma potrzeby wprowadzania stałej ogólnej procedury alokacji w odniesieniu do dostępu do transgranicznej usługi przesyłowej. 1.3. W przypadku, gdy zaplanowanych transakcji handlowych nie da się pogodzić z bezpieczną eksploatacją sieci, OSP łagodzą ograniczenia zgodnie z wymogami bezpiecznego operacyjnego sieci, starając się jednocześnie zapewnić, że związane z tym koszty pozostaną na ekonomicznie uzasadnionym poziomie. Tam, gdzie nie można zastosować środków o niższych kosztach, należy przewidzieć możliwość przekierowania lub wymiany kompensacyjnej. 1.4. W przypadku gdy występują ograniczenia strukturalne, OSP natychmiast wprowadzają odpowiednie, uprzednio określone i uzgodnione zasady i ustalenia w zakresie zarządzania ograniczeniami. Metody zarządzania ograniczeniami powinny zapewniać zgodność fizycznych przepływów mocy wynikających z alokowanej zdolności przesyłowej ze standardami bezpieczeństwa sieci. 1.5. Przyjęte metody zarządzania ograniczeniami muszą dawać skuteczne sygnały ekonomiczne uczestnikom rynku i OSP, wspierać konkurencję i nadawać się do stosowania na skalę regionalną i wspólnotową. 1.6. W zarządzaniu ograniczeniami nie stosuje się żadnych rozróżnień dotyczących transakcji. Dany wniosek o usługę przesyłową można odrzucić wyłącznie, jeśli spełnione są łącznie wymienione niżej warunki: a) przyrost fizycznych przepływów mocy w wyniku przyjęcia tego wniosku doprowadzi do sytuacji, w której nie będzie możliwe dalsze zagwarantowanie bezpiecznego działania systemu energetycznego, oraz b) wartość danego wniosku w ramach procedury zarządzania ograniczeniami, wyrażona jako kwota pieniężna, jest niższa niż wartość wszystkich innych wniosków, jakie zamierza się przyjąć, dotyczących tej samej usługi i tych samych warunków. 1.7. Określając stosowne obszary sieci, w których i pomiędzy którymi ma być stosowane zarządzanie ograniczeniami, OSP kierują się zasadami ograniczania kosztów i minimalizacji negatywnego wpływu na rynek wewnętrzny energii elektrycznej. W szczególności OSP nie ograniczają zdolności połączenia wzajemnego w celu rozwiązania ograniczeń w ich własnych rejonach sterowania, chyba że robią to z wymienionych wyżej powodów lub ze względu na bezpieczeństwo operacyjne (1). Jeśli taka sytuacja ma miejsce, OSP opisują ją i przedstawiają w przejrzysty sposób wszystkim użytkownikom systemu. Sytuacja taka jest tolerowana jedynie do czasu znalezienia rozwiązania długoterminowego. OSP przedstawiają metodologię i projekty dotyczące takiego rozwiązania długoterminowego oraz przedstawiają je w przejrzysty sposób wszystkim użytkownikom systemu. 1.8. Bilansując sieć wewnątrz rejonu sterowania środkami operacyjnymi w sieci i poprzez przekierowanie, OSP biorą pod uwagę wpływ tych środków na sąsiednie rejony sterowania. 1.9. Do dnia 1 stycznia 2008 r. ustanawia się w skoordynowany sposób i w bezpiecznych warunkach operacyjnych mechanizmy śróddziennego zarządzania ograniczeniami połączeń wzajemnych w celu zmaksymalizowania możliwości handlowych i umożliwienia bilansowania transgranicznego. 1.10. Krajowe organy regulacyjne regularnie oceniają metody zarządzania ograniczeniami, zwracając szczególną uwagę na zgodność z zasadami i przepisami ustanowionymi w niniejszym rozporządzeniu i w niniejszych wytycznych, oraz z warunkami ustanowionymi przez same organy regulacyjne zgodnie z tymi zasadami i przepisami. Ocena taka obejmuje konsultacje z wszystkimi uczestnikami rynku oraz specjalne badania. 2. Metody zarządzania ograniczeniami 2.1. Metody zarządzania ograniczeniami mają charakter rynkowy, aby sprzyjać wydajnemu handlowi trangranicznemu. W tym celu zdolność można alokować wyłącznie w drodze przetargów typu explicit (zdolność) lub implicit (zdolność i energia). Obie metody mogą funkcjonować jednocześnie dla tego samego połączenia wzajemnego. Obrót śróddzienny może odbywać się w drodze notowań ciągłych. 2.2. W zależności od warunków konkurencji może zachodzić konieczność, by mechanizmy zarządzania ograniczeniami umożliwiały zarówno długoterminową, jak i krótkoterminową alokację zdolności przesyłowej. 2.3. W ramach każdej procedury alokacji zdolności należy alokować określoną część dostępnej zdolności połączenia wzajemnego wraz z wszelką pozostałą zdolnością niealokowaną uprzednio oraz wszelką zdolnością z poprzednich alokacji zwolnioną przez posiadaczy zdolności. 2.4. OSP zapewniają optymalny stopień stałości zdolności, uwzględniając obowiązki i prawa zaangażowanych OSP oraz obowiązki i prawa uczestników rynku, w celu ułatwienia skutecznej i wydajnej konkurencji. Odpowiednia część zdolności może zostać zaoferowana na rynku z mniejszym stopniem stałości, przy czym dokładne warunki transportu po liniach transgranicznych są zawsze podawane do wiadomości uczestników rynku. 2.5. Prawa dostępu dotyczące alokacji długo- i średnioterminowej są stałymi prawami do zdolności. W chwili nominacji podlegają one zasadom „use-it-or-lose-it” lub „use-it-or-sell-it”. 2.6. OSP określają odpowiednią strukturę dla alokacji zdolności dla różnych ram czasowych. Może ona uwzględniać możliwość zarezerwowania minimalnego udziału procentowego zdolności połączenia wzajemnego na alokacje codzienne lub śróddzienne. Taka struktura alokacji podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez właściwe organy regulacyjne. Przygotowując swoje propozycje OSP uwzględniają: a) charakterystykę rynku; b) warunki operacyjne, takie jak skutki kompensowania systemów zgłoszonych na stałe; c) poziom harmonizacji między udziałami procentowymi i okresami przyjętymi w poszczególnych działających mechanizmach alokacji zdolności. 2.7. W ramach alokacji zdolności nie można stosować dyskryminacji pomiędzy uczestnikami rynku zamierzającymi zrealizować swoje prawo do wykorzystania umów dwustronnych na dostawy energii i tymi, którzy składają oferty na giełdach energii elektrycznej. Wygrywa najwyższa oferta w danym okresie, niezależnie od tego, czy została złożona w przetargu typu implicit czy explicit. 2.8. W regionach, w których rynki umów terminowych dla energii elektrycznej są dobrze rozwinięte, a ich skuteczność sprawdzona, cała zdolność może być alokowana w drodze przetargów typu implicit. 2.9. Ustalanie cen wywoławczych w ramach metod alokacji zdolności nie jest dozwolone, przy czym nie dotyczy to nowych połączeń wzajemnych, które korzystają ze zwolnienia zgodnie z art. 7 rozporządzenia. 2.10. Wszyscy potencjalni uczestnicy rynku są co do zasady bez ograniczeń dopuszczeni do udziału w procedurze alokacji. W celu uniknięcia tworzenia lub pogłębiania problemów związanych z możliwością wykorzystania pozycji dominującej przez jakiegokolwiek uczestnika rynku, odpowiednie organy regulacyjne lub organy ochrony konkurencji mogą w stosownych przypadkach nałożyć ograniczenia ogólne lub ograniczenia dotyczące danego przedsiębiorstwa z uwagi na jego pozycję dominującą na rynku. 2.11. Uczestnicy rynku w określonym terminie w sposób definitywny określają swój poziom wykorzystania zdolności wobec OSP dla każdego okresu czasu. Termin ten należy ustalić w taki sposób, aby OSP mogli przenosić niewykorzystaną zdolność w celu alokowania jej w następnym stosownym okresie, także w ramach sesji śróddziennych. 2.12. Istnieje możliwość swobodnego obrotu zdolnością na rynku wtórnym, przy czym OSP są informowani o takich działaniach z odpowiednim wyprzedzeniem. Jeśli OSP odmawia jakiegokolwiek obrotu (transakcję) na rynku wtórnym, musi w jasny i przejrzysty sposób zakomunikować i wyjaśnić to wszystkim uczestnikom rynku oraz powiadomić o tym organ regulacyjny. 2.13. Konsekwencjami finansowymi nieprzestrzegania obowiązków związanych z alokacją zdolności należy obciążać te podmioty, które są za to nieprzestrzeganie odpowiedzialne. W sytuacji gdy uczestnicy rynku nie wykorzystują zdolności, którą zobowiązali się wykorzystać, lub, w przypadku zdolności będącej przedmiotem przetargu typu explicit, nie odsprzedają jej na rynku wtórnym ani nie zwracają w stosownym terminie, tracą oni prawo do takiej zdolności i uiszczają opłatę odzwierciedlającą koszty. Wszystkie opłaty odzwierciedlające koszty nakładane z tytułu niewykorzystania zdolności są uzasadnione i proporcjonalne. Podobnie jeśli OSP nie wypełnia swoich obowiązków, odpowiedzialny jest za zrekompensowanie uczestnikowi rynku utratę prawa dostępu do zdolności. W takich przypadkach nie uwzględnia się żadnych strat wtórnych. Kluczowe pojęcia i metody stosowane przy określaniu odpowiedzialności w przypadku nieprzestrzegania zobowiązań są uprzednio określone w odniesieniu do konsekwencji finansowych oraz podlegają przeglądowi przeprowadzanemu przez właściwy krajowy organ regulacyjny lub organy regulacyjne. 3. Koordynacja 3.1. OSP, którzy biorą udział w alokacji zdolności w ramach połączenia wzajemnego, koordynują i realizują taką alokację przy użyciu wspólnych procedur alokacji. W przypadkach kiedy oczekuje się, że wymiana handlowa między dwoma krajami (OSP) może znacząco wpłynąć na warunki fizycznego przepływu w dowolnym kraju trzecim (u jakiegokolwiek innego OSP), metody zarządzania ograniczeniami są koordynowane w ramach wspólnej procedury zarządzania ograniczeniami i przez wszystkich OSP, na których wpływa taka wymiana. Krajowe organy regulacyjne i OSP zapewniają, że nie opracują jednostronnie żadnej procedury zarządzania ograniczeniami, która miałaby znaczący wpływ na fizyczne przepływy energii elektrycznej w innych sieciach. 3.2. Najpóźniej dnia 1 stycznia 2007 r. kraje należące do wymienionych niżej regionów rozpoczynają stosowanie między sobą wspólnych skoordynowanych metod i procedur zarządzania ograniczeniami na rynku, przynajmniej raz do roku, co miesiąc i z jednodniowym wyprzedzeniem: a) Europa Północna (tzn. Dania, Szwecja, Finlandia, Niemcy i Polska), b) Europa Północno-Zachodnia (tzn. Benelux, Niemcy i Francja), c) Włochy (tzn. Włochy, Francja, Niemcy, Austria, Słowenia i Grecja), d) Europa Środkowo-Wschodnia (tzn. Niemcy, Polska, Republika Czeska, Słowacja, Węgry, Austria i Słowenia), e) Europa Południowo-Zachodnia (tzn. Hiszpania, Portugalia i Francja), f) Wielka Brytania, Irlandia i Francja, g) Państwa Bałtyckie (tzn. Estonia, Łotwa i Litwa). W przypadku połączeń wzajemnych pomiędzy krajami należącymi do więcej niż jednego regionu można stosować odmienne metody zarządzania ograniczeniami w celu zapewnienia zgodności z metodami stosowanymi w innych regionach, do których należą te kraje. W takich przypadkach dany OSP proponuje metodę, która podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez odpowiednie organy regulacyjne. 3.3. W regionach, o których mowa w ppkt 2.8, można alokować całą zdolność połączenia wzajemnego w drodze alokacji z jednodniowym wyprzedzeniem. 3.4. We wszystkich siedmiu regionach należy określić wzajemnie zgodne procedury zarządzania ograniczeniami z myślą o stworzeniu prawdziwie zintegrowanego rynku wewnętrznego energii elektrycznej. Podmioty działające na rynku nie są narażone na problem niezgodności systemów regionalnych. 3.5. W celu wspierania uczciwej i skutecznej konkurencji oraz handlu transgranicznego, koordynacja pomiędzy OSP, należącymi do regionów wymienionych w ppkt 3.2, obejmuje wszystkie etapy, poczynając od wyliczeń zdolności przez optymalizację alokacji aż po bezpieczeństwo działania sieci, z wyraźnym podziałem odpowiedzialności. Koordynacja obejmuje w szczególności: a) stosowanie wspólnego modelu przesyłu skutecznego dla współzależnych fizycznych przepływów pętlowych i uwzględniającego różnice pomiędzy przepływami fizycznymi i handlowymi, b) alokację i przyznawanie zdolności skuteczne dla współzależnych fizycznych przepływów pętlowych, c) identyczne zobowiązania posiadaczy zdolności do przekazywania informacji na temat zamierzonego sposobu jej wykorzystania, tj. nominacja zdolności (w przypadku przetargów typu explicit), d) identyczne okresy czasu i terminy zamknięcia, e) identyczną strukturę alokacji zdolności pomiędzy różnymi okresami czasu (np. 1 dzień, 3 godziny, 1 tydzień, etc.) oraz strukturę sprzedawanych bloków zdolności (ilość energii w MW, MWh, etc.), f) jednolite ramy kontraktów zawieranych z uczestnikami rynku, g) weryfikację przepływów służącą zapewnieniu zgodności z wymogami bezpieczeństwa sieci w związku z planowaniem operacyjnym i działaniem w czasie rzeczywistym, h) księgowanie i rozliczanie działań z zakresu zarządzania ograniczeniami. 3.6. Koordynacja obejmuje również wymianę informacji pomiędzy operatorami działającymi między systemami przesyłowymi. Charakter, terminy i częstotliwość wymiany informacji są zgodne z działaniami określonymi w ppkt 3.5 oraz ze sposobem funkcjonowania rynków energii elektrycznej. Wymiana informacji w szczególności umożliwia OSP sporządzanie możliwie najlepszych prognoz ogólnej sytuacji w sieci służących ocenie przepływów w ich sieciach i dostępnych zdolności połączeń wzajemnych. Każdy operator działający między systemami przesyłowymi, który zbiera informacje w imieniu innych operatorów działających między systemami przesyłowymi, przekazuje zebrane dane operatorom biorącym udział tej procedurze. 4. Harmonogram działania rynku 4.1. Alokacja dostępnej zdolności odbywa się z odpowiednim wyprzedzeniem. Przed dokonaniem alokacji zaangażowani OSP wspólnie publikują informacje na temat zdolności przeznaczonej do alokacji, w stosownych sytuacjach uwzględniając zdolność zwolnioną w ramach wszelkich stałych praw do przesyłu oraz, w stosownych przypadkach, związaną z nią skompensowaną zdolność przyznaną, wraz z informacją na temat ewentualnych okresów, w czasie których zdolność będzie ograniczona lub nie będzie dostępna (np. z powodu prac konserwacyjnych). 4.2. Przyznawanie praw do przesyłu odbywa się z odpowiednim wyprzedzeniem, przed przeprowadzanymi z jednodniowym wyprzedzeniem sesjami wszystkich odpowiednich rynków zorganizowanych i przed opublikowaniem informacji na temat zdolności przeznaczonej do alokacji w ramach mechanizmu alokacji z jednodniowym wyprzedzeniem lub alokacji śróddziennej, przy czym należy uwzględniać wszystkie kwestie dotyczące bezpieczeństwa sieci. Przyznane prawa do przesyłu w przeciwnym kierunku są skompensowane w celu zapewnienia wydajnego wykorzystania połączenia wzajemnego. 4.3. Kolejne śróddzienne alokacje dostępnej zdolności dla dnia D odbywają się w dniu D–1 i w dniu D, po wydaniu orientacyjnych lub faktycznych planów produkcji sporządzanych z jednodniowym wyprzedzeniem. 4.4. Przygotowując eksploatację sieci z jednodniowym wyprzedzeniem OSP wymieniają się z sąsiednimi OSP informacjami obejmującymi przewidywaną topologię sieci, dostępność jednostek generujących oraz przewidywany poziom wytwarzania, a także przepływy obciążeń w celu zoptymalizowania wykorzystania całej sieci przy użyciu środków operacyjnych zgodnie z zasadami bezpiecznej eksploatacji sieci. 5. Przejrzystość 5.1. OSP publikują wszystkie istotne dane dotyczące dostępności sieci, dostępu do sieci i wykorzystania sieci, w tym sprawozdania na temat miejsc i przyczyn występowania ograniczeń, zastosowanych metod zarządzania ograniczeniami i przyszłych planów zarządzania. 5.2. OSP publikują ogólne opisy metod zarządzania ograniczeniami stosowanych w różnych okolicznościach w celu zmaksymalizowania zdolności dostępnej na rynku, a także ogólne systemy wyliczania zdolności połączenia wzajemnego dla różnych okresów na podstawie elektrycznych i fizycznych warunków w sieci. Każdy taki system podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez organy regulacyjne danych państw członkowskich. 5.3. OSP sporządzają i w przejrzysty sposób udostępniać wszystkim potencjalnym użytkownikom sieci szczegółowe opisy stosowanych procedur zarządzania ograniczeniami i alokacji zdolności wraz z terminami i procedurami składania wniosków o zdolność, opisem oferowanych produktów oraz informacją o prawach i obowiązkach OSP i stron otrzymujących zdolność, w tym informacją o odpowiedzialności w przypadku niewypełnienia zobowiązań. 5.4. Standardy bezpieczeństwa dotyczące eksploatacji i planowania stanowią integralną część informacji publikowanych przez operatorów działających między systemami przesyłowymi w postaci otwartego i dostępnego publicznie dokumentu. Dokument taki również podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez krajowe organy regulacyjne. 5.5. OSP publikują wszelkie istotne dane dotyczące handlu transgranicznego na podstawie najlepszych możliwych prognoz. W celu umożliwienia wypełnienia tego obowiązku przez OSP, uczestnicy rynku, których to dotyczy, przekazują im stosowne dane. Sposób publikowania tych informacji podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez organy regulacyjne. OSP publikują co najmniej: a) corocznie: informacje na temat długoterminowego rozwoju infrastruktury przesyłowej i jego wpływu na transgraniczną zdolność przesyłową, b) co miesiąc: prognozy na następny miesiąc i następny rok dotyczące dostępnej na rynku zdolności przesyłowej, uwzględniające wszystkie istotne informacje dostępne OSP w czasie obliczania prognoz (np. wpływ sezonu letniego i zimowego na zdolność linii, konserwację sieci, dostępność jednostek produkcyjnych, etc.), c) co tydzień: sporządzane z tygodniowym wyprzedzeniem prognozy zdolności przesyłowej dostępnej na rynku, uwzględniające wszystkie istotne informacje dostępne OSP w czasie obliczania prognoz, takie jak prognozy pogody, planowane prace konserwacyjne w sieci, dostępność jednostek produkcyjnych, etc., d) codziennie: informacje na temat zdolności przesyłowej dostępnej na rynku dotyczące następnego dnia i danego dnia dla każdej jednostki czasu obowiązującej na rynku, z uwzględnieniem całej skompensowanej nominacji na następny dzień, planów wytwarzania na następny dzień, prognoz zapotrzebowania i planowanych prac konserwacyjnych w sieci, e) informacje o łącznej wielkości już alokowanej zdolności dla poszczególnych jednostek czasu obowiązujących na rynku, oraz wszystkie istotne warunki, na jakich zdolność ta może zostać wykorzystana (np. cena rozliczeniowa w ramach przetargu, obowiązki dotyczące sposobu wykorzystania zdolności, etc.) w celu zidentyfikowania wszelkiej pozostałej zdolności, f) informacje na temat alokowanej zdolności w najkrótszym możliwym czasie po każdej alokacji, oraz orientacyjne informacje na temat zapłaconych cen, g) informacje o łącznej wykorzystanej zdolności j dla poszczególnych jednostek czasu obowiązujących na rynku, natychmiast po przyznaniu zdolności, h) w czasie możliwie jak najbardziej zbliżonym do rzeczywistego: łączne zrealizowane przepływy handlowe i fizyczne dla poszczególnych jednostek czasu obowiązujących na rynku, wraz z opisem skutków wszelkich działań naprawczych podjętych przez OSP (takich jak ograniczenia) w celu rozwiązania problemów dotyczących sieci lub systemu, i) informacje ex-ante na temat planowanych przerw w dostawie prądu oraz informacje ex-post za poprzedni dzień dotyczące planowanych i nieplanowanych przerw w dostawie prądu z jednostek produkcyjnych o mocy większej niż 100 MW. 5.6. Wszelkie istotne informacje są dostępne dla rynku w odpowiednim czasie, tak by możliwe było negocjowanie wszystkich transakcji (np. negocjowanie rocznych umów na dostawy dla odbiorców przemysłowych lub wysyłanie ofert na rynkach zorganizowanych). 5.7. OSP publikuje istotne informacje na temat przewidywanego popytu i produkcji zgodnie z terminami, o których mowa w ppkt 5.5 i 5.6. OSP publikuje również istotne informacje niezbędne dla transgranicznego rynku bilansowego. 5.8. W przypadku gdy publikowane są prognozy, należy również w okresie następującym po tym, którego dotyczyła prognoza lub nie później niż następnego dnia (D+1), publikować ex post zrealizowane wartości dotyczące prognozowanych informacji. 5.9. Wszelkie informacje publikowane przez OSP są publikowane w łatwo dostępnej postaci i udostępniane bez ograniczeń. Wszystkie dane są również dostępne za pośrednictwem odpowiednich standardowych środków wymiany informacji, które powinny zostać określone w bliskiej współpracy z uczestnikami rynku. Dane takie zawierają informacje z przeszłych okresów obejmujące przynajmniej ostatnie dwa lata, tak by dostęp do nich mieli również nowi uczestnicy rynku. 5.10. OSP regularnie wymieniają się zestawem odpowiednio dokładnych danych na temat sieci i przepływu obciążenia, które umożliwią każdemu operatorowi wyliczanie przepływu obciążenia w jego rejonie. Na wniosek, ten sam zestaw danych należy udostępniać organom regulacyjnym i Komisji. Organy regulacyjne i Komisja zapewniają, że zarówno one, jak i wszyscy konsultanci przeprowadzający dla nich prace analityczne na podstawie takich danych zapewniają ich poufność. 6. Wykorzystywanie dochodu z ograniczeń 6.1. Procedury zarządzania ograniczeniami dotyczące określonego przedziału czasowego mogą generować przychody tylko w przypadku wystąpienia ograniczeń w tym właśnie przedziale czasowym, poza przypadkami nowych połączeń wzajemnych korzystających ze zwolnienia na mocy art. 7 rozporządzenia. Procedura podziału tych przychodów podlega przeglądowi przeprowadzanemu przez organy regulacyjne, przy czym nie może ona zakłócać procesu alokacji na korzyść jakiejkolwiek stronę, występującej z wnioskiem o zdolność lub o energię, ani zniechęcać do zmniejszania ograniczeń. 6.2. Krajowe organy regulacyjne zachowują przejrzystość w zakresie wykorzystywania przychodów z alokacji zdolności połączeń wzajemnych. 6.3. Dochód z ograniczeń jest dzielony pomiędzy zaangażowanych OSP zgodnie z kryteriami ustalonymi pomiędzy tymi OSP i poddanymi przeglądowi przez właściwe organy regulacyjne. 6.4. OSP z wyprzedzeniem ustalają sposób wykorzystania wszelkich dochodów z ograniczeń, jakie mogą uzyskać, a następnie przedstawiać sprawozdania z faktycznego wykorzystania takich dochodów. Organy regulacyjne weryfikują, czy sposób wykorzystania takiego dochodu jest zgodny z niniejszym rozporządzeniem i wytycznymi, i czy łączna kwota dochodu z ograniczeń uzyskanego w ramach alokacji zdolności połączenia wzajemnego została przeznaczona na jeden lub więcej spośród trzech celów określonych w art. 6 ust. 6 niniejszego rozporządzenia. 6.5. Każdego roku, do dnia 31 lipca, organy regulacyjne opublikują sprawozdanie zawierające kwotę przychodów uzyskanych w okresie dwunastu miesięcy kończącym się 30 czerwca tego roku i przedstawiające sposób wykorzystania tego dochodu, wraz z weryfikacją, czy dochód ten został wykorzystany zgodnie z niniejszym rozporządzeniem i wytycznymi i czy łączna kwota dochodu z ograniczeń została przeznaczona na jeden lub więcej spośród trzech zalecanych celów. 6.6. Preferuje się, by dochód z ograniczeń wykorzystywany na inwestycje służące zachowaniu lub zwiększeniu zdolności połączeń wzajemnych był przeznaczany na uprzednio wskazane szczegółowe projekty, które przyczyniają się do zmniejszenia istniejących ograniczeń i mogą zostać wdrożone w rozsądnym czasie, zwłaszcza biorąc pod uwagę proces uzyskiwania zezwoleń. (1) Bezpieczeństwo operacyjne oznacza „przestrzeganie uzgodnionych granic bezpieczeństwa w systemie przesyłowym”.

ZAŁĄCZNIK II TABELA KORELACJI Rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 Niniejsze rozporządzenie Artykuł 1 Artykuł 1 Artykuł 2 Artykuł 2 — Artykuł 3 — Artykuł 4 — Artykuł 5 — Artykuł 6 — Artykuł 7 — Artykuł 8 — Artykuł 9 — Artykuł 10 — Artykuł 11 — Artykuł 12 Artykuł 3 Artykuł 13 Artykuł 4 Artykuł 14 Artykuł 5 Artykuł 15 Artykuł 6 Artykuł 16 Artykuł 7 Artykuł 17 Artykuł 8 Artykuł 18 Artykuł 9 Artykuł 19 Artykuł 10 Artykuł 20 Artykuł 11 Artykuł 21 Artykuł 12 Artykuł 22 Artykuł 13 Artykuł 23 Artykuł 14 Artykuł 24 — Artykuł 25 Artykuł 15 Artykuł 26 Załącznik Załącznik I