(1)

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

(2)

Eskalacja rosyjskiej wojny napastniczej przeciwko Ukrainie, która jest umawiającą się stroną Traktatu o Wspólnocie Energetycznej (4), oraz powiązane sankcje międzynarodowe nakładane od lutego 2022 r. doprowadziły do kryzysu gazowego, zakłóciły światowe rynki energii, zaostrzyły problem wysokich cen gazu i na zasadzie efektu domina odbiły się znacząco na cenach energii elektrycznej. Rosyjska wojna napastnicza przeciwko Ukrainie spowodowała również niepewność co do dostaw innych towarów, takich jak węgiel kamienny i ropa naftowa, wykorzystywanych w instalacjach wytwarzania energii. Niepewność ta doprowadziła do jeszcze większej zmienności cen energii elektrycznej. Ograniczona dostępność kilku reaktorów jądrowych oraz niska produkcja energii wodnej jeszcze bardziej spotęgowały wzrost cen energii elektrycznej.

(3)

W odpowiedzi na tę sytuację Komisja przedstawiła w dniu 13 października 2021 r. komunikat pt. „Reakcja na rosnące ceny energii: zestaw działań i środków wsparcia” zawierający zestaw środków, które Unia i jej państwa członkowskie mogą wykorzystać, aby zaradzić bezpośredniemu wpływowi wysokich cen energii na odbiorców będących gospodarstwami domowymi i przedsiębiorstwa, w tym wsparcie dochodu, ulgi podatkowe, środki w zakresie oszczędności i magazynowania energii oraz zwiększyć odporność na przyszłe wstrząsy cenowe. W komunikacie z dnia 8 marca 2022 r. pt. „REPowerEU: Wspólne europejskie działania w kierunku bezpiecznej i zrównoważonej energii po przystępnej cenie” Komisja przedstawiła szereg dodatkowych środków mających na celu udoskonalenie zestawu narzędzi i reagowanie na rosnące ceny energii. W dniu 23 marca 2022 r. Komisja ustanowiła również tymczasowe ramy pomocy państwa, aby niektóre dotacje mogły złagodzić wpływ wysokich cen energii.

(4)

W komunikacie z dnia 18 maja 2022 r. Komisja przedstawiła plan REPowerEU, w którym wprowadziła dodatkowe środki dotyczące głównie oszczędności energii, dywersyfikacji dostaw energii, podwyższonego celu w zakresie efektywności energetycznej i szybszego wprowadzania energii ze źródeł odnawialnych, mające na celu zmniejszenie uzależnienia Unii od rosyjskich paliw kopalnych, w tym wniosek w sprawie podwyższenia unijnego celu na 2030 r. w zakresie końcowego zużycia brutto energii ze źródeł odnawialnych do 45 %. Ponadto w komunikacie Komisji z dnia 18 maja 2022 r. pt. „Krótkoterminowe interwencje na rynku energii i długoterminowe udoskonalenia struktury rynku energii elektrycznej - kierunek działania”, oprócz określenia dodatkowych krótkoterminowych środków mających na celu rozwiązanie problemu wysokich cen energii, wskazano potencjalne obszary poprawy struktury rynku energii elektrycznej i zapowiedziano zamiar przeprowadzenia oceny tych obszarów w celu zmiany ram prawnych.

(5)

Aby pilnie zająć się kryzysem związanym z cenami energii elektrycznej i problemami związanymi z bezpieczeństwem energetycznym oraz rozwiązać problem skoków cen dla obywateli, Unia przyjęła kilka aktów prawnych, takich jak rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/1032 (5) ustanawiające solidny system magazynowania gazu oraz rozporządzenie Rady (UE) 2022/1369 (6) przewidujące skuteczne środki zmniejszania zapotrzebowania na gaz i energię elektryczną, rozporządzenie Rady (UE) 2022/1854 (7) ustanawiające systemy ograniczania cen w celu uniknięcia nieoczekiwanych zysków na rynkach zarówno gazu, jak i rozporządzenie Rady energii elektrycznej oraz (UE) 2022/2577 (8) ustanawiające środki mające przyspieszyć procedury wydawania pozwoleń dla instalacji wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych.

(6)

Dobrze zintegrowany rynek energii oparty na rozporządzeniach Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 (9), (UE) 2019/942 (10) i (UE) 2019/943 (11) oraz dyrektywach (UE) 2018/2001 (12), (UE) 2018/2002 (13) i dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 (14), wspólnie określanych jako pakiet „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”, przyjęty w 2018 i 2019 r. (zwany dalej „pakietem »Czysta energia«”), umożliwia Unii czerpanie korzyści gospodarczych z jednolitego rynku energii w każdych okolicznościach, zapewniając bezpieczeństwo dostaw przy utrzymaniu procesu dekarbonizacji, aby osiągnąć unijny cel neutralności klimatycznej. Transgraniczne połączenia międzysystemowe zapewniają również bezpieczniejszą, bardziej niezawodną i sprawniejszą pracę systemów elektroenergetycznych, a także większą odporność na krótkoterminowe wstrząsy cenowe.

(7)

Wzmocnienie wewnętrznego rynku energii oraz osiągnięcie celów transformacji klimatycznej i energetycznej wymaga znacznej modernizacji sieci elektroenergetycznej w Unii, aby sieć ta była w stanie sprostać istotnym wzrostom mocy wytwórczej energii ze źródeł odnawialnych, zmienności wytwarzanej ilości energii w zależności od warunków pogodowych oraz zmieniającym się wzorcom przepływu energii elektrycznej w Unii, oraz aby sieć ta była w stanie sprostać nowemu popytowi, na przykład na pojazdy elektryczne i pompy ciepła. Inwestycje w sieci, w ramach danego państwa i sieci transgraniczne, mają kluczowe znaczenie dla właściwego funkcjonowania wewnętrznego rynku energii elektrycznej, w tym dla bezpieczeństwa dostaw. Takie inwestycje są konieczne, aby dostosować energię ze źródeł odnawialnych i popyt na nią w kontekście, w którym są one geograficznie oddalone od siebie bardziej niż w przeszłości, a ostatecznie aby osiągnąć unijne cele w zakresie klimatu i energii. W związku z tym każda reforma unijnego rynku energii elektrycznej powinna przyczyniać się do większego zintegrowania europejskiej sieci elektroenergetycznej w celu zapewnienia, aby każde państwo członkowskie osiągnęło poziom międzysystemowych połączeń elektroenergetycznych zgodnie z celem w zakresie elektroenergetycznych połączeń międzysystemowych na 2030 r. wynoszącym co najmniej 15 %, zgodnie z art. 4 lit. d) pkt 1 rozporządzenia(UE) 2018/1999, aby ta zdolność połączeń wzajemnych była w jak największym stopniu wykorzystywana w handlu transgranicznym oraz aby unijna sieć elektroenergetyczna i infrastruktura konektywności były budowane lub modernizowane, czego przykładem są unijne projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania ustanowione zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2022/869 (15). Wszystkim obywatelom i przedsiębiorstwom Unii należy zapewnić odpowiednią konektywność, ponieważ może to zapewnić im znaczne możliwości uczestnictwa w transformacji energetycznej i transformacji cyfrowej Unii. Szczególną uwagę należy poświęcić regionom najbardziej oddalonym, o których mowa w art. 349 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE), który uznaje ich szczególne ograniczenia i przewiduje przyjęcie względem nich szczegółowych środków.

(8)

Obecna struktura rynku energii elektrycznej przyczynia się, między innymi, do powstawania nowych i innowacyjnych produktów, usług i środków na detalicznych rynkach energii elektrycznej, a jednocześnie sprzyja efektywności energetycznej i upowszechnianiu energii ze źródeł odnawialnych oraz zwiększa możliwości wyboru, aby konsumenci mogli otrzymywać niższe rachunki za energię, w tym dzięki małym instalacjom wytwórczym i nowym usługom w zakresie odpowiedzi odbioru. Wykorzystanie i realizacja potencjału cyfryzacji systemu energetycznego, na przykład w formie aktywnej partycypacji konsumentów, są jednymi z kluczowych elementów przyszłych rynków i systemów energii elektrycznej w Unii. Jednocześnie należy szanować wybory dokonywane przez konsumentów i umożliwiać im korzystanie z różnych ofert zawarcia umowy oraz chronić odbiorców będących gospodarstwami domowymi przed wysokimi cenami w czasie kryzysu energetycznego. Integracja systemu energetycznego przewidziana jest jako planowanie i funkcjonowanie systemu energetycznego jako całości, z uwzględnieniem poszczególnych nośników energii, infrastruktur i sektorów zużycia energii, poprzez stworzenie między nimi silniejszych powiązań, w synergii między nimi i przy wsparciu cyfryzacji, w celu zapewnienia bezpiecznej, niezawodnej i zrównoważonej energii po przystępnej cenie.

(9)

W kontekście kryzysu energetycznego obecna struktura rynku energii elektrycznej ujawniła pewne niedociągnięcia i nieoczekiwane konsekwencje związane z wpływem wysokich i niestabilnych cen paliw kopalnych na krótkoterminowe rynki energii elektrycznej, narażające gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa na znaczne skoki cen i wpływające na wysokość ich rachunków za energię elektryczną.

(10)

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

(11)

Zmiany w strukturze rynku energii elektrycznej powinny sprawić, aby z rosnącego wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych i transformacji energetycznej korzyści odnieśli konsumenci, również ci szczególnie wrażliwi, i aby ostatecznie chroniły ich przed kryzysami energetycznymi i nie dopuściły do tego, aby więcej odbiorców będących gospodarstwami domowymi znalazło się w pułapce ubóstwa energetycznego. Zmiany te powinny złagodzić wpływ wysokich cen paliw kopalnych, w szczególności gazu, na ceny energii elektrycznej, aby umożliwić odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi i przedsiębiorstwom czerpanie długoterminowych korzyści z przystępnej cenowo i bezpiecznej energii ze zrównoważonych źródeł odnawialnych i niskoemisyjnych, a także wpływ energooszczędnych rozwiązań w obniżaniu ogólnych kosztów energii, co może zmniejszyć potrzebę rozbudowy sieci energetycznej i zwiększenia zdolności wytwórczych.

(12)

Reforma struktury rynku energii elektrycznej zmierza do osiągnięcia przystępnych i konkurencyjnych cen energii elektrycznej dla wszystkich konsumentów. W związku z tym reforma ta powinna przynieść korzyści nie tylko odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi, ale również sprzyjać konkurencyjności branż unijnego przemysłu, ułatwiając im inwestowanie w czyste technologie, których potrzebują, aby osiągnąć swoje cele neutralności emisyjnej. Transformacja energetyczna w Unii musi opierać się na solidnej podstawie, jaką jest produkcja czystych technologii. Reformy te będą wspierać przystępną cenowo elektryfikację przemysłu oraz pozycję Unii jako światowego lidera badań naukowych i innowacji w dziedzinie czystych technologii energetycznych.

(13)

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

(14)

Rynki dnia bieżącego mają szczególne znaczenie dla włączania zmiennych odnawialnych źródeł energii do systemu elektroenergetycznego po jak najniższych kosztach, ponieważ dają one uczestnikom rynku możliwość obrotu niedoborami lub nadwyżką energii elektrycznej bliżej momentu dostawy. Ponieważ wytwórcy energii ze zmiennych źródeł odnawialnych są w stanie dokładnie oszacować swoją produkcję dopiero wówczas, gdy zbliża się moment dostawy, należy koniecznie zapewnić im zmaksymalizowanie możliwości obrotu dzięki dostępowi do płynnego rynku jak najbliżej momentu dostarczenia energii elektrycznej. Czas zamknięcia bramki na międzystrefowym rynku dnia bieżącego należy zatem skrócić i ustalić bliżej czasu rzeczywistego, aby zmaksymalizować możliwości uczestników rynku w zakresie obrotu niedoborami i nadwyżkami energii elektrycznej oraz przyczynić się do lepszej integracji zmiennych odnawialnych źródeł energii w systemie elektroenergetycznym. W przypadku gdy zmiana ta stwarza ryzyko dla bezpieczeństwa dostaw i aby umożliwić racjonalne pod względem kosztów przejście na krótszy czas zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego, operatorzy systemów przesyłowych powinni mieć możliwość wystąpienia o odstępstwo, na podstawie oceny skutków i pod warunkiem zatwierdzenia przez właściwy organ regulacyjny, w celu otrzymania przedłużenia terminu wdrożenia. Wniosek o odstępstwo powinien zawierać plan działania obejmujący konkretne kroki w kierunku wdrożenia nowego czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego.

(15)

Ważne jest zatem, aby rynki dnia bieżącego dostosowały się do udziału technologii energii ze zmiennych źródeł odnawialnych, takich jak energia słoneczna i wiatrowa, a także do udziału odpowiedzi odbioru i magazynowania energii. Płynność rynków dnia bieżącego powinna się poprawić dzięki dzieleniu się arkuszami zleceń przez operatorów rynku w obrębie obszaru rynkowego również wtedy, gdy międzyobszarowe zdolności przesyłowe są ustalone na poziomie zerowym, lub po zamknięciu bramki rynku dnia bieżącego. Aby zapewnić prowadzenie wspólnych arkuszy zleceń przez wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej (NEMO) dla przedziałów czasowych jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego, NEMO powinni składać wszystkie zlecenia na produkty dnia następnego i dnia bieżącego oraz produkty o takiej samej charakterystyce w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego oraz nie powinni organizować obrotu produktami przeznaczonymi do obrotu na rynku dnia następnego ani dnia bieżącego ani produktami o takiej samej charakterystyce poza jednolitym łączeniem rynków dnia następnego i dnia bieżącego. Aby zaradzić nieodłącznemu ryzyku dyskryminacji w obrocie produktami przeznaczonymi do obrotu na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego w ramach jednolitego łączenia rynków dnia następnego i dnia bieżącego oraz poza nim, a także wynikającemu z tego odpływowi płynności na unijnych połączonych rynkach energii elektrycznej, obowiązek ten powinien mieć zastosowanie do NEMO, przedsiębiorstw, które bezpośrednio lub pośrednio sprawują kontrolę nad NEMO, oraz do przedsiębiorstw, które są bezpośrednio lub pośrednio kontrolowane przez NEMO. Aby zwiększyć przejrzystość na rynkach, uczestnicy rynku powinni w stosownych przypadkach przekazywać informacje według jednostek wytwórczych, bez uszczerbku dla przedstawiania ofert zgodnie z odpowiednimi ramami w każdym państwie członkowskim.

(16)

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

(17)

Aby zapewnić skuteczną integrację energii elektrycznej wytwarzanej ze zmiennych odnawialnych źródeł energii oraz zmniejszyć zapotrzebowanie na wytwarzanie energii elektrycznej z paliw kopalnych w sytuacjach regionalnego lub obejmującego całą Unię kryzysu związanego z cenami energii elektrycznej, państwa członkowskie powinny mieć możliwość zwrócenia się do operatorów systemów, aby zaproponowali udzielenie zamówienia na produkt wygładzający profil zapotrzebowania, tak aby dodatkowa odpowiedź odbioru przyczyniała się do zmniejszania zużycia w systemie elektroenergetycznym. Właściwy organ regulacyjny powinien ocenić wniosek dotyczący produktu wygładzający profil zapotrzebowania pod kątem zmniejszenia zapotrzebowania na energię elektryczną i zmniejszenia wpływu na hurtową cenę energii elektrycznej w godzinach szczytu. Ponieważ produkt wygładzający profil zapotrzebowania ma na celu zmniejszenie zużycia energii elektrycznej i przesunięcie go w czasie oraz aby uniknąć wzrostu emisji gazów cieplarnianych, aktywacja produktu wygładzającego profil zapotrzebowania nie powinna powodować rozpoczęcia wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych ulokowanego za punktem pomiarowym. Ze względu na to, że zamierza się stosować produkt wygładzający profil zapotrzebowania wyłącznie w sytuacjach ograniczonych do regionalnego lub obejmującego całą Unię kryzysu związanego z cenami energii elektrycznej, może on zostać zamówiony z maksymalnie tygodniowym wyprzedzeniem w stosunku do uwolnienia dodatkowych zdolności w zakresie odpowiedzi odbioru. Operatorzy systemów powinni być w stanie aktywować produkt wygładzający profil zapotrzebowania w przedziale czasowym przed rynkiem dnia następnego lub w jego trakcie. Alternatywnie, powinna istnieć możliwość automatycznego aktywowania produktu wygładzającego profil zapotrzebowania w oparciu o wcześniej określoną cenę energii elektrycznej. Aby zweryfikować wielkość zmniejszenia zużycia energii elektrycznej, operator systemu powinien zastosować poziom bazowy odzwierciedlający przewidywane zużycie energii elektrycznej bez aktywacji produktu wygładzającego profil zapotrzebowania, a po konsultacji z uczestnikami rynku powinien opracować metodykę określania poziomu bazowego. Metodyka ta powinna zostać zatwierdzona przez właściwy organ regulacyjny. ACER powinien ocenić wpływ stosowania produktów wygładzających profil zapotrzebowania na unijny rynek energii elektrycznej, biorąc pod uwagę fakt, że zapotrzebowanie na produkty wygładzające profil nie powinno nadmiernie zakłócać funkcjonowania rynków energii elektrycznej ani powodować przekierowania odpowiedzi odbioru na produkty wygładzające profil zapotrzebowania, oraz powinien mieć możliwość wydawania zaleceń dla organów regulacyjnych, które należy uwzględnić w ich ocenie na szczeblu krajowym. Ponadto ACER powinien ocenić wpływ opracowywania produktów wygładzających profil zapotrzebowania na unijny rynek energii elektrycznej w normalnych okolicznościach. Na podstawie tej oceny Komisja powinna mieć możliwość, w stosownych przypadkach, przedłożenia wniosku ustawodawczego w sprawie zmiany rozporządzenia (UE) 2019/943 w celu wprowadzenia produktów wygładzających profil zapotrzebowania poza sytuacjami kryzysowymi związanymi z cenami energii elektrycznej.

(18)

Aby móc aktywnie uczestniczyć w rynkach energii elektrycznej i zapewnić elastyczność, konsumenci są stopniowo wyposażani w inteligentne liczniki. W wielu państwach członkowskich wprowadzanie inteligentnych systemów pomiarowych nadal przebiega jednak powoli, zatem te państwa członkowskie muszą poprawić warunki instalacji inteligentnych systemów pomiarowych, aby jak najszybciej osiągnąć pełny zasięg. Operatorzy systemów przesyłowych, operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz właściwi uczestnicy rynku, w tym niezależni agregatorzy, powinni jednak mieć możliwość korzystania, za zgodą odbiorcy końcowego, z danych ze specjalnych urządzeń pomiarowych, zgodnie z art. 23 i 24 dyrektywy (UE) 2019/944 i innymi odpowiednimi przepisami prawa Unii, w tym przepisami o ochronie danych i prywatności, w szczególności rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady(UE) 2016/679 (16). Ponadto jedynie w przypadkach, gdy inteligentne systemy pomiarowe nie są jeszcze zainstalowane lub gdy inteligentne systemy pomiarowe nie zapewniają wystarczającego poziomu szczegółowości danych, operatorzy systemów przesyłowych i operatorzy systemów dystrybucyjnych powinni, za zgodą odbiorcy końcowego, mieć możliwość wykorzystywania danych ze specjalnych urządzeń pomiarowych na potrzeby obserwowalności i rozliczania usług w zakresie elastyczności, takich jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii. Umożliwienie wykorzystania danych ze specjalnych urządzeń pomiarowych na potrzeby obserwowalności i rozliczeń powinno ułatwić aktywny udział odbiorców końcowych w rynku oraz rozwój ich odpowiedzi odbioru. Wykorzystywanie danych z tych specjalnych urządzeń pomiarowych powinno być zgodne z wymogami jakościowymi dotyczącymi danych.

(19)

Niniejsze rozporządzenie ustanawia podstawę prawną przetwarzania danych osobowych zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2016/679. Państwa członkowskie powinny zapewnić przestrzeganie wszystkich zasad i obowiązków w zakresie przetwarzania danych osobowych określonych w rozporządzeniu (UE) 2016/679, m.in. dotyczących minimalizacji danych. W przypadku gdy cel niniejszego rozporządzenia można osiągnąć bez przetwarzania danych osobowych, administratorzy danych powinni korzystać z danych zanonimizowanych i zagregowanych.

(20)

Konsumenci i dostawcy potrzebują skutecznych i wydajnych rynków terminowych, które pokryłyby ich długoterminową ekspozycję cenową i zmniejszyły ich zależność od cen krótkoterminowych. W celu zapewnienia, aby odbiorcy energii w całej Unii mogli w pełni korzystać z zalet zintegrowanych rynków energii elektrycznej i konkurencji w całej Unii, Komisja powinna ocenić wpływ możliwych środków mających na celu poprawę funkcjonowania unijnych rynków terminowych energii elektrycznej, takich jak częstotliwość alokacji, termin zapadalności i charakter długoterminowych praw przesyłowych, sposoby wzmocnienia rynku wtórnego i ewentualne wprowadzenie regionalnych wirtualnych hubów.

(21)

Część oceny dotycząca ewentualnego wprowadzenia regionalnych wirtualnych hubów powinna obejmować m.in. skutki dla istniejących wcześniej umów międzyrządowych związanych z transgraniczną współwłasnością elektrowni. Jeżeli zostaną wprowadzone, regionalne wirtualne huby będą odzwierciedlać zagregowaną cenę kilku obszarów rynkowych i zapewniać cenę referencyjną, która powinna być wykorzystywana przez operatorów rynku do oferowania terminowych instrumentów zabezpieczających. W tym kontekście regionalnych wirtualnych hubów nie należy rozumieć jako podmiotów pośredniczących w zawieraniu transakcji lub realizujących transakcje. Regionalne wirtualne huby, zapewniając indeks cen referencyjnych, będą umożliwiać grupowanie płynności i zapewniać uczestnikom rynku dodatkowe możliwości zabezpieczenia. W celu zapewnienia jednolitych warunków wykonywania niniejszego rozporządzenia należy powierzyć Komisji uprawnienia wykonawcze do dalszego określania, w razie potrzeby, środków i narzędzi dotyczących struktury unijnych rynków terminowych energii elektrycznej, w tym w odniesieniu do wprowadzenia regionalnych wirtualnych hubów. Uprawnienia te powinny być wykonywane zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 182/2011 (17).

(22)

Aby zwiększyć możliwości uczestników rynku w zakresie zabezpieczenia, należy rozszerzyć rolę wspólnej platformy alokacji ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) 2016/1719 (18). Wspólna platforma alokacji powinna występować jako podmiot oferujący alokację oraz ułatwiający obrót finansowymi długoterminowymi prawami przesyłowymi w imieniu operatorów systemów przesyłowych między różnymi obszarami rynkowymi i, w stosownych przypadkach, regionalnymi wirtualnymi hubami.

(23)

Aby zachęcać operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych do korzystania z usług w zakresie elastyczności, taryfy sieciowe powinny szerzej tworzyć innowacyjne rozwiązania w celu optymalizacji istniejącej sieci i zamawiania usług w zakresie elastyczności, w szczególności odpowiedzi odbioru lub magazynowania energii. W tym celu taryfy sieciowe powinny być tak zaprojektowane, aby uwzględniały koszty operacyjne i nakłady inwestycyjne operatorów systemów lub efektywną kombinację obu tych elementów, tak aby mogli oni obsługiwać system elektroenergetyczny w sposób racjonalny pod względem kosztów. Wymóg odzwierciedlania kosztów nie powinien ograniczać możliwości efektywnego rozdziału kosztów, gdy stosowane są opłaty sieciowe różniące się w zależności od miejsca lub czasu. Pomogłoby to dodatkowo w integracji energii ze źródeł odnawialnych po jak najniższych kosztach dla systemu elektroenergetycznego i umożliwiłoby odbiorcom końcowym wycenę ich rozwiązań w zakresie elastyczności. Organy regulacyjne będą odgrywać kluczową rolę w zapewnieniu wystarczających inwestycji w niezbędny rozwój, rozbudowę i wzmocnienie sieci. Organy regulacyjne powinny propagować akceptację społeczną i stosowanie inwestycji wyprzedzających, zachęcając do przyspieszenia rozwoju sieci w celu realizacji przyspieszonego wdrażania wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, w tym, w stosownych przypadkach, na wyznaczonych obszarach przyspieszonego rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz inteligentnie zarządzanego popytu na energię elektryczną.

(24)

Morskie odnawialne źródła energii, takie jak morska energia wiatrowa, energia oceaniczna i pływająca fotowoltaika, odegrają zasadniczą rolę w budowaniu systemu energetycznego w dużej mierze opartego na energii ze źródeł odnawialnych oraz w dążeniu do osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. Istnieją jednak poważne przeszkody utrudniające ich szersze i skuteczne wdrażanie, co uniemożliwia masowe zwiększenie skali konieczne do realizacji tych celów. Podobne przeszkody mogą pojawić się w przyszłości w przypadku innych technologii morskich. W celu zmniejszenia ryzyka inwestycyjnego dla podmiotów realizujących projekty morskie, rozwój tych projektów można ułatwiać za pomocą takich instrumentów jak umowy zakupu energii elektrycznej (PPA) lub dwukierunkowe kontrakty różnicowe. W przypadku morskich projektów hybrydowych połączonych z więcej niż jednym rynkiem na morskim obszarze rynkowym istnieje dodatkowe ryzyko związane z wyjątkową sytuacją topograficzną związaną z dostępem do rynku. Aby zmniejszyć ryzyko w przypadku takich projektów, operatorzy systemu przesyłowego powinni zapewniać rekompensatę, jeżeli w zatwierdzonych wynikach wyznaczania zdolności przesyłowych albo nie udostępnili zdolności uzgodnionych w umowach przyłączeniowych dotyczących połączenia wzajemnego albo nie udostępnili zdolności na krytycznych elementach sieci zgodnie z zasadami wyznaczania zdolności przesyłowych określonymi w art. 16 ust. 8 rozporządzenia (UE) 2019/943 lub w obu tych przypadkach. Operatorzy systemów przesyłowych nie powinni zapewniać rekompensaty, jeżeli w zatwierdzonych wynikach wyznaczania zdolności przesyłowych udostępnili zdolność połączenia wzajemnego na poziomie lub powyżej wymogów umowy o przyłączeniu, a także zdolność na krytycznych elementach sieci zgodnie z przepisami określonymi w art. 16 ust. 8 rozporządzenia (UE) 2019/943. W odpowiedniej umowie przyłączeniowej zawieranej z operatorem elektrowni morskiej wytwarzającej energię elektryczną ze źródeł odnawialnych operatorzy systemów przesyłowych powinni dążyć do zapewnienia całkowitej uzgodnionej zdolności jako stałej, a nie elastycznej, oraz zgodnej z ramami umów przyłączeniowych ustanowionymi w dyrektywie (UE) 2019/944. Państwa członkowskie powinny być informowane o umowie przyłączeniowej z odpowiednim wyprzedzeniem. Rekompensata powinna być wypłacana wtedy, gdy dostępne zdolności przesyłowe są zmniejszone w takim stopniu, że pełna ilość wytworzonej energii elektrycznej, którą morska elektrownia wytwarzająca energię elektryczną ze źródeł odnawialnych byłaby w stanie wyeksportować, nie może zostać dostarczona na sąsiadujące rynki, albo wtedy, gdy pomimo możliwości eksportu następuje odpowiedni spadek cen w morskim obszarze rynkowym z powodu zmniejszenia zdolności w porównaniu do sytuacji bez zmniejszenia zdolności, albo w obu tych przypadkach. Rekompensata powinna być wypłacana z dochodu z ograniczeń przesyłowych. Powinna ona mieć zastosowanie w przypadkach, w których co najmniej jeden operator systemu przesyłowego nie udostępnił wystarczającej zdolności dostępnej do eksportu zdolności wytwarzania energii elektrycznej na swoim odpowiednim połączeniu wzajemnym do wysokości zdolności uzgodnionej w umowie przyłączeniowej, oraz powinna być zapewniana przez tego operatora. W interesie sprawiedliwości regionalnej, jeżeli niewystarczająca zdolność wynika z faktu, że inni operatorzy systemów przesyłowych nie udostępnili zdolności na swoich krytycznych elementach sieci, zgodnie z zasadami wyznaczania zdolności przesyłowych określonymi w art. 16 ust. 8 rozporządzenia (UE) 2019/943, koszty rekompensaty powinny być dzielone proporcjonalnie między tych operatorów systemów przesyłowych zgodnie z zasadą „zanieczyszczający płaci”. Ponadto wszelkie rekompensaty nieobjęte tym proporcjonalnym podziałem mogą zostać podzielone między odpowiednie strony w państwach członkowskich zaangażowanych w morski projekt hybrydowy w ramach ustaleń dotyczących podziału kosztów. Rekompensata ta nie powinna prowadzić do nadmiernej rekompensaty i ma na celu zrównoważenie zmniejszonych przychodów operatorów elektrowni wytwarzających energię elektryczną z morskich źródeł odnawialnych ze względu na ograniczony dostęp do wzajemnie połączonych rynków. Powinna być związana wyłącznie z dostępnymi na rynku zdolnościami wytwórczymi, które mogą być zależne od warunków pogodowych i które nie powinny uwzględniać działań w ramach projektu morskiego związanych z wyłączeniami i konserwacją. Rekompensata w przypadku braku dostępu do sieci przesyłowej nie powinna być interpretowana jako dysponowanie priorytetowe i należy ją dostosować do zasad niedyskryminacji i maksymalizacji międzyobszarowych handlowych zdolności przesyłowych zgodnie z art. 16 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2019/943. Ponadto nie należy stosować podwójnej rekompensaty za to samo ryzyko objęte tym przepisem, na przykład jeżeli ryzyko jest już objęte kontraktem różnicowym lub innym odpowiednim systemem wsparcia. Szczegóły tego mechanizmu rozliczania rekompensat oraz metodyki wdrażania, które mają zostać opracowane, w tym warunki, na jakich środek może wygasnąć, takie jak istnienie wystarczającego popytu w morskim obszarze rynkowym, na przykład duży elektrolizer, lub bezpośredni dostęp do wystarczającej liczby rynków, aby uniknąć ryzyka, mają zostać dopracowane w akcie wykonawczym, w tym, w stosownych przypadkach, poprzez zmiany w rozporządzeniu Komisji (UE) 2015/1222 (19).

(25)

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

(26)

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

(27)

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

(28)

W tym kontekście państwa członkowskie powinny dążyć do stworzenia odpowiednich warunków rynkowych dla długoterminowych instrumentów rynkowych, takich jak PPA. PPA są dwustronnymi umowami zakupu, między wytwórcami a nabywcami energii elektrycznej, które są zawierane na zasadzie dobrowolności i w oparciu o warunki cen rynkowych bez interwencji regulacyjnych w zakresie ustalania cen. Zapewniają one odbiorcy długoterminową stabilność cen i dają pewność niezbędną do podjęcia decyzji inwestycyjnej przez wytwórcę. Niemniej jednak tylko kilka państw członkowskich posiada aktywne rynki PPA, a nabywcy ograniczają się zazwyczaj do dużych przedsiębiorstw między innymi dlatego, że w przypadku PPA występują różne bariery - w szczególności są to trudności w pokryciu ryzyka niewywiązania się z płatności przez nabywcę w ramach tych umów długoterminowych. Państwa członkowskie powinny uwzględnić potrzebę stworzenia dynamicznego rynku PPA przy określaniu polityk służących osiągnięciu celów w zakresie dekarbonizacji energii wyznaczonych w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu. Opracowując środki mające bezpośredni wpływ na PPA, państwa członkowskie powinny respektować ewentualne uzasadnione oczekiwania i uwzględniać wpływ tych środków na istniejące i przyszłe PPA.

(29)

Zgodnie z dyrektywą (UE) 2018/2001 państwa członkowskie mają oceniać bariery regulacyjne i administracyjne dla długoterminowych PPA dotyczących odnawialnej energii, usuwać nieuzasadnione bariery dla takich umów oraz nieproporcjonalne lub dyskryminujące procedury lub opłaty, i promować upowszechnianie takich umów. Ponadto w swoich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu państwa członkowskie opisują polityki i środki ułatwiające upowszechnianie PPA dotyczących odnawialnej energii. Bez uszczerbku dla tego obowiązku składania sprawozdań na temat kontekstu regulacyjnego wpływającego na rynek PPA państwa członkowskie powinny zapewnić, aby instrumenty służące zmniejszeniu ryzyka finansowego związanego z niewywiązywaniem się nabywcy z długoterminowych zobowiązań płatniczych w ramach PPA były dostępne dla odbiorców, którzy napotykają bariery utrudniające wejście na rynek PPA i nie znajdują się w trudnej sytuacji finansowej. Państwa członkowskie powinny być w stanie podjąć decyzję o ustanowieniu systemu gwarancji po cenach rynkowych, jeżeli prywatne gwarancje nie są dostępne lub są niewystarczająco dostępne. W przypadku gdy państwo członkowskie ustanowiło taki system gwarancji powinno ono wprowadzić przepisy zapobiegające obniżeniu płynności na rynkach energii elektrycznej, na przykład poprzez stosowanie finansowych PPA. Państwa członkowskie mogłyby podjąć decyzję o ułatwieniu agregacji popytu na PPA ze strony klientów, którzy indywidualnie napotykają bariery utrudniające wejście na rynek PPA, ale razem powinny być w stanie stworzyć atrakcyjną dla producentów ofertę PPA. Państwa członkowskie nie powinny udzielać wsparcia na rzecz PPA w celu zakupu energii elektrycznej wytwarzanej z paliw kopalnych. Państwa członkowskie powinny mieć możliwość ograniczenia się do wyłącznego wsparcia systemów gwarancji, które wspierają nową produkcję energii ze źródeł odnawialnych, zgodnie z ich politykami dekarbonizacji, w szczególności w przypadku, gdy rynek PPA w zakresie odnawialnych źródeł energii nie jest wystarczająco rozwinięty. Chociaż domyślnym podejściem powinna być niedyskryminacja konsumentów, państwa członkowskie mogłyby zdecydować o ukierunkowaniu tych instrumentów na konkretne kategorie konsumentów przy zastosowaniu obiektywnych i niedyskryminacyjnych kryteriów. W tym kontekście państwa członkowskie powinny zapewnić odpowiednią koordynację, w tym z instrumentami zapewnianymi na szczeblu unijnym na przykład przez Europejski Bank Inwestycyjny (EBI).

(30)

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

(31)

Aby przyczynić się do przejrzystości i rozwoju rynków PPA na poziomie Unii i państw członkowskich, ACER powinien publikować roczną ocenę tych rynków, oceniać potrzebę opracowania i wydania dobrowolnych wzorów PPA oraz ich dopracowania, jeżeli w ocenie stwierdzono taką potrzebę.

(32)

Państwa członkowskie powinny zwracać szczególną uwagę na transgraniczne PPA i usuwać nieuzasadnione bariery szczególnie z nimi związane, umożliwiając konsumentom w państwach członkowskich o ograniczonej zdolności niedyskryminacyjny dostęp do energii wytwarzanej w innych regionach.

(33)

Jeżeli na podstawie odnośnej oceny Komisja stwierdzi, że państwa członkowskie potrzebują wsparcia w usuwaniu barier na rynkach PPA, powinna mieć możliwość opracowania szczegółowych wskazówek. Głównym celem takich wskazówek powinno być usunięcie barier uniemożliwiających ekspansję rynków PPA, w tym PPA transgranicznych. Takie bariery mogą przybierać różne formy, począwszy od barier regulacyjnych, w szczególności nieproporcjonalnych lub dyskryminujących procedur lub opłat, po rolę gwarancji pochodzenia lub sposób traktowania PPA w zakresie dostępu potencjalnych odbiorców do rozwiązań dotyczących finansowania.

(34)

W rozporządzeniu (UE) 2018/1999 przewidziano wykorzystanie unijnego mechanizmu finansowania energii ze źródeł odnawialnych jako narzędzia ułatwiającego osiągnięcie w 2030 r. wiążącego celu Unii w zakresie energii ze źródeł odnawialnych. Zgodnie z dyrektywą (UE) 2018/2001 zmienioną dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413 (20) państwa członkowskie mają wspólnie dążyć do zwiększenia udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Unii w 2030 r. do 45 %, oprócz wiążącego celu unijnego wynoszącego 42,5 %. W związku z tym Komisja powinna ocenić, czy środki na poziomie Unii mogłyby przyczynić się do osiągnięcia dodatkowego 2,5 % udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w Unii, uzupełniając środki krajowe. W tym kontekście Komisja powinna przeanalizować możliwość wykorzystania unijnego mechanizmu finansowania energii ze źródeł odnawialnych do organizowania aukcji energii odnawialnej na poziomie Unii zgodnie z odpowiednimi ramami regulacyjnymi.

(35)

W przypadku gdy państwa członkowskie zdecydują się wspierać finansowane publicznie inwestycje poprzez systemy bezpośredniego wsparcia cen w nowe niskoemisyjne jednostki wytwarzania energii bez udziału paliw kopalnych, aby osiągnąć cele Unii w zakresie dekarbonizacji, systemy te powinny mieć strukturę dwukierunkowych kontraktów różnicowych - lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki - aby, oprócz gwarancji dochodów, obejmowały one również górny limit dochodów rynkowych z danych aktywów wytwórczych. Choć obowiązek wynikający z niniejszego rozporządzenia powinien mieć zastosowanie wyłącznie do wsparcia inwestycji w nowe jednostki wytwarzania energii elektrycznej, państwa członkowskie powinny być w stanie podjąć decyzję o przyznaniu systemów wsparcia w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub w formie odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki, także w przypadku nowych inwestycji mających na celu znaczną rozbudowę istniejących jednostek wytwarzania energii, lub znaczne zwiększenie ich mocy lub przedłużenie okresu eksploatacji takich jednostek.

(36)

Aby zapewnić pewność i przewidywalność prawa, obowiązek konstruowania systemów bezpośredniego wsparcia cen za pomocą dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki powinien mieć zastosowanie wyłącznie do kontraktów w ramach systemów bezpośredniego wsparcia cen w odniesieniu do inwestycji w nowe zakłady wytwarzania energii zawartych w dniu 17 lipca 2027 r. lub po tym dniu. W przypadku hybrydowych aktywów morskich połączonych z co najmniej dwoma obszarami rynkowymi, ten okres przejściowy ustala się na pięć lat z uwagi na złożoność takich projektów.

(37)

Udział uczestników rynku w systemach bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemach wywołujących te same skutki powinien być dobrowolny.

(38)

Obowiązek stosowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki pozostaje bez uszczerbku dla art. 6 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001.

(39)

Chociaż dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1711 (21) zmienia art. 4 ust. 3 akapit drugi dyrektywy (UE) 2018/2001, pozostałe przepisy art. 4 tej dyrektywy, w których określono zasady projektowania systemów wsparcia na rzecz energii ze źródeł odnawialnych, mają nadal zastosowanie.

(40)

Dwukierunkowe kontrakty różnicowe lub odpowiadające im systemy wywołujące te same skutki sprawiłyby, że dochody wytwórców wynikające z nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej korzystających ze wsparcia publicznego stałyby się bardziej niezależne od niestabilnych cen wytwarzania energii z paliw kopalnych, które zazwyczaj określają cenę na rynku dnia następnego.

(41)

Zasady projektowania określone w niniejszym rozporządzeniem powinny mieć zastosowanie do systemów bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki. Przy ocenianiu takich dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki zgodnie z zasadami pomocy państwa Komisja powinna sprawdzić zgodność tych umów lub systemów z prawem Unii, które jest nierozerwalnie związane z zasadami pomocy państwa, takimi jak zasady projektowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki określone w niniejszym rozporządzeniu. Struktura takich dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki powinna zachowywać zachęty skłaniające jednostkę wytwarzania energii do efektywnego działania i uczestnictwa na rynkach energii elektrycznej, w szczególności w celu odzwierciedlenia warunków rynkowych. W swojej ocenie Komisja powinna zadbać o to, by struktura dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki nie prowadziła do nadmiernych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym. Komisja powinna w szczególności zapewnić, by rozdział dochodów do przedsiębiorstw nie zakłócał równych warunków działania na rynku wewnętrznym, zwłaszcza w przypadkach, w których nie można zastosować konkurencyjnej procedury przetargowej. Dwukierunkowe kontrakty różnicowe lub odpowiadające im systemy wywołujące te same skutki mogą różnić się pod względem czasu trwania i mogą obejmować m.in. kontrakty różnicowe oparte na wprowadzanej energii z jedną lub kilkoma cenami wykonania, ceną minimalną, lub kontrakty różnicowe oparte na zdolnościach lub kryteriach referencyjnych. Obowiązek stosowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki nie ma zastosowania do systemów wsparcia niezwiązanych bezpośrednio z wytwarzaniem energii elektrycznej, takich jak magazynowanie energii, i do takich, które nie wykorzystują bezpośredniego wsparcia cen, takich jak pomoc inwestycyjna w formie dotacji wypłacanych z góry, środków podatkowych lub zielonych certyfikatów. Aby zachęcić kontrahentów do wywiązywania się ze swoich zobowiązań umownych, dwukierunkowe kontrakty różnicowe lub odpowiadające im systemy wywołujące te same skutki powinny zawierać klauzule dotyczące kar mające zastosowanie w przypadku nieuzasadnionego jednostronnego przedterminowego rozwiązania kontraktu.

(42)

Jednak ponieważ limit dotyczący wprowadzania systemów bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących takie same skutki zawęża zakres systemów bezpośredniego wsparcia cen, które państwa członkowskie są w stanie przyjąć w odniesieniu do odnawialnych źródeł energii, wsparcie to powinno ograniczać się do technologii niskoemisyjnych, nieopartych na paliwach kopalnych, charakteryzujących się niskimi i stabilnymi kosztami operacyjnymi oraz do technologii, które zazwyczaj nie zapewniają elastyczności systemu elektroenergetycznego, z wyłączeniem technologii, które znajdują się na wczesnym etapie wprowadzania na rynek. Jest to konieczne, aby rentowność technologii wytwarzania o wysokich kosztach krańcowych nie była zagrożona, oraz aby utrzymane zostały zachęty dla technologii, które mogą oferować systemowi elektroenergetycznemu elastyczność pod względem składania ofert na rynku energii elektrycznej w oparciu o ich koszty alternatywne. Ponadto ograniczenie dotyczące wprowadzania systemów bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących takie same skutki nie powinno mieć zastosowania do nowo powstających technologii, w przypadku których inne rodzaje systemów bezpośredniego wsparcia cen mogą skuteczniej zachęcać do stosowania tych technologii. Ograniczenie to powinno pozostawać bez uszczerbku dla ewentualnego wyłączenia małych instalacji wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych i projektów demonstracyjnych na podstawie dyrektywy (UE) 2018/2001 oraz uwzględniać specyfikę społeczności energetycznych działających w zakresie energii odnawialnej zgodnie z tą dyrektywą. Ze względu na potrzebę zapewnienia wytwórcom pewności regulacyjnej obowiązek stosowania przez państwa członkowskie systemów bezpośredniego wsparcia cen w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących takie same skutki powinien mieć zastosowanie wyłącznie do inwestycji w nowe jednostki wytwarzania energii wykorzystujące źródła określone w niniejszym motywie.

(43)

Ze względu na wprowadzenie górnego limitu dochodów rynkowych systemy bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących takie same skutki powinny stanowić dodatkowe źródło dochodu dla państw członkowskich w okresach wysokich cen energii. Aby bardziej złagodzić wpływ wysokich cen energii elektrycznej na wysokość otrzymywanych przez konsumentów rachunków za energię, państwa członkowskie powinny zapewnić, aby wszelkie dochody uzyskiwane od wytwórców objętych systemami bezpośredniego wsparcia cen w formie dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących takie same skutki były przekazywane odbiorcom końcowym, w tym odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi, małym i średnim przedsiębiorstwom oraz przedsiębiorstwom energochłonnym. Rozdzielając dochody między odbiorców będących gospodarstwami domowymi, państwa członkowskie powinny w szczególności mieć możliwość szczególnego wspierania odbiorców wrażliwych i odbiorców dotkniętych ubóstwem energetycznym. W świetle szerszych korzyści dla odbiorców energii elektrycznej wynikających z inwestycji w energię ze źródeł odnawialnych, efektywność energetyczną i wykorzystanie energii niskoemisyjnej państwa członkowskie powinny mieć również możliwość wykorzystywania dochodów z dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących takie same skutki lub ekwiwalentu o wartości finansowej tych dochodów do finansowania inwestycji mających na celu zmniejszenie kosztów energii elektrycznej dla odbiorców końcowych oraz - w tym w odniesieniu do konkretnych rodzajów działalności gospodarczej, takich jak inwestycje w rozwój sieci dystrybucyjnej - odnawialnych źródeł energii i infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych. Państwa członkowskie powinny mieć również możliwość wykorzystania takich dochodów lub ekwiwalentu o wartości finansowej tych dochodów do finansowania kosztów systemów bezpośredniego wsparcia cen. Redystrybucja dochodów powinna przebiegać w taki sposób, aby odbiorcy nadal byli w pewnym stopniu wyeksponowani na sygnał cenowy, co pozwoli ograniczyć zużycie w okresach, gdy ceny są wysokie, lub przesunąć je do okresów, gdy ceny są niższe - są to zazwyczaj okresy o wyższym udziale energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W szczególności państwa członkowskie powinny mieć możliwość rozważenia zużycia w godzinach pozaszczytowych, aby zachować zachęty do elastyczności. Państwa członkowskie powinny dopilnować, aby redystrybucja dochodów na rzecz końcowych odbiorców energii elektrycznej nie miała wpływu na równe warunki działania i konkurencję między różnymi dostawcami. Zasady te nie powinny być obowiązkowe w odniesieniu do dochodów wynikających z kontraktów w ramach systemów bezpośredniego wsparcia cen zawartych przed datą rozpoczęcia obowiązywania wymogu stosowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki. Państwa członkowskie mogą rozdzielać dochody z dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki, przy czym podział ten nie musi stanowić regulowania cen detalicznych zgodnie z art. 5 dyrektywy (UE) 2019/944.

(44)

Ponadto państwa członkowskie powinny zapewnić, aby systemy bezpośredniego wsparcia cen lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki, niezależnie od ich formy, nie zagrażały wydajnemu, konkurencyjnemu i płynnemu funkcjonowaniu rynków energii elektrycznej, zachowując jednocześnie zachęty dla wytwórców do reagowania na sygnały rynkowe - w tym do zaprzestania wytwarzania, gdy ceny energii elektrycznej są niższe od kosztów operacyjnych - oraz zachęty dla odbiorców końcowych do zmniejszenia zużycia w okresie wysokich cen energii elektrycznej. Państwa członkowskie powinny zapewniać, aby systemy wsparcia nie stanowiły przeszkody dla rozwoju umów handlowych, takich jak PPA.

(45)

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

(46)

Aby przyspieszyć wdrażanie odnawialnych źródeł energii, konieczne jest większe upowszechnienie rozwiązań w zakresie elastyczności, które zapewni włączenie odnawialnych źródeł energii do sieci oraz sprawi, że system elektroenergetyczny i sieć będą mogły dostosować się do zmienności wytwarzania i zużycia energii elektrycznej w różnych horyzontach czasowych. Aby wspierać elastyczność niezwiązaną z paliwami kopalnymi, organ regulacyjny lub inny organ lub podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie powinny okresowo oceniać potrzeby w zakresie elastyczności systemu elektroenergetycznego na poziomie krajowym na podstawie wkładu operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych oraz wspólnej europejskiej metodyki podlegającej konsultacjom publicznym i zatwierdzeniu przez ACER. Ze względu na konieczność dekarbonizacji systemu energetycznego, przy ocenie potrzeb systemu elektroenergetycznego w zakresie elastyczności należy uwzględniać wszystkie istniejące i planowane inwestycje, w tym istniejące aktywa, które nie są jeszcze podłączone do sieci, w odniesieniu do źródeł elastyczności, takich jak elastyczne wytwarzanie energii elektrycznej, połączenia wzajemne, odpowiedź odbioru, magazynowanie energii lub produkcja paliw odnawialnych. ACER powinien okresowo oceniać sprawozdania krajowe i sporządzać na poziomie Unii sprawozdanie zawierające zalecenia dotyczące kwestii o znaczeniu transgranicznym. Na podstawie sprawozdania krajowego dotyczącego potrzeb w zakresie elastyczności państwa członkowskie określają orientacyjny krajowy cel w zakresie elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, w tym odpowiednie szczególne wkłady zarówno odpowiedzi odbioru, jak i magazynowania energii w realizację tego celu, co powinno również znaleźć odzwierciedlenie w ich zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2018/1999. W świetle tych planów Komisja powinna mieć możliwość opracowania unijnej strategii na rzecz elastyczności, ze szczególnym uwzględnieniem odpowiedzi odbioru i magazynowania energii, która jest zgodna z celami Unii na 2030 r. w zakresie energii i klimatu oraz z celem neutralności klimatycznej na 2050 r. Komisja powinna mieć możliwość przedstawienia wniosku ustawodawczego do dołączenia do tej strategii Unii. Tej unijnej strategii na rzecz elastyczności może towarzyszyć, w stosownych przypadkach, wniosek ustawodawczy.

(47)

Aby osiągnąć orientacyjny krajowy cel dotyczący elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, w tym odpowiednie szczególne wkłady ze strony odpowiedzi odbioru i magazynowania energii, i w przypadku gdy potrzeby w zakresie elastyczności nie są zaspokajane poprzez usunięcie barier rynkowych i istniejące inwestycje, państwa członkowskie powinny być w stanie zastosować systemy wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi polegające na płatnościach za dostępną zdolność elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi. Ponadto państwa członkowskie, które już stosują mechanizm zdolności wytwórczych, powinny rozważyć promowanie udziału elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii, poprzez zmianę kryteriów lub cech mechanizmu zdolności wytwórczych, bez uszczerbku dla stosowania art. 22 rozporządzenia (UE) 2019/943. Państwa członkowskie, które już stosują mechanizm zdolności wytwórczych, powinny mieć również możliwość stosowania systemów wsparcia elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, jeżeli systemy te są niezbędne do osiągnięcia orientacyjnego krajowego celu w zakresie elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, w szczególności przy jednoczesnym dostosowaniu swoich mechanizmów zdolności wytwórczych w celu dalszego promowania udziału elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi, takiej jak odpowiedź odbioru i magazynowanie energii. Systemy te powinny obejmować nowe inwestycje w elastyczność niezwiązaną z paliwami kopalnymi, w tym inwestycje w istniejące aktywa, w tym inwestycje mające na celu dalszy rozwój elastyczności w zakresie odpowiedzi odbioru.

(48)

Aby wspierać cele w zakresie ochrony środowiska, limit emisji CO_{2, określony w art. 22 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2019/943, należy uznać za górną granicę. W związku z tym państwa członkowskie mogłyby ustanowić normy efektywności technicznej i limity emisji CO2}, które ograniczą możliwość udziału w mechanizmach zdolności wytwórczych do elastycznych, wolnych od paliw kopalnych technologii w pełnej zgodności z komunikatem Komisji z dnia 18 lutego 2022 r. pt. „Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią”, który zachęca państwa członkowskie do wprowadzania kryteriów ekologicznych do mechanizmów zdolności wytwórczych.

(49)

Ponieważ nieskoordynowane mechanizmy zdolności wytwórczych mogą mieć znaczący wpływ na wewnętrzny rynek energii elektrycznej, w pakiecie „Czysta energia” wprowadzono kompleksowe ramy umożliwiające lepszą ocenę potrzeb i poprawę projektowania mechanizmów zdolności wytwórczych. Niezależnie od potrzeby ograniczenia zakłóceń konkurencji i rynku wewnętrznego mechanizmy zdolności wytwórczych wraz z odpowiednimi ramami regulacyjnymi mogą odgrywać ważną rolę w zapewnianiu wystarczalności zasobów, w szczególności w trakcie przechodzenia na system bezemisyjny i w odniesieniu do systemów energetycznych bez wystarczających połączeń międzysystemowych. Dlatego też, choć mechanizmów zdolności wytwórczych nie należy już uznawać za środki stosowane w ostateczności, potrzebę ich stosowania i ich projektowanie należy okresowo poddawać ocenie w świetle zmieniających się ram regulacyjnych i warunków rynkowych. Procedura przyjmowania mechanizmów zdolności wytwórczych okazała się jednak złożona. Aby uwzględnić potencjalne możliwości usprawnienia i uproszczenia procesu ubiegania się o mechanizm zdolności wytwórczych, oraz aby zapewnić państwom członkowskim możliwość terminowego rozwiązania problemów z wystarczalnością, przy jednoczesnym zapewnieniu kontroli, niezbędnej by zapobiec szkodom dla rynku wewnętrznego, Komisja powinna do dnia 17 stycznia 2025 r. przedstawić szczegółowe sprawozdanie oceniające takie możliwości. W tym kontekście Komisja powinna w stosownych przypadkach zwrócić się do ACER-u o zmianę metodyki oceny wystarczalności zasobów na poziomie europejskim zgodnie z mającą zastosowanie procedurą. Po przeprowadzeniu konsultacji z państwami członkowskimi Komisja powinna przedstawić wnioski mające na celu w stosownych przypadkach uproszczenie procesu oceny mechanizmów zdolności wytwórczych do dnia 17 kwietnia 2025 r.

(50)

W przypadku przyłączania nowych instalacji wytwórczych i odbiorczych do sieci, w szczególności elektrowni wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych, często występują opóźnienia w procedurach przyłączenia do sieci. Jedną z przyczyn takich opóźnień jest brak dostępnej przepustowości sieci w lokalizacji wybranej przez inwestora, co oznacza konieczność rozbudowy lub wzmocnienia sieci w celu podłączenia instalacji do systemu w bezpieczny sposób. Nowy wymóg dla operatorów systemów elektroenergetycznych, zarówno na poziomie przesyłu, jak i dystrybucji, dotyczący publikowania i aktualizacji informacji na temat przepustowości sieci dostępnej dla nowych przyłączeń w ich obszarach eksploatacji ułatwiłby inwestorom dostęp do informacji o dostępnej przepustowości sieci w ramach systemu, a tym samym przyspieszyłby podejmowanie decyzji, co z kolei przyspieszyłoby wymagane wdrażanie energii ze źródeł odnawialnych. Informacje te powinny być regularnie aktualizowane, co najmniej raz na miesiąc, przez operatorów systemów przesyłowych. Operatorzy systemów przesyłowych powinni również publikować kryteria stosowane do określenia dostępnych przepustowości sieci, takich jak bieżący popyt i zdolności wytwórcze, założenia przyjęte w celu oceny ewentualnej dalszej integracji dodatkowych użytkowników systemu, odpowiednie informacje na temat możliwych ograniczeń wytwarzania energii oraz oczekiwania co do przyszłego rozwoju sieci.

(51)

Ponadto, aby rozwiązać problem długiego czasu rozpatrywania wniosków o przyłączenie do sieci, operatorzy systemów przesyłowych powinni przekazywać użytkownikom systemu jasne i przejrzyste informacje na temat statusu i sposobu rozpatrywania ich wniosków o przyłączenie. Operatorzy systemów przesyłowych powinni przekazywać takie informacje w terminie trzech miesięcy od dnia złożenia wniosku i aktualizować je regularnie, co najmniej raz na kwartał.

(52)

Ze względu na to, że Estonia, Łotwa i Litwa nie są jeszcze zsynchronizowane z unijnym systemem elektroenergetycznym, stoją one w obliczu szczególnych wyzwań związanych z organizacją rynków bilansujących i rynkowym udzielaniem zamówień na usługi pomocnicze. Chociaż postępy w kierunku synchronizacji trwają, jednym z kluczowych warunków stabilnego funkcjonowania systemu synchronicznego jest dostępność wystarczających rezerw mocy bilansującej na potrzeby regulacji częstotliwości. Jednak ze względu na zależność od rosyjskiego obszaru synchronicznego w zakresie zarządzania częstotliwościami, państwa bałtyckie nie były jeszcze w stanie stworzyć własnego funkcjonującego rynku bilansującego. Rosyjska wojna napastnicza przeciwko Ukrainie znacznie zwiększyła ryzyko dla bezpieczeństwa dostaw wynikające z braku własnych rynków bilansujących. W związku z tym wymogi określone w art. 6 ust. 9, 10 i 11 rozporządzenia (UE) 2019/943 oraz art. 41 ust. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2195 (22), które mają mieć zastosowanie do istniejących rynków bilansujących, nie odzwierciedlają jeszcze sytuacji w Estonii, Łotwie i Litwie, zwłaszcza że rozwój rynku bilansującego wymaga czasu i nowych inwestycji w moc bilansującą. Estonia, Łotwa i Litwa powinny zatem, na zasadzie odstępstwa od tych wymogów, być uprawnione do zawierania długoterminowych umów finansowych na zakup mocy bilansującej w okresie przejściowym.

(53)

Okresy przejściowe dla Estonii, Łotwy i Litwy powinny zostać wycofane jak najszybciej po synchronizacji i wykorzystane do opracowania odpowiednich instrumentów rynkowych oferujących krótkoterminowe rezerwy bilansujące i inne niezbędne usługi pomocnicze oraz powinny być ograniczone do czasu niezbędnego dla tego procesu.

(54)

Zamierza się, aby państwa bałtyckie zostały zsynchronizowane z obszarem synchronicznym Europy kontynentalnej za pomocą jednej linii dwutorowej łączącej Polskę i Litwę. Po synchronizacji przepustowość tej linii będzie musiała być w dużej mierze zachowana na potrzeby rezerw niezawodności w przypadku nieoczekiwanego wyłączenia w systemie bałtyckim i wynikających z niego niezamierzonych odchyleń. Operatorzy systemów przesyłowych powinni nadal oferować maksymalną zdolność przesyłową do celów obrotu transgranicznego, zgodnie z granicami bezpieczeństwa pracy i biorąc pod uwagę ewentualne nieprzewidziane okoliczności w systemach Polski i Litwy, w tym wynikające z przerw w dostawie na liniach wysokiego napięcia prądu stałego lub odłączenia państw bałtyckich od obszaru synchronicznego Europy kontynentalnej. Przy obliczaniu całkowitej zdolności przesyłowej i zdarzeń awaryjnych zgodnie z art. 16 ust. 8 rozporządzenia (UE) 2019/943 należy uwzględnić szczególną sytuację tego połączenia wzajemnego.

(55)

Mechanizmy zdolności wytwórczych powinny być otwarte na udział wszystkich zasobów, które są w stanie zapewnić wymagane parametry techniczne, co może obejmować elektrownie gazowe, pod warunkiem że spełniają one limit emisji określony w art. 22 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2019/943, a także wszelkie krajowe progi emisji lub inne obiektywne kryteria środowiskowe, które państwa członkowskie mogą chcieć stosować w celu przyspieszenia odejścia od paliw kopalnych.

(56)

Aby wspierać cele w zakresie ochrony środowiska, w art. 22 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2019/943 określono wymogi dotyczące limitu emisji CO_{2 w odniesieniu do mechanizmów zdolności wytwórczych. Jednak podczas przechodzenia na system bezemisyjny oraz w następstwie kryzysu energetycznego państwa członkowskie stosujące mechanizmy zdolności wytwórczych, które zostały zatwierdzone przed dniem 4 lipca 2019 r., powinny móc na zasadzie wyjątku, i jako mechanizm ostatniej szansy, przez ograniczony okres odstąpić od tego limitu emisji CO2. Takie odstępstwo powinno być jednak ograniczone do istniejących zdolności wytwórczych, które rozpoczęły produkcję komercyjną przed dniem 4 lipca 2019 r., mianowicie przed dniem wejścia w życie rozporządzenia (UE) 2019/943. Wnioskowi o odstępstwo powinno towarzyszyć sprawozdanie zainteresowanego państwa członkowskiego, zawierające ocenę wpływu odstępstwa na emisje gazów cieplarnianych i transformację energetyczną. Takie sprawozdanie powinno również zawierać plan z celami pośrednimi dotyczącymi odchodzenia od udziału zdolności wytwórczych, które nie spełniają limitów emisji CO2 w mechanizmach zdolności wytwórczych. Po przyznaniu odstępstwa państwa członkowskie powinny mieć możliwość organizowania procedur udzielania zamówień, które nadal muszą spełniać wszystkie wymogi rozdziału IV rozporządzenia (UE) 2019/943, z wyjątkiem wymogów dotyczących limitów emisji CO2. Zdolności wytwórcze, które nie spełniają limitów emisji CO2, nie powinny być nabywane na okres dłuższy niż jeden rok i na okres dostawy, który nie przekracza okresu obowiązywania odstępstwa. Dodatkowy proces udzielania zamówień otwarty na udział zdolności wytwórczych, które nie spełniają limitów emisji CO2, powinien być poprzedzony procesem udzielania zamówień mającym na celu maksymalizację udziału zdolności wytwórczych spełniających limity emisji CO2}, w tym poprzez umożliwienie wzrostu cen zdolności wytwórczych wystarczająco wysokich, aby zachęcić do inwestowania w takie zdolności.

(57)

Komisja powinna dokonać przeglądu niniejszego rozporządzenia, by zapewnić odporność struktury rynku energii elektrycznej w czasach kryzysu i jego zdolność do wspierania unijnych celów w zakresie dekarbonizacji, dalszego wzmacniania integracji rynku i promowania niezbędnych inwestycji infrastrukturalnych, a także rozwoju rynku PPA. Na podstawie takiego przeglądu Komisja powinna przedłożyć kompleksowe sprawozdanie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, dołączając do niego, w stosownym przypadku, wniosek ustawodawczy. W sprawozdaniu tym Komisja powinna ocenić w szczególności skuteczność obecnej struktury i funkcjonowania krótkoterminowych rynków energii elektrycznej, a także ich potencjalną nieefektywność oraz możliwe środki zaradcze i narzędzia, które należy zastosować w sytuacjach kryzysowych lub nadzwyczajnych, a także adekwatność unijnych ram prawnych i finansowych dotyczących sieci dystrybucyjnych. Sprawozdanie to powinno również obejmować zdolność do osiągnięcia celów unijnego rynku energii ze źródeł odnawialnych i wewnętrznego rynku energii oraz potencjał i wykonalność ustanowienia jednej lub kilku unijnych platform rynkowych dla PPA.

(58)

W zakresie, w jakim którykolwiek ze środków przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu stanowi pomoc państwa, przepisy dotyczące takich środków pozostają bez uszczerbku dla stosowania art. 107 i 108 TFUE. Komisja jest uprawniona do oceny zgodności pomocy państwa z rynkiem wewnętrznym.

(59)

Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu pozostają bez uszczerbku dla stosowania rozporządzenia (UE) 2016/1011 (23) i rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 648/2012 (24) oraz dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/65/UE (25).

(60)

Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenia (UE) 2019/942 oraz (UE) 2019/943.

(61)

Ponieważ cel niniejszego rozporządzenia, a mianowicie poprawa struktury zintegrowanego rynku energii elektrycznej, w szczególności aby zapobiec nadmiernie wysokim cenom tej energii, nie może zostać osiągnięty w sposób wystarczający przez państwa członkowskie, natomiast możliwe jest jego lepsze osiągnięcie na poziomie Unii, może ona podjąć działania zgodnie z zasadą pomocniczości określoną w art. 5 Traktatu o Unii Europejskiej. Zgodnie z zasadą proporcjonalności określoną w tym artykule, niniejsze rozporządzenie nie wykracza poza to, co jest konieczne do osiągnięcia tego celu,