Rozporządzenie 347/2013 w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009

ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) NR 347/2013

z dnia 17 kwietnia 2013 r.

w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

PARLAMENT EUROPEJSKI I RADA UNII EUROPEJSKIEJ,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 172,

uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,

po przekazaniu projektu aktu ustawodawczego parlamentom narodowym,

uwzględniając opinię Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego ¹ ,

uwzględniając opinię Komitetu Regionów ² ,

stanowiąc zgodnie ze zwykłą procedurą ustawodawczą ³ ,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1) W dniu 26 marca 2010 r. Rada Europejska zatwierdziła wniosek Komisji dotyczący wprowadzenia nowej strategii "Europa 2020". Jednym z priorytetów strategii "Europa 2020" jest osiągnięcie zrównoważonego wzrostu przez wspieranie gospodarki bardziej zasobooszczędnej, bardziej zrównoważonej i bardziej konkurencyjnej. W strategii tej infrastrukturę energetyczną umieszczono na pierwszym planie jako element inicjatywy przewodniej "Europa efektywnie korzystająca z zasobów", podkreślając potrzebę pilnej modernizacji europejskich sieci poprzez połączenia międzysystemowe w skali kontynentu, w szczególności w celu integracji odnawialnych źródeł energii.

(2) Nie osiągnięto jeszcze celu zakładającego uzyskanie poziomu elektroenergetycznych połączeń międzysystemowych odpowiadającego co najmniej 10 % ich zainstalowanej mocy produkcyjnej, uzgodnionego w konkluzjach z posiedzenia Rady Europejskiej, które odbyło się w marcu 2002 r. w Barcelonie.

(3) W komunikacie Komisji zatytułowanym "Priorytety w odniesieniu do infrastruktury energetycznej na 2020 r. i w dalszej perspektywie - plan działania na rzecz zintegrowanej europejskiej sieci energetycznej", a następnie w konkluzjach Rady z dnia 28 lutego 2011 r. oraz rezolucji Parlamentu Europejskiego ⁴  wezwano do uzgodnienia nowej polityki na rzecz infrastruktury energetycznej w celu optymalizacji rozwoju sieci na poziomie europejskim w okresie do 2020 r. i w dalszej perspektywie, aby umożliwić Unii osiągnięcie podstawowych celów polityki energetycznej - konkurencyjności, zrównoważoności i bezpieczeństwa dostaw.

(4) Na posiedzeniu Rady Europejskiej w dniu 4 lutego 2011 r. podkreślono potrzebę modernizacji i rozbudowy europejskiej infrastruktury energetycznej oraz połączeń międzysystemowych sieci transgranicznych w celu urzeczywistnienia solidarności między państwami członkowskimi, zapewnienia alternatywnych tras dostaw lub tranzytu oraz źródeł energii, a także rozwoju odnawialnych źródeł energii, jako konkurencji dla źródeł tradycyjnych. Podkreślono, że żadne z państw członkowskich nie powinno pozostać odizolowane od europejskich sieci gazowych i elektroenergetycznych po roku 2015 ani stanąć w obliczu zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego ze względu na brak odpowiednich połączeń.

(5) Decyzją nr 1364/2006/WE Parlamentu Europejskiego i Rady ⁵  ustanowiono wytyczne dla transeuropejskich sieci energetycznych (TEN-E). Wytyczne te mają za cel wspieranie ukończenia tworzenia unijnego rynku wewnętrznego energii, przy jednoczesnym zachęcaniu do racjonalnego wytwarzania, transportu, dystrybucji i wykorzystywania zasobów energetycznych, ograniczanie odizolowania regionów mniej uprzywilejowanych i wyspiarskich, zabezpieczanie i dywersyfikację unijnych dostaw, źródeł i tras przesyłu energii, w tym poprzez współpracę z państwami trzecimi, oraz przyczynianie się do zrównoważonego rozwoju i ochrony środowiska.

(6) Z oceny obecnych ram TEN-E wynika jednoznacznie, że ramy te wnoszą co prawda pozytywny wkład w realizację pewnych projektów, podnosząc ich rangę polityczną, jednakże cechuje je brak wizji, ukierunkowania i elastyczności koniecznych do uzupełnienia stwierdzonych niedostatków w infrastrukturze. W związku z tym Unia powinna zwiększyć wysiłki, aby sprostać przyszłym wyzwaniom w tej dziedzinie, a także zwrócić należytą uwagę na wskazanie potencjalnych przyszłych rozbieżności między popytem na energię a jej podażą.

(7) Przyspieszenie renowacji istniejącej infrastruktury energetycznej oraz budowy nowej infrastruktury energetycznej ma zasadnicze znaczenie dla osiągania celów unijnej polityki energetycznej i klimatycznej, polegających na ukończeniu tworzenia rynku wewnętrznego energii, zagwarantowaniu bezpieczeństwa dostaw, w szczególności gazu i ropy naftowej, zmniejszeniu emisji gazów cieplarnianych o 20 % (30 % w sprzyjających warunkach), zwiększeniu udziału energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu energii końcowej do 20 % ⁶  oraz osiągnięciu wzrostu efektywności energetycznej o 20 % do 2020 r., przy czym zwiększenie efektywności energetycznej może przyczynić się do zmniejszenia zapotrzebowania na budowę nowej infrastruktury. Unia musi jednocześnie przygotować swoją infrastrukturę do dalszego zmniejszenia emisyjności systemu energetycznego w perspektywie długoterminowej do roku 2050. W związku z tym niniejsze rozporządzenie powinno również umożliwiać uwzględnienie ewentualnych przyszłych celów unijnej polityki energetycznej i klimatycznej.

(8) Mimo iż dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej ⁷  oraz dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego ⁸  przewidują rynek wewnętrzny energii, rynek ten jest nadal rozdrobniony z powodu niewystarczających połączeń międzysystemowych między krajowymi sieciami energetycznymi oraz niewykorzystywania w sposób optymalny istniejącej infrastruktury energetycznej. Ogólnounijne zintegrowane sieci oraz budowa inteligentnych sieci mają jednak istotne znaczenie dla zapewnienia konkurencyjnego i właściwie działającego zintegrowanego rynku, uzyskania optymalnego wykorzystania infrastruktury energetycznej, poprawy efektywności energetycznej i zintegrowania rozproszonych odnawialnych źródeł energii oraz wspierania wzrostu, zatrudnienia i zrównoważonego rozwoju.

(9) Należy przeprowadzić modernizację unijnej infrastruktury energetycznej, aby zapobiec awariom technicznym i zwiększyć odporność infrastruktury na takie awarie oraz klęski żywiołowe i katastrofy spowodowane przez człowieka, niekorzystne skutki zmiany klimatu i zagrożenia dla bezpieczeństwa infrastruktury, szczególnie w odniesieniu do europejskiej infrastruktury krytycznej określonej w dyrektywie Rady 2008/114/WE z dnia 8 grudnia 2008 r. w sprawie rozpoznawania i wyznaczania europejskiej infrastruktury krytycznej oraz oceny potrzeb w zakresie poprawy jej ochrony ⁹ .

(10) Transport ropy naftowej przy użyciu ropociągów lądowych zamiast transportowania jej drogą wodną może znacznie przyczynić się do obniżenia zagrożeń dla środowiska związanych z transportem ropy naftowej.

(11) Znaczenie inteligentnych sieci dla osiągania celów unijnej polityki energetycznej potwierdzono w komunikacie Komisji z dnia 12 kwietnia 2011 r. zatytułowanym "Inteligentne sieci energetyczne: od innowacji do wdrożenia".

(12) Obiekty służące do magazynowania energii oraz do odbioru, magazynowania i regazyfikacji lub rozprężania skroplonego gazu ziemnego (LNG) i sprężonego gazu ziemnego (CNG) stają się coraz ważniejsze dla europejskiej infrastruktury energetycznej. Rozbudowa takich obiektów infrastruktury energetycznej stanowi ważny element dobrze działającej infrastruktury sieciowej.

(13) W komunikacie Komisji z dnia 7 września 2011 r. zatytułowanym "Polityka energetyczna UE: stosunki z partnerami spoza UE" podkreślono, że stosunki zewnętrzne Unii powinny obejmować promowanie rozwoju infrastruktury energetycznej z myślą o wspieraniu rozwoju społeczno-gospodarczego poza granicami Unii. Unia powinna ułatwiać realizację projektów infrastrukturalnych łączących unijne sieci energetyczne z sieciami państw trzecich, szczególnie w państwach sąsiadujących, a także w państwach, z którymi Unia nawiązała szczególną współpracę w dziedzinie energetyki.

(14) Aby zapewnić stabilny poziom napięcia i częstotliwości, należy zwrócić szczególną uwagę na stabilność europejskiej sieci elektroenergetycznej w zmiennych warunkach spowodowanych rosnącym dopływem energii ze źródeł odnawialnych, których wydajność jest z natury zmienna.

(15) Potrzeby inwestycyjne do 2020 r. w zakresie infrastruktury przesyłu energii elektrycznej i gazu o znaczeniu europejskim oceniane są na około 200 mld EUR. Znaczący wzrost wolumenu inwestycji w porównaniu do tendencji odnotowywanych w przeszłości oraz pilna potrzeba realizacji priorytetów w odniesieniu do infrastruktury energetycznej wymagają nowego podejścia do regulacji i finansowania infrastruktury energetycznej, w szczególności infrastruktury o charakterze transgranicznym.

(16) W dokumencie roboczym służb Komisji dla Rady z dnia 10 czerwca 2011 r. zatytułowanym "Potrzeby inwestycyjne i wymogi finansowe w odniesieniu do infrastruktury energetycznej" podkreślono, że około połowa łącznych inwestycji niezbędnych w dziesięcioleciu kończącym się w 2020 r. może nie zostać przeprowadzona w ogóle bądź nie zostać wykonana w terminie ze względu na przeszkody związane z wydawaniem pozwoleń, kwestiami regulacyjnymi oraz finansowaniem.

(17) Niniejsze rozporządzenie ustanawia przepisy dotyczące terminowego rozwoju i interoperacyjności transeuropejskich sieci energetycznych z myślą o osiągnięciu zapisanych w Traktacie o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE) celów polityki energetycznej zmierzających do zapewniania funkcjonowania rynku wewnętrznego energii oraz bezpieczeństwa dostaw w Unii, wspierania efektywności energetycznej i oszczędności energii oraz rozwoju nowych i odnawialnych źródeł energii, a także wspierania połączeń międzysystemowych między sieciami energetycznymi. Dążąc do realizacji tych celów, niniejsze rozporządzenie przyczynia się do inteligentnego i zrównoważonego wzrostu sprzyjającego włączeniu społecznemu oraz jest źródłem korzyści dla całej Unii pod względem konkurencyjności oraz spójności gospodarczej, społecznej i terytorialnej.

(18) Dla rozwoju sieci transeuropejskich i ich efektywnej interoperacyjności zasadnicze znaczenie ma zapewnienie koordynacji operacyjnej między operatorami systemów przesyłowych energii elektrycznej. W celu zapewnienia jednolitych warunków wykonywania stosownych przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej ¹⁰  należy powierzyć Komisji uprawnienia wykonawcze. Uprawnienia te powinny być wykonywane zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 182/2011 z dnia 16 lutego 2011 r. ustanawiającym przepisy i zasady ogólne dotyczące trybu kontroli przez państwa członkowskie wykonywania uprawnień wykonawczych przez Komisję ¹¹ . W przypadku przyjmowania wytycznych dotyczących wprowadzania w życie koordynacji operacyjnej między operatorami systemów przesyłowych energii elektrycznej na poziomie Unii należy stosować procedurę sprawdzającą, biorąc pod uwagę, że wytyczne te będą miały zastosowanie ogólnie do wszystkich operatorów systemów przesyłowych.

(19) W niniejszym rozporządzeniu powierzono istotne dodatkowe zadania Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki ("Agencja") utworzonej na mocy rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 ¹² , w związku z czym Agencja powinna być uprawniona do pobierania opłat z tytułu wykonywania niektórych spośród tych dodatkowych zadań.

(20) Na podstawie szczegółowych konsultacji ze wszystkimi państwami członkowskimi i zainteresowanymi stronami Komisja określiła 12 strategicznych priorytetów trans-europejskiej infrastruktury energetycznej, których wdrożenie do 2020 r. ma zasadnicze znaczenie dla realizacji celów unijnej polityki energetycznej i klimatycznej. Priorytety te obejmują różne regiony geograficzne lub obszary tematyczne w zakresie infrastruktury przesyłu i magazynowania energii elektrycznej, infrastruktury przesyłu i magazynowania gazu oraz infrastruktury skroplonego lub sprężonego gazu ziemnego, inteligentnych sieci, autostrad elektroenergetycznych, infrastruktury przesyłu dwutlenku węgla oraz ropy naftowej.

(21) Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania powinny być zgodne ze wspólnymi, przejrzystymi i obiektywnymi kryteriami dotyczącymi ich wkładu w cele polityki energetycznej. Aby projekty dotyczące energii elektrycznej i gazu kwalifikowały się do wpisania na drugą i kolejne listy unijne, powinny być wymienione w najbardziej aktualnym dostępnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci. Plan ten powinien uwzględniać w szczególności konkluzje ze szczytu Rady Europejskiej z dnia 4 lutego 2011 r. w odniesieniu do konieczności zintegrowania peryferyjnych rynków energii.

(22) Należy utworzyć grupy regionalne, których zadaniem będzie proponowanie i dokonywanie przeglądu projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania w celu sporządzania regionalnych list projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. W celu zapewnienia szerokiego konsensusu grupy regionalne powinny zapewniać ścisłą współpracę między państwami członkowskimi, krajowymi organami regulacyjnymi, projektodawcami i odpowiednimi zainteresowanymi stronami. Współpraca ta powinna opierać się w jak największym zakresie na istniejących regionalnych strukturach współpracy krajowych organów regulacyjnych i operatorów systemów przesyłowych oraz na innych strukturach ustanowionych przez państwa członkowskie oraz Komisję. W kontekście tej współpracy krajowe organy regulacyjne powinny w razie konieczności doradzać grupom regionalnym, między innymi w sprawie wykonalności aspektów regulacyjnych proponowanych projektów oraz wykonalności proponowanego harmonogramu zatwierdzania przez organy regulacyjne.

(23) W celu zapewnienia, aby unijna lista projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania ("lista unijna") ograniczała się do projektów, które w największym stopniu przyczyniają się do realizacji strategicznych priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej, należy przekazać Komisji uprawnienia do przyjęcia i dokonywania przeglądów listy unijnej zgodnie z art. 290 TFUE, przy jednoczesnym poszanowaniu prawa państw członkowskich do zatwierdzania projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które dotyczą ich terytorium. Zgodnie z wynikami analizy przeprowadzonej w ocenie wpływu towarzyszącej wnioskowi w sprawie przyjęcia niniejszego rozporządzenia szacunkowa liczba tego rodzaju projektów dotyczących energii elektrycznej wynosi około 100, a dotyczących gazu - około 50. Biorąc pod uwagę te szacunki oraz potrzebę zapewnienia realizacji celów niniejszego rozporządzenia, łączną liczbę projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należy utrzymać na poziomie umożliwiającym zarządzanie nimi, a zatem liczba ta nie powinna znacząco przekraczać 220. Przygotowując i opracowując akty delegowane, Komisja powinna zapewnić jednoczesne, terminowe i odpowiednie przekazywanie stosownych dokumentów Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.

(24) Kolejne listy unijne powinny być sporządzane co dwa lata. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania, które zostały ukończone lub przestały spełniać stosowne kryteria i wymogi określone w niniejszym rozporządzeniu, nie powinny figurować na kolejnej liście unijnej. Z tego powodu dotychczasowe projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania, które mają być umieszczone na kolejnej liście unijnej, powinny przy sporządzaniu list regionalnych oraz listy unijnej podlegać takiemu samemu procesowi selekcji jak proponowane projekty; należy jednak zadbać o jak najdalej idące zminimalizowanie wynikających stąd obciążeń administracyjnych, na przykład wykorzystując w miarę możliwości poprzednio złożone informacje oraz uwzględniając sprawozdania roczne projektodawców.

(25) Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania powinny być realizowane jak najszybciej oraz szczegółowo monitorowane i oceniane, przy jednoczesnym zachowaniu minimalnego poziomu obciążeń administracyjnych dla projektodawców. Dla projektów napotykających szczególne trudności Komisja powinna mianować koordynatorów europejskich.

(26) Procesy wydawania pozwoleń nie powinny powodować obciążeń administracyjnych niewspółmiernych do wielkości lub złożoności projektu ani stwarzać przeszkód dla rozwoju sieci transeuropejskich i dla dostępu do rynku. W konkluzjach Rady z dnia 19 lutego 2009 r. podkreślono potrzebę wskazywania i usuwania barier dla inwestycji, w tym poprzez usprawnienie procedur planowania i konsultacji. Konkluzje te poparto w konkluzjach Rady Europejskiej z dnia 4 lutego 2011 r., w których ponownie podkreślono znaczenie usprawnienia i udoskonalenia procesów wydawania pozwoleń przy jednoczesnym poszanowaniu kompetencji krajowych.

(27) Należy koordynować planowanie i realizację będących przedmiotem wspólnego zainteresowania unijnych projektów w dziedzinie infrastruktury energetycznej, transportowej i telekomunikacyjnej, aby osiągnąć synergię tam, gdzie jest to pożądane z gospodarczego, technicznego i środowiskowego punktu widzenia oraz pod względem planowania przestrzennego, przy należytym uwzględnieniu stosownych aspektów bezpieczeństwa. W związku z tym przy planowaniu różnych sieci europejskich możliwe byłoby nadawanie charakteru priorytetowego integracji sieci transportowych, komunikacyjnych i energetycznych, aby zapewnić wykorzystanie jak najmniejszej powierzchni gruntów, przy jednoczesnym zapewnieniu, w miarę możliwości, ponownego wykorzystania istniejących lub nieeksploatowanych tras przesyłu w celu ograniczenia wszelkich negatywnych skutków społecznych, gospodarczych, środowiskowych i finansowych.

(28) Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania powinny otrzymać "status priorytetowy" na poziomie krajowym, aby zapewnić ich szybkie rozpatrzenie administracyjne. Właściwe organy powinny uznawać projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania za leżące w interesie publicznym. Projektom mającym negatywny wpływ na środowisko należy wydawać pozwolenia ze względu na nadrzędny interes publiczny, gdy zostaną spełnione wszystkie warunki przewidziane w dyrektywie Rady 92/43/EWG z dnia 21 maja 1992 r. w sprawie ochrony siedlisk przyrodniczych oraz dzikiej fauny i flory ¹³  oraz w dyrektywie 2000/60/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 23 października 2000 r. ustanawiającej ramy dla wspólnotowego działania w dziedzinie polityki wodnej ¹⁴ .

(29) Ustanowienie właściwego organu lub właściwych organów skupiających lub koordynujących wszystkie procesy wydawania pozwoleń ("punkt kompleksowej obsługi") powinno ograniczyć poziom złożoności, zwiększyć skuteczność i przejrzystość oraz przyczynić się do zacieśnienia współpracy między państwami członkowskimi. Właściwe organy powinny móc rozpocząć działanie najszybciej jak to możliwe po ich wyznaczeniu.

(30) Pomimo istnienia utrwalonych standardów udziału społeczeństwa w procedurach podejmowania decyzji w dziedzinie środowiska potrzebne są dodatkowe środki w celu zapewnienia jak najwyższych standardów przejrzystości oraz udziału społeczeństwa we wszystkich istotnych sprawach w ramach procesów wydawania pozwoleń dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

(31) Prawidłowe i skoordynowane wdrożenie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2011/92/UE z dnia 13 grudnia 2011 r. w sprawie oceny skutków wywieranych przez niektóre przedsięwzięcia publiczne i prywatne na środowisko ¹⁵ , dyrektywy 2001/42/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27 czerwca 2001 r. w sprawie oceny wpływu niektórych planów i programów na środowisko ¹⁶ , Konwencji o dostępie do informacji, udziale społeczeństwa w podejmowaniu decyzji oraz dostępie do wymiaru sprawiedliwości w sprawach dotyczących środowiska, podpisanej w dniu 25 czerwca 1998 r. ¹⁷  ("konwencja z Aarhus") oraz Konwencji z Espoo o ocenach oddziaływania na środowisko w kontekście transgranicznym ("konwencja z Espoo") powinno zapewnić harmonizację głównych zasad oceny wpływu na środowisko, w tym w kontekście transgranicznym. Państwa członkowskie powinny koordynować swoje oceny dotyczące projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania i w miarę możliwości opracowywać wspólne oceny. Należy zachęcać państwa członkowskie do wymiany najlepszych praktyk i tworzenia potencjału administracyjnego w zakresie procesów wydawania pozwoleń.

(32) Należy usprawniać i doskonalić procesy wydawania pozwoleń, przy jednoczesnym poszanowaniu - w miarę możliwości z należytym uwzględnieniem zasady pomocniczości - kompetencji i procedur krajowych dotyczących budowy nowej infrastruktury. Ze względu na pilną potrzebę rozwoju infrastruktury energetycznej uproszczeniu procesów wydawania pozwoleń powinien towarzyszyć jednoznaczny termin na wydanie przez odpowiednie organy decyzji w sprawie realizacji projektu. Termin ten powinien skłaniać do sprawniejszego określenia i prowadzenia procedur oraz w żadnym wypadku nie powinien powodować uszczerbku dla wysokich standardów ochrony środowiska i udziału społeczeństwa. Państwa członkowskie mogą jednak dążyć do dalszego skrócenia maksymalnych terminów określonych w niniejszym rozporządzeniu, jeżeli jest to wykonalne. Właściwe organy powinny zapewniać przestrzeganie terminów, a państwa członkowskie podejmować starania o zapewnienie jak najskuteczniejszego trybu rozpatrywania odwołań dotyczących materialnej i formalnej zgodności z prawem decyzji kompleksowej.

(33) W przypadku gdy państwa członkowskie uznają to za właściwe, mogą ująć w decyzji kompleksowej decyzje podjęte w kontekście: negocjacji z poszczególnymi właścicielami gruntów dotyczących uzyskania dostępu do nieruchomości, jej własności lub prawa do jej posiadania; planowania przestrzennego określającego ogólne zagospodarowanie nieruchomości na danym obszarze obejmującego inne przedsięwzięcia, takie jak budowę autostrad, linii kolejowych, wznoszenie budowli oraz tworzenie obszarów ochrony przyrody, i które nie jest dokonywane konkretnie na potrzeby planowanego projektu; wydawania pozwoleń na eksploatację. W kontekście procesów wydawania pozwoleń projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania mogłyby obejmować odpowiednią infrastrukturę w stopniu, w jakim ma ona istotne znaczenie dla realizacji lub funkcjonowania projektu.

(34) Niniejsze rozporządzenie, w szczególności przepisy dotyczące wydawania pozwoleń, udziału społeczeństwa oraz realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, powinno mieć zastosowanie bez uszczerbku dla prawa międzynarodowego i unijnego, w tym przepisów dotyczących ochrony środowiska i zdrowia ludzkiego oraz przepisów przyjętych w ramach wspólnej polityki rybołówstwa i morskiej.

(35) Koszty rozwoju, budowy, eksploatacji i utrzymania projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania powinny być na ogół ponoszone w pełni przez użytkowników infrastruktury. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania powinny kwalifikować się do transgranicznej alokacji kosztów, gdy ocena popytu na rynku lub ocena spodziewanego wpływu na opłaty taryfowe wskazała, że nie można oczekiwać, że koszty zostaną pokryte z opłat taryfowych uiszczanych przez użytkowników infrastruktury.

(36) Podstawą dyskusji na temat odpowiedniej alokacji kosztów powinna być analiza kosztów i korzyści projektu infrastrukturalnego, dokonywana na podstawie zharmonizowanej metodologii analizy obejmującej cały system energetyczny, w ramach dziesięcioletnich planów rozwoju sieci przygotowanych przez europejskie sieci operatorów systemów przesyłowych zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 714/2009 oraz rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego ¹⁸ , poddanych przeglądowi przez Agencję. W analizie tej mogłyby zostać uwzględnione wskaźniki i odpowiednie wartości odniesienia do porównania jednostkowych kosztów inwestycji.

(37) Na coraz bardziej zintegrowanym rynku wewnętrznym energii niezbędne są jednoznaczne i przejrzyste zasady transgranicznej alokacji kosztów w celu przyspieszenia inwestycji w infrastrukturę transgraniczną. Na swoim posiedzeniu w dniu 4 lutego 2011 r. Rada Europejska przypomniała o znaczeniu promowania ram regulacyjnych atrakcyjnych dla inwestycji w sieci, obejmujących poziom opłat taryfowych zgodny z potrzebami w zakresie finansowania oraz odpowiednią alokację kosztów na potrzeby inwestycji transgranicznych, a jednocześnie stymulujących konkurencję i konkurencyjność oraz uwzględniających skutki dla konsumentów. Podejmując decyzje o transgranicznej alokacji kosztów, krajowe organy regulacyjne powinny zapewniać, aby jej wpływ na krajowe opłaty taryfowe nie stanowił niewspółmiernego obciążenia dla konsumentów. Krajowe organy regulacyjne powinny również unikać ryzyka dwukrotnego wspierania projektów, uwzględniając rzeczywiste lub szacunkowe opłaty i przychody. Te opłaty i przychody powinny zostać uwzględnione tylko w takim zakresie, w jakim mają one pokrywać stosowne koszty i gdy w jak największym zakresie związane są z projektami. Gdy wniosek dotyczący inwestycji uwzględnia korzyści wykraczające poza granice zainteresowanych państw członkowskich, krajowe organy regulacyjne powinny skonsultować się z zainteresowanymi operatorami systemów przesyłowych w sprawie analizy kosztów i korzyści danego projektu.

(38) W obowiązującym prawie dotyczącym rynku wewnętrznego energii określono wymóg, aby opłaty taryfowe za dostęp do sieci gazowych i elektroenergetycznych stanowiły odpowiednią zachętę do inwestycji. Stosując prawo dotyczące rynku wewnętrznego energii, krajowe organy regulacyjne powinny zapewnić stabilne i przewidywalne ramy regulacyjne przewidujące zachęty do realizowania projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, w tym również zachęty długoterminowe współmierne do poziomu szczególnego ryzyka danego projektu. Ma to zastosowanie w szczególności do innowacyjnych technologii przesyłu energii elektrycznej umożliwiających daleko idącą integrację odnawialnych źródeł energii, rozproszonych zasobów energetycznych lub reakcji na popyt w sieciach wzajemnie połączonych, a także w przypadku infrastruktury przesyłu gazu dającej rynkowi zwiększone zdolności lub większą elastyczność umożliwiającą transakcje krótkoterminowe lub dostawy w trybie awaryjnym w przypadku zakłóceń w dostawach.

(39) Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie jedynie do wydawania pozwoleń na projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania w znaczeniu określonym w niniejszym rozporządzeniu, udziału społeczeństwa w takich projektach i ich rozpatrywania przez organy regulacyjne. Na mocy swojego prawa krajowego państwa członkowskie mogą jednak stosować takie same lub podobne zasady do innych projektów, niemających statusu projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania objętych zakresem stosowania niniejszego rozporządzenia. W kwestii zachęt regulacyjnych państwa członkowskie mogą na mocy swojego prawa krajowego stosować takie same lub podobne zasady do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii magazynowania energii elektrycznej.

(40) Państwa członkowskie, które nie przewidują obecnie możliwości nadawania w ramach procesów wydawania pozwoleń statusu prawnego projektów o najwyższym możliwym krajowym znaczeniu projektom dotyczącym infrastruktury energetycznej, powinny rozważyć wprowadzenie takiego statusu, dokonując w szczególności oceny, czy wprowadzenie takiego statusu doprowadziłoby do przyspieszenia procesów wydawania pozwoleń.

(41) Europejski program energetyczny na rzecz naprawy gospodarki (EEPR) ustanowiony na mocy rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 663/2009 ¹⁹  wykazał wartość dodaną wsparcia środków prywatnych znaczącą unijną pomocą finansową pozwalającą na realizację projektów o znaczeniu europejskim. Na posiedzeniu Rady Europejskiej w dniu 4 lutego 2011 r. uznano, że niektóre projekty dotyczące infrastruktury energetycznej mogą wymagać ograniczonego finansowania ze środków publicznych w celu wsparcia środków prywatnych. Uwzględniając kryzys gospodarczy i finansowy oraz ograniczenia budżetowe, należy opracować ukierunkowane wsparcie przy wykorzystaniu dotacji i instrumentów finansowych, zgodnie z kolejnymi wieloletnimi ramami finansowymi, co przyciągnie nowych inwestorów do priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej, jednocześnie utrzymując wkład budżetowy Unii na minimalnym poziomie. Odpowiednie środki powinny opierać się na doświadczeniu uzyskanym na etapie pilotażowym po wprowadzeniu obligacji projektowych do finansowania projektów infrastrukturalnych.

(42) Będące przedmiotem wspólnego zainteresowania projekty w dziedzinie energii elektrycznej, gazu i dwutlenku węgla powinny kwalifikować się do otrzymywania pomocy finansowej Unii na prace studyjne, a w określonych warunkach również na roboty niezwłocznie po udostępnieniu środków finansowych zgodnie z odpowiednim rozporządzeniem dotyczącym instrumentu "Łącząc Europę", w formie dotacji lub innowacyjnych instrumentów finansowych. Dzięki temu projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania, które nie są opłacalne w świetle obecnych ram regulacyjnych i warunków rynkowych, będą mogły otrzymać indywidualnie dostosowane wsparcie. Ważne jest, aby unikać wszelkich zakłóceń konkurencji, w szczególności między projektami przyczyniającymi się do utworzenia tego samego priorytetowego korytarza w Unii. Taka pomoc finansowa powinna zapewnić niezbędną synergię w połączeniu z funduszami strukturalnymi, które będą finansować inteligentne sieci dystrybucji energii o znaczeniu lokalnym i regionalnym. Do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania zastosowanie ma trzyetapowa logika. Po pierwsze, inwestycje powinny być realizowane poprzez mechanizmy rynkowe. Po drugie, jeżeli rynek nie zapewnia realizacji inwestycji, należy rozważyć rozwiązania regulacyjne, a w razie konieczności dostosować odpowiednie ramy regulacyjne oraz zapewnić ich właściwe stosowanie. Po trzecie, w przypadku gdy obydwa wcześniejsze kroki nie wystarczą do zapewnienia niezbędnych inwestycji w projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania, możliwe byłoby przyznanie unijnej pomocy finansowej, jeżeli projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania spełnia mające zastosowanie kryteria kwalifikowalności.

(43) Ponieważ cel niniejszego rozporządzenia, a mianowicie rozwój i interoperacyjność transeuropejskich sieci energetycznych oraz przyłączeń do tych sieci, nie może zostać osiągnięty w sposób wystarczający przez państwa członkowskie, natomiast możliwe jest lepsze jego osiągnięcie na poziomie Unii, Unia może 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.

(44) Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009.

(45) Należy zatem uchylić decyzję nr 1364/2006/WE,

PRZYJMUJĄ NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

ROZDZIAŁ  I

PRZEPISY OGÓLNE

Artykuł  1

Przedmiot i zakres

1. Niniejsze rozporządzenie określa wytyczne dotyczące terminowego rozwoju i interoperacyjności priorytetowych korytarzy i obszarów transeuropejskiej infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I ("priorytetowe korytarze i obszary infrastruktury energetycznej").

2. Niniejsze rozporządzenie w szczególności:

a) dotyczy określania projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania niezbędnych do realizacji priorytetowych korytarzy i obszarów należących do kategorii infrastruktury energetycznej w zakresie energii elektrycznej, gazu, ropy naftowej i dwutlenku węgla, określonych w załączniku II ("kategorie infrastruktury energetycznej");

b) ułatwia terminową realizację projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania poprzez usprawnienie, ściślejszą koordynację i przyspieszenie procesów wydawania pozwoleń oraz poprzez zwiększenie udziału społeczeństwa;

c) określa zasady i wytyczne dotyczące transgranicznej alokacji kosztów i zachęt uzależnionych od ryzyka w odniesieniu do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania;

d) określa warunki kwalifikowalności projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania do uzyskania unijnej pomocy finansowej.

Artykuł  2

Definicje

Na użytek niniejszego rozporządzenia, poza definicjami określonymi w dyrektywach 2009/28/WE, 2009/72/WE i 2009/73/WE, rozporządzeniach (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009, zastosowanie mają poniższe definicje:

1) "infrastruktura energetyczna" oznacza wszelkie materialne urządzenia lub obiekty należące do kategorii infrastruktury energetycznej, które znajdują się na terytorium Unii lub łączą Unię z jednym państwem trzecim lub większą ich liczbą;

2) "decyzja kompleksowa" oznacza podjętą przez organ lub organy państwa członkowskiego, z wyjątkiem sądów, decyzję lub zbiór decyzji w sprawie określenia, czy projektodawcy należy wydać pozwolenie na budowę infrastruktury energetycznej w celu zrealizowania projektu, bez uszczerbku dla jakiejkolwiek decyzji podjętej w kontekście administracyjnego postępowania odwoławczego;

3) "projekt" oznacza jedną (jeden) lub większą liczbę linii, rurociągów, obiektów, elementów wyposażenia lub instalacji należących do kategorii infrastruktury energetycznej;

4) "projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania" oznacza projekt niezbędny do realizacji priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej określonych w załączniku I i znajdujący się na unijnej liście projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, o której mowa w art. 3;

5) "wąskie gardło w infrastrukturze energetycznej" oznacza ograniczenie przepływów fizycznych w systemie energetycznym z powodu niewystarczającej zdolności przesyłowej, co obejmuje między innymi brak infrastruktury;

6) "projektodawca" oznacza:

a) operatora systemu przesyłowego, operatora systemu dystrybucyjnego lub innego operatora bądź inwestora opracowującego projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania; lub

b) w przypadku gdy jest kilku operatorów systemu przesyłowego, operatorów systemu dystrybucyjnego, innych operatorów, inwestorów lub jakichkolwiek ich grup - podmiot posiadający osobowość prawną zgodnie z mającym zastosowanie prawem krajowym, który został wyznaczony na drodze porozumienia umownego między tymi podmiotami oraz posiada zdolność do zaciągania zobowiązań prawnych i przyjmowania odpowiedzialności finansowej w imieniu stron takiego porozumienia umownego;

7) "inteligentna sieć" oznacza sieć elektroenergetyczną, która może w sposób efektywny kosztowo integrować zachowania i działania wszystkich przyłączonych do niej użytkowników - w tym również wytwórców, odbiorców oraz użytkowników będących zarazem wytwórcami i odbiorcami - w celu zapewnienia efektywnego i zrównoważonego pod względem ekonomicznym systemu energetycznego, o niskim poziomie strat oraz wysokim poziomie jakości oraz bezpieczeństwa dostaw i ochrony;

8) "roboty" oznaczają zakup, dostawę i zainstalowanie części składowych, systemów i usług, w tym oprogramowania, realizację związanych z projektem prac rozwojowych, budowlanych i instalacyjnych, odbiór instalacji oraz uruchomienie projektu;

9) "prace studyjne" oznaczają działania potrzebne do przygotowania realizacji projektu, w tym analizy przygotowawcze, studia wykonalności, analizy oceniające, testy i analizy zatwierdzające, w tym również oprogramowanie, oraz wszelkie inne środki wsparcia technicznego, w tym również wstępne działania zmierzające do pełnego zdefiniowania i opracowania projektu oraz podjęcia decyzji o jego finansowaniu, takie jak rozpoznanie odnośnego terenu i przygotowanie pakietu finansowego;

10) "krajowy organ regulacyjny" oznacza krajowy organ regulacyjny wyznaczony zgodnie z art. 35 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE lub art. 39 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE;

11) "oddanie do użytku" oznacza proces uruchamiania projektu po zakończeniu budowy.

ROZDZIAŁ  II

PROJEKTY BĘDĄCE PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA

Artykuł  3

Unijna lista projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania

1. Niniejsze rozporządzenie ustanawia dwanaście grup regionalnych ("grupy") określonych w załączniku III pkt 1. Udział w poszczególnych grupach wynika z poszczególnych priorytetowych korytarzy i obszarów oraz z odpowiadającego im zasięgu geograficznego, zgodnie z załącznikiem I. Uprawnienia decyzyjne w grupach ogranicza się do państw członkowskich oraz Komisji, które w tym celu określa się, jako organ decyzyjny grup.

2. Każda grupa przyjmuje swój regulamin z uwzględnieniem przepisów załącznika III.

3. Organ decyzyjny każdej grupy przyjmuje regionalną listę proponowanych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, sporządzaną zgodnie z procesem określonym w załączniku III pkt 2, stosownie do wkładu każdego z projektów w realizację priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej oraz ich zgodności z kryteriami określonymi w art. 4.

Przy sporządzaniu listy regionalnej przez grupę:

a) każdy indywidualny wniosek dotyczący projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania wymaga zatwierdzenia przez państwa członkowskie, do których terytorium odnosi się projekt; jeżeli państwo członkowskie podejmie decyzje o niezatwierdzeniu projektu, przedstawia zainteresowanej grupie uzasadnienie takiej decyzji;

b) grupa uwzględnia porady Komisji mające na celu utrzymanie liczby projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania na poziomie umożliwiającym zarządzanie nimi.

4. Komisja jest uprawniona do przyjęcia aktów delegowanych zgodnie z art. 16 dotyczących ustalenia unijnej listy projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania ("lista unijna"), z zastrzeżeniem art. 172 akapit drugi TFUE. Lista unijna ma formę załącznika do niniejszego rozporządzenia.

Wykonując to uprawnienie, Komisja zapewnia sporządzanie listy unijnej co dwa lata, na podstawie list regionalnych przyjętych przez organy decyzyjne grup, jak określono w załączniku III pkt 1 ppkt 2) zgodnie z procedurą określoną w ust. 3 niniejszego artykułu.

Pierwszą listę unijną przyjmuje się do dnia 30 września 2013 r.

5. Przyjmując listę unijną na podstawie list regionalnych, Komisja:

a) zapewnia uwzględnienie wyłącznie projektów spełniających kryteria, o których mowa w art. 4;

b) zapewnia spójność między regionami, przy uwzględnieniu przedstawionej przez Agencję opinii, o której mowa w załączniku III pkt 2 ppkt 12;

c) uwzględnia wszelkie przedstawione przez państwa członkowskie opinie, o których mowa w załączniku III pkt 2 ppkt 9; oraz

d) dąży do uwzględnienia na liście unijnej łącznej liczby projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania na poziomie umożliwiającym zarządzanie nimi.

6. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania uwzględnione na liście unijnej zgodnie z art. 4 niniejszego artykułu stają się integralną częścią odpowiednich regionalnych planów inwestycyjnych, zgodnie z art. 12 rozporządzeń (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009 oraz odnośnego krajowego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci zgodnie z art. 22 dyrektyw 2009/72/WE i 2009/73/WE oraz innych odnośnych krajowych planów infrastrukturalnych, stosownie do przypadku. W każdym z tych planów projekty te otrzymują status najwyższego priorytetu.

Artykuł  4

Kryteria dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania

1. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania muszą spełniać następujące kryteria ogólne:

a) projekt jest niezbędny do realizacji co najmniej jednego z priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej;

b) potencjalne łączne korzyści projektu, ocenione na podstawie odpowiednich szczególnych kryteriów określonych w ust. 2, przewyższają jego koszty, w tym również koszty rozpatrywane w dłuższej perspektywie; oraz

c) projekt spełnia którykolwiek z następujących kryteriów:

(i) dotyczy przynajmniej dwóch państw członkowskich, przebiegając bezpośrednio przez granicę dwóch lub większej liczby państw członkowskich;

(ii) jest usytuowany na terytorium jednego państwa członkowskiego i ma znaczące skutki transgraniczne określone w załączniku IV pkt 1;

(iii) przebiega przez granicę przynajmniej jednego państwa członkowskiego i jednego państwa należącego do Europejskiego Obszaru Gospodarczego.

2. Do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do określonych kategorii infrastruktury energetycznej zastosowanie mają następujące kryteria szczególne:

a) w przypadku projektów dotyczących przesyłu i magazynowania energii elektrycznej należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 1) lit. a)-d), projekt znacząco przyczyni się do spełnienia co najmniej jednego z następujących kryteriów szczególnych:

(i) integracja rynku, między innymi poprzez eliminację odizolowania przynajmniej jednego państwa członkowskiego oraz ograniczenie wąskich gardeł w infrastrukturze energetycznej; konkurencja i elastyczność systemu;

(ii) zrównoważoność, między innymi poprzez włączenie odnawialnych źródeł energii do sieci oraz przesył energii wytwarzanej w źródłach odnawialnych do głównych ośrodków poboru i magazynowania;

(iii) bezpieczeństwo dostaw, między innymi dzięki interoperacyjności, odpowiednim połączeniom oraz bezpiecznemu i niezawodnemu funkcjonowaniu systemu;

b) w przypadku projektów dotyczących gazu należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 2, projekt znacząco przyczyni się do spełnienia co najmniej jednego z następujących kryteriów szczególnych:

(i) integracja rynku, między innymi poprzez eliminację odizolowania przynajmniej jednego państwa członkowskiego oraz ograniczenie wąskich gardeł w infrastrukturze energetycznej; interoperacyjność i elastyczność systemu;

(ii) bezpieczeństwo dostaw, między innymi dzięki odpowiednim połączeniom oraz dywersyfikacji źródeł dostaw, dostawców i tras przesyłu;

(iii) konkurencja, między innymi dzięki dywersyfikacji źródeł dostaw, dostawców i tras przesyłu;

(iv) zrównoważoność, między innymi dzięki zmniejszeniu emisji, wspieraniu okresowej produkcji energii ze źródeł odnawialnych i zwiększaniu wykorzystania gazu ze źródeł odnawialnych;

c) w przypadku projektów dotyczących inteligentnych sieci elektroenergetycznych należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 1 lit. e), projekt znacząco przyczyni się do spełnienia wszystkich następujących kryteriów szczególnych:

(i) integracja użytkowników sieci i ich zaangażowanie w realizację nowych wymogów technicznych w odniesieniu do dostaw energii elektrycznej i popytu na nią;

(ii) efektywność i interoperacyjność przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej w ramach bieżącej eksploatacji sieci;

(iii) bezpieczeństwo sieci, kontrola nad systemem oraz jakość dostaw;

(iv) optymalizacja planowania przyszłych efektywnych kosztowo inwestycji sieciowych;

(v) funkcjonowanie rynku i obsługa klienta;

(vi) zaangażowanie użytkowników w zarządzanie własnym zużyciem energii;

d) w przypadku projektów dotyczących przesyłu ropy naftowej należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 3, projekt znacząco przyczyni się do spełnienia wszystkich następujących kryteriów szczególnych:

(i) bezpieczeństwo dostaw zmniejszające zależność od jednego źródła lub trasy przesyłu;

(ii) efektywne i zrównoważone wykorzystanie zasobów dzięki zmniejszeniu ryzyka środowiskowego;

(iii) interoperacyjność;

e) w przypadku projektów dotyczących przesyłu dwutlenku węgla należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 4, projekt znacząco przyczyni się do spełnienia wszystkich następujących kryteriów szczególnych:

(i) unikanie emisji dwutlenku węgla przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa dostaw energii;

(ii) zwiększenie odporności i bezpieczeństwa przesyłu dwutlenku węgla;

(iii) efektywne wykorzystanie zasobów dzięki umożliwieniu połączenia wielu źródeł dwutlenku węgla i obiektów magazynowania za pośrednictwem wspólnej infrastruktury oraz minimalizacji obciążeń środowiskowych i ryzyka środowiskowego.

3. W przypadku projektów należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 1-3 kryteria wymienione w niniejszym artykule podlegają ocenie zgodnie ze wskazówkami określonymi w załączniku IV pkt 2-5.

4. Aby ułatwić ocenę wszystkich projektów, które mogłyby kwalifikować się jako projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania i które mogłyby zostać uwzględnione w liście regionalnej, poszczególne grupy w sposób przejrzysty i obiektywny oceniają wkład każdego projektu w realizację tego samego korytarza lub obszaru priorytetowego. Każda grupa określa swoje metody oceny na podstawie całościowego przyczyniania się do spełniania kryteriów, o których mowa w ust. 2; ocena ta prowadzi do sporządzenia rankingu projektów na wewnętrzne potrzeby grupy. Lista regionalna ani lista unijna nie zawiera jakiegokolwiek rankingu i nie jest on wykorzystywany do żadnych dalszych celów z wyjątkiem celów opisanych w załączniku III pkt 2 ppkt 14.

Oceniając projekty, każda grupa w należyty sposób uwzględnia ponadto:

a) pilny charakter każdego z proponowanych projektów z punktu widzenia osiągania celów polityki energetycznej Unii w odniesieniu do integracji rynku, między innymi poprzez eliminację odizolowania przynajmniej jednego państwa członkowskiego, a także konkurencji, zrównoważoności i bezpieczeństwa dostaw;

b) liczbę państw członkowskich objętych poszczególnymi projektami przy równoczesnym zapewnieniu równych szans projektom, w które zaangażowane są peryferyjne państwa członkowskie;

c) wkład poszczególnych projektów w spójność terytorialną; oraz

d) komplementarność projektu z innymi proponowanymi projektami.

W przypadku projektów "inteligentnych sieci" należących do kategorii infrastruktury energetycznej określonych w załączniku II pkt 1 lit. e) ranking sporządza się w przypadku projektów, które dotyczą tych samych dwóch państw członkowskich, oraz w należyty sposób uwzględnia się liczbę użytkowników objętych skutkami projektu, roczne zużycie energii oraz udział energii pochodzącej z zasobów niedyspozycyjnych na obszarze zajmowanym przez tych użytkowników.

Artykuł  5

Realizacja i monitorowanie

1. Projektodawcy opracowują plan realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania zawierający harmonogram, który obejmuje:

a) studium wykonalności i badania projektowe;

b) zatwierdzenie przez krajowy organ regulacyjny lub jakikolwiek inny zainteresowany organ;

c) budowę i oddanie do użytku;

d) plan procesu wydawania pozwolenia, o którym mowa w art. 10 ust. 4 lit. b).

2. Operatorzy systemów przesyłowych, operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz inni operatorzy współpracują ze sobą w celu ułatwienia realizacji na swoich obszarach projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

3. Agencja oraz zainteresowane grupy monitorują postępy w realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, a w razie konieczności wydają zalecenia mające na celu ułatwienie realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. Grupy mogą składać wnioski o udzielenie dodatkowych informacji zgodnie z ust. 4, 5 i 6, zwoływać posiedzenia z udziałem odpowiednich stron oraz wzywać Komisję do zweryfikowania udzielonych informacji na miejscu.

4. Do dnia 31 marca każdego roku następującego po roku uwzględnienia projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania na liście unijnej zgodnie z art. 3 projektodawcy przedstawiają sprawozdanie roczne dla każdego projektu należącego do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 i 2 właściwemu organowi, o którym mowa w art. 8, oraz Agencji albo, w przypadku projektów należących do kategorii określonych w załącznika II pkt 3 i 4, odpowiedniej grupie. W sprawozdaniu przedstawia się szczegółowo:

a) postępy osiągnięte w zakresie przygotowania, budowy i oddania projektu do użytku, w szczególności w zakresie procedur wydawania pozwoleń i konsultacji;

b) w stosownych przypadkach opóźnienia w stosunku do planu realizacji, przyczyny takich opóźnień oraz informacje o innych napotkanych trudnościach;

c) w stosownych przypadkach zmieniony plan mający na celu nadrobienie opóźnień.

5. W terminie trzech miesięcy od otrzymania sprawozdań rocznych, o których mowa w ust. 4, Agencja przedstawia grupom skonsolidowane sprawozdanie dotyczące projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 i 2, zawierające ocenę postępów oraz, w stosownych przypadkach, zalecenia dotyczące sposobów nadrobienia opóźnień i rozwiązania napotkanych trudności. To skonsolidowane sprawozdanie zawiera również, zgodnie z art. 6 ust. 8 i 9 rozporządzenia (WE) nr 713/2009, ocenę spójności realizacji ogólnounijnych planów rozwoju sieci w odniesieniu do priorytetowych korytarzy i obszarów infrastruktury energetycznej.

6. Każdego roku właściwe organy, o których mowa w art. 8, składają odpowiedniej grupie sprawozdanie z postępów oraz, w stosownych przypadkach, dotyczące opóźnień w realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania zlokalizowanych na ich terytorium, w odniesieniu do procesów wydawania pozwoleń, a także dotyczące przyczyn takich opóźnień.

7. Jeżeli oddanie do użytku projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania opóźnia się w stosunku do planu realizacji z przyczyn innych niż nadrzędne przyczyny pozostające poza kontrolą projektodawcy:

a) o ile środki, o których mowa w art. 22 ust. 7 lit. a), b) lub c) dyrektyw 2009/72/WE i 2009/73/WE, mają zastosowanie zgodnie z odpowiednim prawem krajowym, krajowe organy regulacyjne zapewniają przeprowadzenie inwestycji;

b) jeżeli środki podjęte przez krajowe organy regulacyjne zgodnie z lit. a) nie mają zastosowania, projektodawca wybiera stronę trzecią w celu sfinansowania lub budowy całości lub części projektu. Projektodawca dokonuje tego wyboru, zanim opóźnienie w stosunku do terminu oddania do użytku określonego w planie realizacji przekroczy dwa lata;

c) jeżeli strona trzecia nie zostanie wybrana zgodnie z lit. b), państwo członkowskie lub - gdy państwo członkowskie tak przewidziało - krajowy organ regulacyjny może wyznaczyć w ciągu dwóch miesięcy od upływu terminu, o którym mowa w lit. b), stronę trzecią, którą projektodawca musi zakceptować, w celu sfinansowania lub budowy projektu;

d) jeżeli w stosunku do terminu oddania do użytku określonego w planie realizacji przekracza dwa lata i dwa miesiące, Komisja, z zastrzeżeniem zgody i przy pełnej współpracy zainteresowanych państw członkowskich, może wystosować zaproszenie do składania wniosków skierowane do wszelkich stron trzecich mogących zostać projektodawcą, dotyczących realizacji projektu w uzgodnionym terminie;

e) gdy zastosowano lit. c) lub d), operator systemu, na którego obszarze zlokalizowana jest inwestycja, przekazuje operatorom, inwestorom lub stronom trzecim realizującym projekt wszystkie informacje potrzebne do realizacji inwestycji, przyłącza nowe obiekty do sieci przesyłowej trwałe oraz ogólnie dokłada wszelkich starań, aby ułatwić realizację inwestycji i zapewnić bezpieczne, niezawodne i efektywne funkcjonowanie i utrzymanie projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania.

8. Projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania może zostać skreślony z listy unijnej zgodnie z procedurą określoną w art. 3 ust. 4, jeżeli podstawą uwzględnienia go na tej liście były błędne informacje, które były czynnikiem decydującym o uwzględnieniu na liście, lub jeżeli projekt nie jest zgodny z prawem unijnym.

9. Projekty, które nie znajdują się już na liście unijnej, tracą wszystkie prawa i obowiązki związane ze statusem projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania wynikające z niniejszego rozporządzenia.

Jednakże projekt, który nie znajduje się już na liście unijnej, lecz co do którego właściwy organ przyjął do rozpatrzenia dokumentację wniosku, zachowuje prawa i obowiązki wynikające z rozdziału III, z wyjątkiem projektów, które nie znajdują się już na liście z przyczyn określonych w ust. 8.

10. Niniejszy artykuł pozostaje bez uszczerbku dla wszelkiej unijnej pomocy finansowej przyznanej na jakikolwiek projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania przed podjęciem decyzji o usunięciu go z listy unijnej.

Artykuł  6

Koordynatorzy europejscy

1. W przypadku gdy realizacja projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania napotyka na znaczące trudności, Komisja może wyznaczyć, w porozumieniu z zainteresowanymi państwami członkowskimi, koordynatora europejskiego na okres do jednego roku z możliwością dwukrotnego przedłużenia.

2. Koordynator europejski:

a) wspiera projekty, do których został wyznaczony jako koordynator europejski, a także transgraniczny dialog między projektodawcami a wszystkimi zainteresowanymi stronami;

b) w razie konieczności pomaga wszystkim stronom w konsultacjach z zainteresowanymi stronami oraz w uzyskaniu niezbędnych pozwoleń dla projektów;

c) w stosownych przypadkach doradza projektodawcom w sprawie finansowania projektu;

d) zapewnia, aby zainteresowane państwa członkowskie dostarczyły odpowiedniego wsparcia i ukierunkowania strategicznego w celu przygotowania i realizacji projektów;

e) każdego roku oraz, w stosownych przypadkach, na zakończenie swojego mandatu, składa Komisji sprawozdanie z postępów w realizacji projektów oraz jakichkolwiek trudności i przeszkód mogących w znaczący sposób opóźnić oddanie projektów do użytku. Komisja przekazuje sprawozdanie Parlamentowi Europejskiemu oraz zainteresowanym grupom.

3. Koordynator europejski wybierany jest na podstawie swojego doświadczenia w zakresie szczególnych zadań powierzanych mu w związku z odnośnymi projektami.

4. W decyzji o wyznaczeniu koordynatora europejskiego określa się zakres uprawnień, obejmujący czas trwania mandatu, poszczególne zadania i odpowiadające im terminy oraz obowiązującą metodologię. Działania koordynacyjne muszą być współmierne do stopnia złożoności i szacunkowych kosztów projektów.

5. Państwa członkowskie w pełni współpracują z koordynatorem europejskim w zakresie wypełniania powierzonych mu zadań, o których mowa w ust. 2 i 4.

ROZDZIAŁ  III

WYDAWANIE POZWOLEŃ I UDZIAŁ SPOŁECZEŃSTWA

Artykuł  7

"Priorytetowy status" projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania

1. Przyjęcie listy unijnej oznacza, do celów wszelkich decyzji wydanych w ramach procesu wydawania pozwoleń, że projekty te są niezbędne z punktu widzenia polityki energetycznej, bez uszczerbku dla dokładnej lokalizacji, przebiegu tras lub technologii zastosowanej w projekcie.

2. W celu zapewnienia skutecznego administracyjnego rozpatrywania dokumentacji wniosków związanych z projektami będącymi przedmiotem wspólnego zainteresowania, projektodawcy i wszystkie zainteresowane organy zapewniają jak najszybsze zgodnie z prawem rozpatrywanie tych wniosków.

3. W przypadku gdy prawo krajowe przewiduje taki status, projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania otrzymują status najwyższego możliwego znaczenia w kraju i są traktowane zgodnie z tym statusem w ramach procesów wydawania pozwoleń - a jeżeli przewiduje to prawo krajowe, w ramach planowania przestrzennego - w tym również dotyczących oceny wpływu na środowisko, w sposób, w jaki takie traktowanie jest przewidziane w prawie krajowym mającym zastosowanie do odpowiedniego rodzaju infrastruktury energetycznej.

4. Do dnia 16 sierpnia 2013 r. Komisja wyda niewiążące wytyczne w celu wsparcia państw członkowskich w określaniu odpowiednich środków ustawodawczych i nieustawodawczych mających usprawniać procedury oceny wpływu na środowisko oraz zapewniać spójne stosowanie procedur oceny wpływu na środowisko wymaganych dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania na mocy prawa unijnego.

5. Państwa członkowskie oceniają, przy należytym uwzględnieniu wytycznych, o których mowa w ust. 4, jakie środki mające usprawniać procedury oceny wpływu na środowisko oraz zapewniać ich spójne stosowanie są możliwe, oraz informują Komisję o wynikach tej oceny.

6. Przed upływem dziewięciu miesięcy od daty wydania wytycznych, o których mowa w ust. 4, państwa członkowskie przyjmują środki nieustawodawcze, które wskazały zgodnie z ust. 5.

7. Przed upływem 24 miesięcy od daty wydania wytycznych, o których mowa w ust. 4, państwa członkowskie przyjmują środki ustawodawcze, które wskazały zgodnie z ust. 5. Środki te pozostają bez uszczerbku dla obowiązków wynikających z prawa unijnego.

8. W odniesieniu do wpływu na środowisko, o którym mowa w art. 6 ust. 4 dyrektywy 92/43/EWG i art. 4. ust. 7 dyrektywy 2000/60/WE, projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania uznaje się za projekty leżące w interesie publicznym z punktu widzenia polityki energetycznej i można je uznać za projekty o "nadrzędnym interesie publicznym", pod warunkiem spełnienia wszystkich warunków przewidzianych w tych dyrektywach.

Jeżeli zgodnie z dyrektywą 92/43/EWG wymagana jest opinia Komisji, Komisja oraz właściwy organ, o którym mowa w art. 9 niniejszego rozporządzenia, zapewniają podjęcie decyzji dotyczącej "nadrzędnego interesu publicznego" projektu w terminie zgodnym z art. 10 ust. 1 niniejszego rozporządzenia.

Artykuł  8

Organizacja procesu wydawania pozwoleń

1. Do dnia 16 listopada 2013 r. każde państwo członkowskie wyznacza jeden właściwy organ krajowy odpowiedzialny za ułatwianie i koordynowanie procesu wydawania pozwoleń dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

2. Kompetencje właściwego organu, o których mowa w ust. 1, lub związane z nimi zadania mogą być przekazywane lub wykonywane przez inny organ dla poszczególnych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania lub dla szczególnych kategorii projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, pod warunkiem że:

a) właściwy organ powiadomi o takim przekazaniu Komisję, a informacje zawarte w tym powiadomieniu zostaną opublikowane przez właściwy organ albo projektodawcę na stronie internetowej, o której mowa w art. 9 ust. 7;

b) tylko jeden organ jest odpowiedzialny za dany projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania, jest jedynym punktem kontaktowym dla projektodawcy w procesie prowadzącym do przyjęcia decyzji kompleksowej dla danego projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania i koordynuje przedkładanie wszystkich stosownych dokumentów i informacji.

Właściwy organ może zachować kompetencje w zakresie ustalania terminów, bez uszczerbku dla terminów określonych zgodnie z art. 10.

3. Bez uszczerbku dla odpowiednich wymogów zawartych w prawie międzynarodowym i unijnym, właściwy organ podejmuje działania mające ułatwiać wydanie decyzji kompleksowej. Decyzję kompleksową wydaje się w terminie, o którym mowa w art. 10 ust. 1 i 2, w jednym z następujących trybów:

a) tryb zintegrowany: decyzję kompleksową wydaje właściwy organ i jest ona jedyną prawnie wiążącą decyzją wynikającą z ustawowej procedury wydawania pozwoleń. W przypadku gdy projekt jest przedmiotem zainteresowania innych organów, mogą one, zgodnie z prawem krajowym, przedstawiać swoje opinie jako wkład w procedurę, a właściwy organ uwzględnia te opinie;

b) tryb skoordynowany: decyzja kompleksowa obejmuje większą liczbę prawnie wiążących decyzji indywidualnych wydanych przez kilka zainteresowanych organów, które koordynuje właściwy organ. Właściwy organ może utworzyć grupę roboczą, w której reprezentowane będą wszystkie zainteresowane organy, w celu sporządzenia planu procesu wydawania pozwoleń zgodnie z art. 10 ust. 4 lit. b), a także monitorować i koordynować jego wykonanie. Właściwy organ w porozumieniu z pozostałymi zainteresowanymi organami, w stosownych przypadkach zgodnie z prawem krajowym oraz bez uszczerbku dla terminów określonych zgodnie z art. 10, ustala dla każdego przypadku z osobna rozsądny termin wydania decyzji indywidualnych. Właściwy organ może podjąć decyzję indywidualną w imieniu innego zainteresowanego organu krajowego, jeżeli organ ten nie wydał decyzji w terminie i jeżeli takie opóźnienie nie może być odpowiednio uzasadnione; lub, w przypadku gdy przewiduje to prawo krajowe oraz w zakresie, w jakim jest to zgodne z prawem unijnym, właściwy organ może uznać, że inny zainteresowany krajowy organ wydał zgodę albo odrzucił projekt, jeżeli decyzja tego organu nie została wydana w terminie. W przypadku gdy przewiduje to prawo krajowe, właściwy organ może zignorować decyzję indywidualną innego zainteresowanego organu krajowego, jeżeli uzna ją za niewystarczająco uzasadnioną w odniesieniu do dowodów przedstawionych na jej poparcie przez zainteresowany organ krajowy; w takim przypadku właściwy organ zapewnia przestrzeganie odpowiednich wymogów prawa międzynarodowego i unijnego oraz należycie uzasadnia swoją decyzję;

c) tryb współpracy: decyzję kompleksową koordynuje właściwy organ. Właściwy organ, w porozumieniu z pozostałymi zainteresowanymi organami, w stosownych przypadkach zgodnie z prawem krajowym oraz bez uszczerbku dla terminów określonych zgodnie z art. 10, ustala dla każdego przypadku z osobna rozsądny termin wydania decyzji indywidualnych. Monitoruje on przestrzeganie terminów przez zainteresowane organy.

Jeżeli można się spodziewać, że decyzja indywidualna nie zostanie wydana w terminie przez zainteresowany organ, organ ten niezwłocznie informuje o tym właściwy organ i załącza uzasadnienie opóźnienia. Następnie właściwy organ ponownie ustala termin wydania tej indywidualnej decyzji przy równoczesnym zachowaniu ogólnych terminów określonych zgodnie z art. 10.

Uznając krajową specyfikę planowania i procesów wydawania pozwoleń, państwa członkowskie mogą wybierać spośród trzech trybów, o których mowa w akapicie pierwszym lit. a), b) i c), w celu ułatwienia i koordynowania ich procedur oraz decydują się na wdrożenie trybu, który jest najbardziej skuteczny. W przypadku gdy państwo członkowskie wybiera tryb współpracy, informuje Komisję o przyczynach takiego wyboru. Komisja dokonuje oceny skuteczności trybów w sprawozdaniu, o którym mowa w art. 17.

4. Państwa członkowskie mogą stosować różne tryby określone w ust. 3 do będących przedmiotem wspólnego zainteresowania projektów realizowanych na lądzie i na morzu.

5. Jeżeli projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania wymaga podjęcia decyzji w dwóch lub większej liczbie państw członkowskich, odpowiednie właściwe organy podejmują wszystkie czynności niezbędne do skutecznej i efektywnej współpracy i koordynacji ich działań, w tym w odniesieniu do przepisów, o których mowa w art. 10 ust. 4. Państwa członkowskie podejmują starania na rzecz zapewnienia wspólnych procedur, w szczególności w odniesieniu do oceny wpływu na środowisko.

Artykuł  9

Przejrzystość i udział społeczeństwa

1. Do dnia 16 maja 2014 r. państwo członkowskie lub właściwy organ, w stosownych przypadkach we współpracy z innymi zainteresowanymi organami, opublikuje podręcznik dotyczący procesów wydawania pozwoleń mających zastosowanie do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. Podręcznik będzie aktualizowany zależnie od potrzeb i zostanie udostępniony publicznie. Podręcznik obejmuje przynajmniej informacje określone w załączniku VI pkt 1. Podręcznik nie jest prawnie wiążący, ale może zawierać odesłania do odpowiednich przepisów lub cytować te przepisy.

2. Bez uszczerbku dla jakichkolwiek wymogów konwencji z Aarhus i konwencji z Espoo oraz odpowiednich przepisów prawa unijnego, wszystkie strony biorące udział w procesie wydawania pozwoleń postępują zgodnie z zasadami dotyczącymi udziału społeczeństwa określonymi w załączniku VI pkt 3.

3. W orientacyjnym terminie trzech miesięcy od rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń zgodnie z art. 10 ust. 1 lit. a) projektodawca sporządza i przedstawia właściwemu organowi koncepcję udziału społeczeństwa, zgodnie z procesem opisanym w podręczniku, o którym mowa w ust. 1, i z wytycznymi określonymi w załączniku VI. Właściwy organ żąda wprowadzenia zmian lub zatwierdza tę koncepcję w terminie trzech miesięcy; właściwy organ uwzględnia przy tym wszelkie formy udziału społeczeństwa i konsultacji społecznych, jakie miały miejsce przed rozpoczęciem procesu wydawania pozwoleń, w zakresie, w jakim taki udział społeczeństwa i konsultacje społeczne spełniały wymogi niniejszego artykułu.

W przypadku gdy projektodawca zamierza wprowadzić znaczące zmiany w zatwierdzonej koncepcji, informuje o tym właściwy organ. W takim przypadku właściwy organ może zażądać wprowadzenia zmian.

4. Przed przedłożeniem właściwemu organowi ostatecznej i pełnej dokumentacji wniosku zgodnie z art. 10 ust. 1 lit. a) projektodawca lub, w przypadku gdy wymaga tego prawo krajowe, właściwy organ, przeprowadza przynajmniej jedną konsultację społeczną. Pozostaje to bez uszczerbku dla wszelkich konsultacji społecznych, jakie należy przeprowadzić po przedłożeniu wniosku o zezwolenie na inwestycję zgodnie z art. 6 ust. 2 dyrektywy 2011/92/UE. Konsultacje społeczne mają na celu wczesne poinformowanie o projekcie zainteresowanych stron, o których mowa w załączniku VI pkt 3 lit. a), oraz mają pomóc wskazać najodpowiedniejszą lokalizację lub przebieg oraz istotne kwestie, które należy ująć w dokumentacji wniosku. Minimalne wymogi mające zastosowanie do konsultacji społecznych zostały określone w załączniku VI pkt 5.

Projektodawca sporządza sprawozdanie zawierające podsumowanie wyników działań związanych z udziałem społeczeństwa przed przedłożeniem dokumentacji wniosku, w tym również działań podjętych przed rozpoczęciem procesu wydawania pozwoleń. Projektodawca przedkłada to sprawozdanie wraz z dokumentacją wniosku właściwemu organowi. Wyniki te należycie uwzględnia się w decyzji kompleksowej.

5. W przypadku projektów przebiegających przez granicę dwóch lub większej liczby państw członkowskich konsultacje społeczne przeprowadzane zgodnie z ust. 4 w każdym z zainteresowanych państw członkowskich odbywają się w okresie nie dłuższym niż dwa miesiące od daty rozpoczęcia pierwszej konsultacji społecznej.

6. W przypadku projektów mogących mieć znaczące negatywne skutki transgraniczne w jednym lub większej liczbie sąsiadujących państw członkowskich, w przypadku gdy zastosowanie mają art. 7 dyrektywy 2011/92/UE i konwencja z Espoo, odpowiednie informacje zostają udostępnione właściwemu organowi sąsiadujących państw członkowskich. Właściwy organ sąsiadujących państw członkowskich określa, w stosownych przypadkach w ramach procesu powiadomienia, czy organ ten lub jakikolwiek inny zainteresowany organ chce uczestniczyć w odpowiednich procedurach konsultacji społecznych.

7. Projektodawca lub, w przypadku gdy wymaga tego prawo krajowe, właściwy organ zakłada i regularnie aktualizuje stronę internetową przeznaczoną do publikowania stosownych informacji na temat projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania, do której odsyła link ze strony internetowej Komisji i która spełnia wymogi określone w załączniku VI pkt 6. Zachowuje się poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

Projektodawcy publikują również odpowiednie informacje przy pomocy innych odpowiednich środków informacyjnych, do których społeczeństwo ma swobodny dostęp.

Artykuł  10

Czas trwania i przebieg procesu wydawania pozwoleń

1. Proces wydawania pozwoleń obejmuje dwie procedury:

a) procedura poprzedzająca złożenie wniosku, która obejmuje okres od momentu rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń do momentu zatwierdzenia przez właściwy organ złożonej dokumentacji wniosku, odbywa się w orientacyjnym terminie dwóch lat.

Procedura ta obejmuje przygotowanie wszelkich sprawozdań środowiskowych, które mają być przygotowane przez projektodawców.

W celu ustalenia momentu rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń projektodawca powiadamia właściwy organ zainteresowanego państwa członkowskiego o projekcie, z zachowaniem formy pisemnej, dołączając dość szczegółowe omówienie projektu. Nie później niż w terminie trzech miesięcy od otrzymania powiadomienia właściwy organ, także w imieniu innych zainteresowanych organów, uznaje powiadomienie lub, jeżeli uzna projekt za niewystarczająco przygotowany do objęcia go procesem wydawania pozwoleń, odrzuca powiadomienie, z zachowaniem formy pisemnej. W przypadku odrzucenia właściwy organ uzasadnia swoją decyzję, także w imieniu innych zainteresowanych organów. Datę podpisania uznania powiadomienia przez właściwy organ uznaje się za moment rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń. W przypadku gdy sprawa dotyczy dwóch lub większej liczby państw członkowskich, za datę rozpoczęcia procesu wydawania pozwoleń uznaje się moment przyjęcia ostatniego powiadomienia przez zainteresowany właściwy organ;

b) ustawowa procedura wydawania pozwoleń, obejmująca okres od dnia przyjęcia przedłożonej dokumentacji wniosku do momentu wydania decyzji kompleksowej, nie może przekroczyć roku i sześciu miesięcy. Państwa członkowskie mogą wyznaczyć wcześniejszą datę upływu tego terminu, jeżeli uznają to za stosowne.

2. Łączny czas trwania obu procedur, o których mowa w ust. 1, nie może przekraczać trzech lat i sześciu miesięcy. Jeżeli jednak właściwy organ uzna, że jedna lub obie procedury procesu wydawania pozwoleń nie zostaną zakończone przed upływem terminów określonych w ust. 1, może zdecydować, przed upływem tych terminów oraz indywidualnie dla każdego przypadku, o przedłużeniu jednego lub obu tych terminów o okres nieprzekraczający dziewięciu miesięcy łącznie dla obu procedur.

W takim przypadku właściwy organ informuje zainteresowaną grupę i przedstawia jej środki, które podjął lub podejmie, aby zakończyć proces wydawania pozwoleń z jak najmniejszym opóźnieniem. Grupa może zwrócić się do właściwego organu o składanie regularnych sprawozdań na temat postępów w tym zakresie.

3. W państwach członkowskich, w których określenia trasy przesyłu lub lokalizacji, podjętego wyłącznie z myślą o planowanym projekcie, w tym również planowania specjalnych korytarzy dla infrastruktury sieci, nie można włączyć w proces prowadzący do podjęcia decyzji kompleksowej, odpowiednią decyzję podejmuje się w odrębnym terminie sześciu miesięcy, począwszy od daty przedłożenia przez projektodawcę ostatecznej i pełnej dokumentacji wniosku.

W takim przypadku przedłużenie terminu, o którym mowa w ust. 2, ogranicza się do sześciu miesięcy, w tym również w odniesieniu do procedury, o której mowa w niniejszym ustępie.

4. Procedura przed złożeniem wniosku obejmuje następujące czynności:

a) po uznaniu powiadomienia, zgodnie z ust. 1 lit. a), właściwy organ, w ścisłej współpracy z pozostałymi zainteresowanymi organami, a w stosownych przypadkach w oparciu o propozycję projektodawcy, określa zakres i poziom szczegółowości informacji, które powinien przedstawić w dokumentacji wniosku projektodawca ubiegający się o kompleksową decyzję. Podstawę dla ich określenia stanowi lista kontrolna, o której mowa w załączniku VI pkt 1 lit. e);

b) właściwy organ, w ścisłej współpracy z projektodawcą i pozostałymi zainteresowanymi organami oraz przy uwzględnieniu wyników działań przeprowadzonych zgodnie z lit. a), sporządza szczegółowy plan procesu wydawania pozwoleń zgodnie z wytycznymi zawartymi w załączniku VI pkt 2.

W przypadku projektów przebiegających przez granicę między dwoma lub większą liczbą państw członkowskich, właściwe organy zainteresowanych państw członkowskich przygotowują wspólny plan, w którym dążą do uzgodnienia swoich harmonogramów;

c) po otrzymaniu projektu dokumentacji wniosku właściwy organ, w razie konieczności, także w imieniu innych zainteresowanych organów, zwraca się do projektodawcy o przedłożenie brakujących informacji, które mogą dotyczyć wyłącznie kwestii określonych w lit. a). W terminie trzech miesięcy od przedłożenia brakujących informacji właściwy organ przyjmuje do rozpatrzenia wniosek z zachowaniem formy pisemnej. Wnioski o dodatkowe informacje można składać tylko wtedy, gdy uzasadniają je nowe okoliczności.

5. Projektodawca zapewnia kompletność i odpowiednią jakość dokumentacji wniosku i zwraca się do właściwego organu o wydanie opinii w tej sprawie na możliwie najwcześniejszym etapie procedury poprzedzającej złożenie wniosku. Projektodawca w pełni współpracuje z właściwym organem w celu dotrzymania terminów i stosowania się do szczegółowego planu określonego w ust. 4 lit. b).

6. Terminy określone w niniejszym artykule pozostają bez uszczerbku dla obowiązków wynikających z przepisów prawa międzynarodowego i unijnego oraz bez uszczerbku dla środków odwoławczych administracyjnych i sądowych przed sądem lub trybunałem.

ROZDZIAŁ  IV

ROZPATRYWANIE PROJEKTÓW PRZEZ ORGANY REGULACYJNE

Artykuł  11

Całościowa analiza kosztów i korzyści systemu energetycznego

1. Do dnia 16 listopada 2013 r. europejska sieć operatorów systemów przesyłowych (ENTSO) energii elektrycznej oraz ENTSO gazu publikują i przedstawiają państwom członkowskim, Komisji oraz Agencji stosowane przez nie metodologie, w tym również w zakresie modelowania sieci i rynku, zgodnie z którymi przeprowadzona zostanie zharmonizowana, całościowa analiza kosztów i korzyści systemu energetycznego na poziomie unijnym w odniesieniu do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a)-d) i pkt 2. Metodologie te stosuje się do przygotowania wszystkich kolejnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci opracowywanych przez ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 i art. 8 rozporządzenia (WE) nr 715/2009. Metodologie te opracowywane są zgodnie z zasadami określonymi w załączniku V i muszą być spójne z zasadami i wskaźnikami określonymi w załączniku IV.

Zanim ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu przedstawią odpowiednie metodologie, przeprowadzają proces szerokich konsultacji obejmujący przynajmniej organizacje reprezentujące wszystkie zainteresowane podmioty - a jeżeli uznają to za niezbędne, same zainteresowane podmioty - oraz krajowe organy regulacyjne i inne organy krajowe.

2. W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania metodologii Agencja przedstawia państwom członkowskim i Komisji opinię w sprawie metodologii oraz publikuje ją.

3. W terminie trzech miesięcy od otrzymania opinii Agencji Komisja wydaje opinię w sprawie metodologii, a państwa członkowskie mogą wydać taką opinię. Opinie przedkładane są ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu.

4. W terminie trzech miesięcy od dnia otrzymania ostatniej opinii wydanej zgodnie z ust. 3 ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu dostosują swoje metodologie z należytym uwzględnieniem opinii otrzymanych od państw członkowskich, opinii Komisji oraz opinii Agencji, oraz przedkładają je Komisji do zatwierdzenia.

5. W terminie dwóch tygodni od zatwierdzenia przez Komisję ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu publikują swoje odpowiednie metodologie na swoich stronach internetowych. Na żądanie przedstawiają one Komisji i Agencji odpowiednie zestawy danych wejściowych zgodnie z załącznikiem V pkt 1 oraz inne istotne dane na temat sieci, przepływu obciążenia i rynku, w odpowiednio dokładnej formie zgodnie z prawem krajowym i odpowiednimi umowami o poufności. Dane te powinny być ważne w dniu zwrócenia się z wnioskiem. Komisja i Agencja zobowiązane są do zapewnienia poufnego traktowania otrzymanych danych, zarówno przez nie same, jak i przez wszelkie strony wykonujące na ich zlecenie czynności analityczne na podstawie takich danych.

6. Metodologie są regularnie aktualizowane i usprawnianie zgodnie z ust. 1-5. Agencja, z własnej inicjatywy lub na podstawie należycie uzasadnionego wniosku krajowych organów regulacyjnych lub zainteresowanych stron, po formalnych konsultacjach z organizacjami reprezentującymi wszystkie zainteresowane strony oraz Komisją, może zażądać takich aktualizacji i usprawnień z należytym uzasadnieniem i w odpowiednich ramach czasowych. Agencja publikuje wnioski krajowych organów regulacyjnych lub zainteresowanych stron oraz wszystkie istotne dokumenty niebędące szczególnie chronionymi dokumentami handlowymi, które skłoniły Agencję do zażądania aktualizacji lub usprawnienia.

7. Do dnia 16 maja 2015 r. krajowe organy regulacyjne współpracujące w ramach Agencji ustanawiają i udostępniają publicznie zbiór wskaźników i odpowiednich wartości odniesienia do porównania jednostkowych kosztów inwestycji w porównywalnych projektach należących do kategorii infrastruktury określonych w załączniku II pkt 1 i 2. Te wartości odniesienia mogą być wykorzystywane przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu w analizach kosztów i korzyści prowadzonych na potrzeby kolejnych dziesięcioletnich planów rozwoju sieci.

8. Do dnia 31 grudnia 2016 r. ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu wspólnie przedstawią Komisji i Agencji spójny i wzajemnie powiązany model sieci i rynku energii elektrycznej i gazu, obejmujący zarówno infrastrukturę przesyłu energii elektrycznej, jak i gazu oraz obiekty magazynowania i LNG w priorytetowych korytarzach i obszarach infrastruktury energetycznej, opracowany zgodnie z zasadami określonymi w załączniku V. Po zatwierdzeniu tego modelu przez Komisję zgodnie z procedurą określoną w ust. 2-4 zostaje on włączony do metodologii.

Artykuł  12

Umożliwienie inwestycji o skutkach transgranicznych

1. Rzeczywiście poniesione koszty inwestycyjne, z wyłączeniem kosztów utrzymania, związane z projektem będącym przedmiotem wspólnego zainteresowania, należącym do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a), b) i d) oraz pkt 2, ponoszą odpowiedni operatorzy systemów przesyłowych lub projektodawcy infrastruktury przesyłowej z państw członkowskich, w których projekt generuje skutki pozytywne netto, a opłacają je - w zakresie, w jakim nie pokrywają ich opłaty z tytułu zatorów lub inne opłaty - użytkownicy sieci poprzez opłaty taryfowe za dostęp do sieci w tych państwach członkowskich.

2. Do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a), b) i d) i pkt 2 ust. 1 ma zastosowanie tylko wtedy, gdy przynajmniej jeden projektodawca zwróci się do odpowiednich organów krajowych o zastosowanie niniejszego artykułu do wszystkich lub niektórych kosztów projektu. Do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 2 ust. 1 ma zastosowanie tylko wtedy, gdy przeprowadzono już ocenę popytu na rynku i z oceny tej wynika, że nie można oczekiwać, iż rzeczywiście poniesione koszty inwestycyjne zostaną pokryte przez opłaty taryfowe.

W przypadku gdy projekt ma kilku projektodawców, odpowiednie krajowe organy regulacyjne niezwłocznie zwracają się do wszystkich projektodawców o wspólne przedłożenie wniosku inwestycyjnego zgodnie z ust. 3.

3. W przypadku projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania, do którego stosuje się ust. 1, projektodawca regularnie informuje wszystkie zainteresowane krajowe organy regulacyjne, przynajmniej raz w roku i do czasu oddania projektu do użytku, o postępach w realizacji projektu oraz o ustalonych kosztach i skutkach projektu.

Niezwłocznie po osiągnięciu odpowiedniego stopnia zaawansowania przez taki projekt projektodawca przedkłada wniosek w sprawie inwestycji po konsultacji z operatorami systemów przesyłowych z państw członkowskich, którym projekt przynosi znaczące pozytywne skutki netto. Taki wniosek w sprawie inwestycji obejmuje wniosek o transgraniczną alokację kosztów i jest przedkładany wszystkim zainteresowanym krajowym organom regulacyjnym oraz towarzyszy mu:

a) dotycząca danego projektu analiza kosztów i korzyści spójna z metodologią opracowaną zgodnie z art. 11 oraz uwzględniająca korzyści poza granicami zainteresowanego państwa członkowskiego;

b) plan operacyjny zawierający ocenę opłacalności finansowej projektu, w tym również wybrany wariant finansowania, a w przypadku projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii określonej w załączniku II pkt 2 - wyniki badań rynku; oraz

c) jeżeli projektodawcy dojdą do porozumienia, uzasadniony wniosek w sprawie transgranicznej alokacji kosztów.

Jeżeli projektodawców jest kilku, składają oni wniosek w sprawie inwestycji wspólnie.

W przypadku projektów uwzględnionych w pierwszej liście unijnej projektodawcy składają wniosek w sprawie inwestycji do dnia 31 października 2013 r.

Kopia każdego wniosku inwestycyjnego zostaje przekazana przez krajowe organy regulacyjne do wiadomości Agencji niezwłocznie po jego otrzymaniu.

Krajowe organy regulacyjne oraz Agencja zobowiązane są do zachowania poufności szczególnie chronionych informacji handlowych.

4. W terminie sześciu miesięcy od daty otrzymania przez zainteresowane krajowe organy regulacyjne ostatniego wniosku w sprawie inwestycji, po konsultacjach z zainteresowanymi projektodawcami krajowe organy regulacyjne podejmują skoordynowane decyzje w sprawie alokacji kosztów inwestycyjnych, jakie poniosą poszczególni operatorzy systemów przesyłowych w ramach projektu, oraz uwzględnieniu tych kosztów w opłatach taryfowych. Krajowe organy regulacyjne mogą zadecydować o alokacji jedynie części kosztów lub o alokacji kosztów w ramach pakietu większej liczby projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

Przy alokacji kosztów krajowe organy regulacyjne uwzględniają rzeczywiste lub szacunkowe:

- opłaty z tytułu zatorów lub inne opłaty,

- przychody wynikające z mechanizmu rekompensat dla operatorów działających między systemami przesyłowymi utworzonego zgodnie z art. 13 rozporządzenia (WE) nr 714/2009.

W decyzji o transgranicznej alokacji kosztów uwzględniane są koszty i korzyści związane z projektami w zainteresowanych państwach członkowskich o charakterze gospodarczym, społecznymi i środowiskowym, a także ewentualne potrzeby w zakresie wsparcia finansowego.

Podejmując decyzję o transgranicznej alokacji kosztów, odpowiednie krajowe organy regulacyjne, w porozumieniu z zainteresowanymi operatorami systemów przesyłowych, dążą do osiągnięcia porozumienia między innymi w oparciu o informacje określone w ust. 3 lit. a) i b).

Jeżeli projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania łagodzi negatywne efekty zewnętrzne, takie jak przepływy kołowe, i jest realizowany w państwie członkowskim będącym źródłem negatywnego efektu zewnętrznego, łagodzenia tego nie można uznać za korzyść transgraniczną, a zatem nie może ono być podstawą do alokacji kosztów operatorowi systemu przesyłowego w państwach członkowskich dotkniętych tymi negatywnymi efektami zewnętrznymi.

5. Przy ustalaniu lub zatwierdzaniu opłat taryfowych zgodnie z art. 37 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2009/72/WE i art. 41 ust. 1 lit. a) dyrektywy 2009/73/WE krajowe organy regulacyjne, w oparciu o transgraniczną alokację kosztów, o której mowa w ust. 4 niniejszego artykułu, biorą pod uwagę rzeczywiste koszty ponoszone przez operatora systemu przesyłowego lub innego projektodawcę w wyniku inwestycji, w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom efektywnego i strukturalnie porównywalnego operatora.

Krajowe organy regulacyjne niezwłocznie przekazują Agencji decyzję w sprawie alokacji kosztów wraz ze wszystkimi istotnymi informacjami na jej temat. Informacje te zawierają w szczególności szczegółowe przesłanki, w oparciu o które dokonana została alokacja kosztów pomiędzy państwami członkowskimi, takie jak:

a) ocena rozpoznanych skutków, w tym również skutków dotyczących taryf sieciowych, dla każdego zainteresowanego państwa członkowskiego;

b) ocena planu operacyjnego, o którym mowa w ust. 3 lit. b);

c) wywoływane przez projekt, na poziomie regionalnym lub ogólnounijnym, pozytywne efekty zewnętrznych;

d) wyniki konsultacji z zainteresowanym projektodawcą. Decyzja w sprawie alokacji kosztów jest publikowana.

6. Jeżeli zainteresowane krajowe organy regulacyjne nie są w stanie osiągnąć porozumienia w kwestii wniosku inwestycyjnego w terminie sześciu miesięcy od dnia, w którym wniosek otrzymał ostatni z zainteresowanych krajowych organów regulacyjnych, niezwłocznie informują o tym Agencję.

W takim przypadku lub na wspólny wniosek zainteresowanych krajowych organów regulacyjnych decyzję w sprawie wniosku inwestycyjnego, obejmującą transgraniczną alokację kosztów, o której mowa w ust. 3, a także w sprawie sposobu odzwierciedlenia kosztu inwestycji w wysokości opłat taryfowych podejmuje Agencja w terminie trzech miesięcy od daty przekazania sprawy Agencji.

Przed podjęciem takiej decyzji Agencja przeprowadza konsultacje z zainteresowanymi krajowymi organami regulacyjnymi oraz projektodawcami. Trzymiesięczny termin, o którym mowa w akapicie drugim, może zostać przedłużony o dodatkowy okres dwóch miesięcy, w przypadku gdy Agencja wystąpi o dalsze informacje. Bieg dodatkowego terminu rozpoczyna się w dniu następującym po dniu otrzymania kompletnych informacji.

Decyzja w sprawie alokacji kosztów jest publikowana. Zastosowanie mają art. 19 i 20 rozporządzenia (WE) nr 713/2009.

7. Agencja niezwłocznie przekazuje Komisji kopię wszystkich decyzji w sprawie alokacji kosztów, wraz ze wszystkimi istotnymi informacjami na jej temat. Informacje takie można przedłożyć w formie zbiorczej. Komisja jest zobowiązana do zachowania poufności szczególnie chronionych danych handlowych.

8. Decyzja o alokacji kosztów pozostaje bez wpływu na prawo operatorów systemów przesyłowych do stosowania oraz prawo krajowych organów regulacyjnych do zatwierdzania opłat za dostęp do sieci zgodnie z art. 32 dyrektywy 2009/72/WE i dyrektywy 2009/73/WE, art. 14 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 i art. 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

9. Niniejszy artykuł nie ma zastosowania do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które uzyskały:

a) zwolnienie ze stosowania art. 32, 33, 34 i art. 41 ust. 6, 8 i 10 dyrektywy 2009/73/WE zgodnie z art. 36 tej dyrektywy;

b) zwolnienie ze stosowania art. 16 ust. 6 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 lub zwolnienie ze stosowania art. 32 i art. 37 ust. 6 i 10 dyrektywy 2009/72/WE zgodnie z art. 17 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

c) zwolnienie ze stosowania na mocy art. 22 dyrektywy 2003/55/WE ²⁰ ; lub

d) zwolnienie ze stosowania na mocy art. 7 rozporządzenia (WE) nr 1228/2003 ²¹ .

Artykuł  13

Zachęty

1. W przypadku gdy w związku z rozwojem, budową, eksploatacją lub utrzymaniem projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania należącego do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a), b) i d) i pkt 2 projektodawca ponosi ryzyko wyższe niż ryzyko ponoszone zwykle w związku z porównywalnym projektem infrastrukturalnym, państwa członkowskie oraz krajowe organy regulacyjne zapewniają przyznanie temu projektowi odpowiednich zachęt zgodnie z art. 37 ust. 8 dyrektywy 2009/72/WE, art. 41 ust. 8 dyrektywy 2009/73/WE, art. 14 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 oraz art. 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

Akapit pierwszy nie ma zastosowania w przypadku, gdy projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania uzyskał:

a) zwolnienie ze stosowania art. 32, 33, 34 i art. 41 ust. 6, 8 i 10 dyrektywy 2009/73/WE zgodnie z art. 36 tej dyrektywy;

b) zwolnienie ze stosowania art. 16 ust. 6 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 lub zwolnienie ze stosowania art. 32 i art. 37 ust. 6 i 10 dyrektywy 2009/72/WE zgodnie z art. 17 rozporządzenia (WE) nr 714/2009;

c) zwolnienie ze stosowania na mocy art. 22 dyrektywy 2003/55/WE; lub

d) zwolnienie ze stosowania na mocy art. 7 rozporządzenia (WE) nr 1228/2003.

2. Krajowe organy regulacyjne podejmują decyzję w sprawie przyznania zachęt, o których mowa w ust. 1, z uwzględnieniem wyników analizy kosztów i korzyści sporządzonej z zastosowaniem metodologii opracowanej zgodnie z art. 11, a w szczególności regionalnych lub ogólnounijnych pozytywnych efektów zewnętrznych projektu. Krajowe organy regulacyjne przeprowadzają dalszą analizę szczególnych rodzajów ryzyka ponoszonych przez projektodawców, podjętych środków zmniejszających ryzyko i uzasadnienia takiego profilu ryzyka w kontekście pozytywnych skutków netto projektu w zestawieniu z rozwiązaniem alternatywnym o niższym poziomie ryzyka. Do kwalifikowalnych rodzajów ryzyka należy w szczególności ryzyko związane z nowymi technologiami przesyłu, zarówno lądowymi, jak i morskimi, ryzyko związane z niepełnym zwrotem kosztów oraz ryzyko związane z rozwojem.

3. Zachęty przyznane w decyzji uwzględniają szczególny charakter ponoszonego ryzyka; zachęty te mogą obejmować między innymi:

a) zasady dotyczące inwestycji wybiegających w przyszłość; lub

b) zasady uznawania rzeczywiście poniesionych kosztów przed oddaniem projektu do użytku; lub

c) zasady dotyczące dodatkowego zwrotu z kapitału zainwestowanego w projekt; lub

d) wszelkie inne środki uznane za konieczne i odpowiednie.

4. Do dnia 31 lipca 2013 r. każdy krajowy organ regulacyjny przedkłada Agencji swoją metodologię i kryteria oceny inwestycji w projekty dotyczące infrastruktury przesyłu energii elektrycznej i gazu oraz ponoszonego podwyższonego ryzyka, jeżeli są one dostępne.

5. Do dnia 31 grudnia 2013 r., przy należytym uwzględnieniu informacji otrzymanych zgodnie z ust. 4 niniejszego artykułu, Agencja ułatwi wymianę dobrych praktyk i wyda zalecenia zgodnie z art. 7 ust. 2 rozporządzenia (WE) nr 713/2009, dotyczące:

a) zachęt, o których mowa w ust. 1, na podstawie analizy porównawczej najlepszych praktyk krajowych organów regulacyjnych;

b) wspólnej metodologii oceny ponoszonego podwyższonego ryzyka inwestycyjnego w projekty dotyczące infrastruktury energii elektrycznej i gazu.

6. Do dnia 31 marca 2014 r. każdy krajowy organ regulacyjny opublikuje swoją metodologię i kryteria wykorzystywane do oceny inwestycji w projekty infrastruktury energii elektrycznej i gazu oraz ponoszonego podwyższonego ryzyka.

7. W przypadku gdy środki, o których mowa w ust. 5 i 6, nie są wystarczające, aby zapewnić terminową realizację projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, Komisja może wydawać wytyczne dotyczące zachęt określonych w niniejszym artykule.

ROZDZIAŁ  V

FINANSOWANIE

Artykuł  14

Kwalifikowalność projektów do unijnej pomocy finansowej

1. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania należące do kategorii określonych w załączniku II pkt 1, 2 i 4 kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej w formie dotacji na prace studyjne i instrumentów finansowych.

2. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania należące do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a)-d) i pkt 2, z wyłączeniem projektów dotyczących magazynowania energii elektrycznej w zbiornikach elektrowni szczytowopompowych, kwalifikują się do unijnej pomocy finansowej w formie dotacji na roboty, jeśli spełniają wszystkie następujące kryteria:

a) analiza kosztów i korzyści danego projektu przeprowadzona zgodnie z art. 12 ust. 3 lit. a) dostarcza dowodów na istnienie znaczących pozytywnych efektów zewnętrznych, takich jak bezpieczeństwo dostaw, solidarność lub innowacje;

b) projekt uzyskał decyzję w sprawie transgranicznej alokacji kosztów zgodnie z art. 12; lub, w przypadku projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania należących do kategorii określonej w załączniku II pkt 1 lit. c), które tym samym nie uzyskały decyzji w sprawie transgranicznej alokacji kosztów, projekt ma na celu transgraniczne świadczenie usług, przynosi innowacyjne rozwiązania technologiczne oraz zapewnia bezpieczeństwo transgranicznego funkcjonowania sieci;

c) w świetle planu operacyjnego i innych ocen przeprowadzonych w szczególności przez potencjalnych inwestorów, kredytodawców lub krajowe organy regulacyjne, projekt nie jest ekonomicznie opłacalny. Ocena ekonomicznej opłacalności projektu uwzględnia decyzję w sprawie zachęt oraz jej uzasadnienie, o którym mowa w art. 13 ust. 2.

3. Do pomocy finansowej Unii w formie dotacji na roboty kwalifikują się również projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania realizowane zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 5 ust. 7 lit. d), jeżeli spełniają kryteria określone w ust. 2 niniejszego artykułu.

4. Projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania należące do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. e) i pkt 4 również kwalifikują się do pomocy finansowej Unii w formie dotacji na roboty, jeżeli zainteresowani projektodawcy mogą wyraźnie wykazać znaczące pozytywne efekty zewnętrzne wywoływane przez projekty oraz ich brak opłacalności ekonomicznej, zgodnie z planem operacyjnym i innymi ocenami przeprowadzonymi w szczególności przez potencjalnych inwestorów lub kredytodawców, lub - w stosownych przypadkach - przez krajowy organ regulacyjny.

Artykuł  15

Wskazówki dotyczące kryteriów przyznawania unijnej pomocy finansowej

Szczególne kryteria określone w art. 4 ust. 2 oraz parametry określone w art. 4 ust. 4 pełnią również rolę celów uwzględnianych przy ustalaniu kryteriów przyznawania unijnej pomocy finansowej w odpowiednim rozporządzeniu w sprawie instrumentu "Łącząc Europę".

Artykuł  16

Wykonywanie przekazanych uprawnień

1. Powierzenie Komisji uprawnień do przyjęcia aktów delegowanych podlega warunkom określonym w niniejszym artykule.

2. Uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych, o których mowa w art. 3, powierza się Komisji na okres 4 lat od dnia 15 maja 2013 r. Komisja sporządza sprawozdanie dotyczące przekazania uprawnień nie później niż dziewięć miesięcy przed końcem tego okresu. Przekazanie uprawnień zostaje automatycznie przedłużone na takie same okresy, chyba że Parlament Europejski lub Rada sprzeciwią się takiemu przedłużeniu nie później niż trzy miesiące przed końcem każdego okresu.

3. Przekazanie uprawnień, o którym mowa w art. 3, może zostać w dowolnym momencie odwołane przez Parlament Europejski lub przez Radę. Decyzja o odwołaniu kończy przekazanie określonych w niej uprawnień. Decyzja o odwołaniu staje się skuteczna następnego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej lub w określonym w tej decyzji późniejszym terminie. Nie wpływa ona na ważność jakichkolwiek już obowiązujących aktów delegowanych.

4. Niezwłocznie po przyjęciu aktu delegowanego Komisja przekazuje go równocześnie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.

5. Akt delegowany przyjęty na podstawie art. 3 wchodzi w życie, tylko jeśli Parlament Europejski albo Rada nie wyraziły sprzeciwu w terminie dwóch miesięcy od przekazania tego aktu Parlamentowi Europejskiemu i Radzie lub jeśli, przed upływem tego terminu, zarówno Parlament Europejski, jak i Rada poinformowały Komisję, że nie wniosą sprzeciwu. Termin ten przedłuża się o dwa miesiące z inicjatywy Parlamentu Europejskiego lub Rady.

ROZDZIAŁ  VI

Przepisy końcowe

Artykuł  17

Sprawozdawczość i ocena

Nie później niż w 2017 r. Komisja opublikuje sprawozdanie z realizacji projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania oraz przedłoży je Parlamentowi Europejskiemu i Radzie. W sprawozdaniu takim przedstawiona zostanie ocena:

a) postępów osiągniętych w zakresie planowania, rozwoju, budowy i oddania do użytku projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania wybranych zgodnie z art. 3 oraz, w stosownych przypadkach, opóźnień i innych napotkanych trudności;

b) środków zaangażowanych i wypłaconych przez Unię na rzecz projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania w porównaniu z łączną wartością finansowanych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania;

c) w odniesieniu do sektorów energii elektrycznej i gazu: ewolucji poziomu połączeń międzysystemowych państw członkowskich i odpowiadającej mu ewolucji cen energii, jak również liczby przypadków awarii systemu sieciowego, ich przyczyn i związanych z nimi kosztów ekonomicznych;

d) wydawania pozwoleń i udziału społeczeństwa, w szczególności:

(i) średniego i maksymalnego łącznego czasu trwania procesów wydawania pozwoleń dla projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, w tym również czasu trwania każdego etapu procedury poprzedzającej złożenie wniosku, w zestawieniu z przewidywanym terminarzem pierwszych najważniejszych etapów, o których mowa w art. 10 ust. 4;

(ii) poziomu sprzeciwu, jaki napotkały projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania (w szczególności liczba zarzutów w formie pisemnej w trakcie procesu konsultacji społecznych, liczba podjętych środków prawnych);

(iii) przeglądu najlepszych i innowacyjnych praktyk w odniesieniu do udziału zainteresowanych stron i łagodzenia wpływu na środowisko podczas procesów wydawania pozwoleń i realizacji projektów;

(iv) efektywności trybów przewidzianych w art. 8 ust. 3 pod względem przestrzegania terminów określonych zgodnie z art. 10;

e) rozpatrywania przez organy regulacyjne, w szczególności:

(i) liczby projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, w odniesieniu do których wydano decyzję w sprawie transgranicznej alokacji kosztów zgodnie z art. 12;

(ii) liczby i rodzaju projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, które otrzymały szczególne zachęty zgodnie z art. 13;

f) efektywności niniejszego rozporządzenia pod względem wkładu w osiąganie celów dotyczących integracji rynku do 2014 i 2015 r., celów dotyczących klimatu i energii do 2020 r., a w dłuższej perspektywie - przechodzenia na gospodarkę niskoemisyjną do 2050 r.

Artykuł  18

Informacje i promocja

Przed upływem sześciu miesięcy od daty przyjęcia pierwszej listy unijnej Komisja utworzy łatwo dostępną dla społeczeństwa platformę dotyczącą przejrzystości infrastruktury, w tym również w internecie. Na platformie prezentowane będą następujące informacje:

a) ogólne, aktualizowane informacje, w tym również informacje geograficzne, dotyczące każdego z projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania;

b) plan realizacji poszczególnych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, o którym mowa w art. 5 ust. 1;

c) główne wyniki analizy kosztów i korzyści przeprowadzonej z zastosowaniem metodologii opracowanej zgodnie z art. 11 dla odnośnych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, z wyłączeniem wszelkich szczególnie chronionych informacji handlowych;

d) lista unijna;

e) środki przyznane i wypłacone przez Unię na poszczególne projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania.

Artykuł  19

Przepisy przejściowe

Niniejsze rozporządzenie nie wpływa na przyznanie, kontynuację ani na modyfikację pomocy finansowej przyznanej przez Komisję, zgodnie z zaproszeniami wystosowanymi na podstawie rozporządzenia (WE) nr 680/2007 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 20 czerwca 2007 r. ustanawiające ogólne zasady przyznawania pomocy finansowej Wspólnoty w zakresie transeuropejskich sieci transportowych i energetycznych ²² , na projekty wymienione w załącznikach I i III do decyzji nr 1364/2006/WE lub w związku z określonymi celami, z uwzględnieniem odpowiednich kategorii wydatków na TEN-E, zgodnie z definicją w rozporządzeniu Rady (WE) nr 1083/2006 z dnia 11 lipca 2006 r. ustanawiające przepisy ogólne dotyczące Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego, Europejskiego Funduszu Społecznego oraz Funduszu Spójności ²³ .

Przepisy rozdziału III nie mają zastosowania do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, w odniesieniu do których w procesie wydawania pozwoleń projektodawca złożył dokumentację wniosku przed dniem 16 listopada 2013 r.

Artykuł  20

Zmiany w rozporządzeniu (WE) nr 713/2009

W rozporządzeniu (WE) nr 713/2009 art. 22 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

"1. Agencja pobiera opłaty za wnioski o wydanie decyzji o zwolnieniu zgodnie z art. 9 ust. 1 oraz decyzji o transgranicznej alokacji kosztów wydawane przez Agencję zgodnie z art. 12 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej^(*).

______

^(*) Dz.U. L 115 z 25.4.2013, s. 39.".

Artykuł  21

Zmiany w rozporządzeniu (WE) nr 714/2009

W rozporządzeniu (WE) nr 714/2009 wprowadza się następujące zmiany:

1) w art. 8 wprowadza się następujące zmiany:

a) ust. 3 lit. a) otrzymuje brzmienie:

"a) wspólne narzędzia eksploatacji sieci w celu zapewnienia koordynacji eksploatacji sieci w warunkach normalnych i w sytuacjach nadzwyczajnych, w tym wspólną skalę klasyfikacji incydentów oraz plany badawcze. Narzędzia te wskazują między innymi:

(i) informacje, w tym odpowiednie informacje dotyczące następnego dnia i danego dnia oraz informacje w czasie rzeczywistym, przydatne do poprawy koordynacji operacyjnej, a także optymalnej częstotliwości gromadzenia i udostępniania takich informacji;

(ii) technologiczną platformę wymiany informacji w czasie rzeczywistym, a w stosownych przypadkach technologiczne platformy gromadzenia, przetwarzania i przekazywania innych informacji, o których mowa w ppkt (i), a także wdrażania procedur mogących poprawić koordynację operacyjną między operatorami systemów przesyłowych z myślą o rozszerzeniu takiej koordynacji na całą Unię;

(iii) sposoby udostępniania informacji operacyjnych przez operatorów systemów przesyłowych innym operatorom systemów przesyłowych lub wszelkim podmiotom należycie upoważnionym do wspierania ich we wprowadzaniu koordynacji operacyjnej, a także Agencji; oraz

(iv) że każdy operator systemu przesyłowego wyznacza punkt kontaktowy odpowiedzialny za udzielanie odpowiedzi na pytania dotyczące tych informacji, kierowane przez innych operatorów systemów przesyłowych lub jakikolwiek należycie upoważniony podmiot, o którym mowa w ppkt (iii), lub przez Agencję.

ENTSO energii elektrycznej przedłoży Agencji i Komisji przyjęte specyfikacje dotyczące ppkt (i)-(iv) do dnia 16 maja 2015 r.

W terminie 12 miesięcy od przyjęcia tych specyfikacji Agencja wydaje opinię, w której stwierdza, czy przyczyniają się one w wystarczającej mierze do wspierania handlu transgranicznego i do zapewniania optymalnego zarządzania, skoordynowanej eksploatacji, efektywnego użytkowania i właściwego rozwoju technicznego europejskiej sieci przesyłu energii elektrycznej.";

b) ust. 10 lit. a) otrzymuje brzmienie:

"a) opiera się na krajowych planach inwestycyjnych, z uwzględnieniem regionalnych planów inwestycyjnych, o których mowa w art. 12 ust. 1, oraz - w stosownych przypadkach - unijnych aspektów planowania sieci określonych w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej^(*); podlega analizie kosztów i korzyści przeprowadzonej z zastosowaniem metodologii określonej zgodnie z art. 11 tego rozporządzenia;

______

^(*) Dz.U. L 115 z 25.4.2013, s. 39.";

2) art. 11 otrzymuje brzmienie:

"Artykuł 11

Koszty

Koszty związane z działalnością ENTSO energii elektrycznej, o której mowa w art. 4-12 niniejszego rozporządzenia oraz w art. 11 rozporządzenia (UE) nr 347/2013, ponoszone są przez operatorów systemów przesyłowych i uwzględniane przy wyliczaniu taryf. Organy regulacyjne zatwierdzają te koszty jedynie pod warunkiem, że są one uzasadnione i odpowiednie.";

3) w art. 18 dodaje się ustęp w brzmieniu:

"4a. Komisja może przyjmować wytyczne dotyczące wdrażania koordynacji operacyjnej działań operatorów systemów przesyłowych na poziomie Unii. Wytyczne te muszą być spójne z kodeksami sieci, o których mowa w art. 6 niniejszego rozporządzenia, i opierać się na nich, a także na przyjętych specyfikacjach i na opinii Agencji, o której mowa w art. 8 ust. 3 lit. a) niniejszego rozporządzenia. Przyjmując te wytyczne, Komisja uwzględnia różne regionalne i krajowe wymogi operacyjne.

Wytyczne te przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 23 ust. 3.";

4) w art. 23 dodaje się ustęp w brzmieniu:

"3. W przypadku odesłania do niniejszego ustępu stosuje się art. 5 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 182/2011 z dnia 16 lutego 2011 r. ustanawiającego przepisy i zasady ogólne dotyczące trybu kontroli przez państwa członkowskie wykonywania uprawnień wykonawczych przez Komisję^(*).

______

^(*) Dz.U. L 55 z 28.2.2011, s. 13.".

Artykuł  22

Zmiany w rozporządzeniu (WE) nr 715/2009

W rozporządzeniu (WE) nr 715/2009 wprowadza się następujące zmiany:

1) art. 8 ust. 10 lit. a) otrzymuje brzmienie:

"a) opiera się na krajowych planach inwestycyjnych, z uwzględnieniem regionalnych planów inwestycyjnych, o których mowa w art. 12 ust. 1, oraz - w stosownych przypadkach - unijnych aspektów planowania sieci określonych w rozporządzeniu Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej^(*); podlega analizie kosztów i korzyści przeprowadzonej z zastosowaniem metodologii określonej zgodnie z art. 11 tego rozporządzenia;

______

^(*) Dz.U. L 115 z 25.4.2013, s. 39.";

2) art. 11 otrzymuje brzmienie:

"Artykuł 11

Koszty

Koszty związane z działalnością ENTSO gazu, o której mowa w art. 4-12 niniejszego rozporządzenia oraz w art. 11 rozporządzenia (UE) nr 347/2013, ponoszone są przez operatorów systemów przesyłowych i uwzględniane przy wyliczaniu taryf. Organy regulacyjne zatwierdzają te koszty jedynie pod warunkiem, że są one uzasadnione i odpowiednie.".

Artykuł  23

Uchylenie

Decyzja nr 1364/2006/WE traci moc z dniem 1 stycznia 2014 r. Niniejsze rozporządzenie nie powoduje powstania jakichkolwiek praw w odniesieniu do projektów wymienionych w załącznikach I i III do decyzji nr 1364/2006/WE.

Artykuł  24

Wejście w życie

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

Niniejsze rozporządzenie stosuje się od dnia 1 czerwca 2013 r., z wyjątkiem art. 14 i 15, które stosują się od dnia rozpoczęcia stosowania odpowiedniego rozporządzenia w sprawie instrumentu "Łącząc Europę".

Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.

Sporządzono w Strasburgu dnia 17 kwietnia 2013 r.

W imieniu Parlamentu Europejskiego	W imieniu Rady
M. SCHULZ	L. CREIGHTON
Przewodniczący	Przewodniczący

ZAŁĄCZNIKI

ZAŁĄCZNIK  I

PRIORYTETOWE KORYTARZE I OBSZARY INFRASTRUKTURY ENERGETYCZNEJ

Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do następujących priorytetowych korytarzy i obszarów transeuropejskiej infrastruktury energetycznej:

1. 

PRIORYTETOWE KORYTARZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

1. Północnomorska sieć przesyłowa morskiej energii wiatrowej: rozwój zintegrowanej morskiej sieci elektroenergetycznej i związanych z nią połączeń międzysystemowych na Morzu Północnym, Morzu Irlandzkim, kanale La Manche, Morzu Bałtyckim i na sąsiednich wodach, mających służyć do przesyłu energii elektrycznej z morskich odnawialnych źródeł energii do ośrodków poboru i składowania oraz do zwiększenia transgranicznej wymiany energii elektrycznej.

Zainteresowane państwa członkowskie: Belgia, Dania, Francja, Irlandia, Luksemburg, Niderlandy, Niemcy, Szwecja, Zjednoczone Królestwo.

2. Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Zachodniej: połączenia międzysystemowe między państwami członkowskimi regionu i z obszarem Morza Śródziemnego, w tym również na Półwyspie Iberyjskim, mające w szczególności integrować energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii i poprawiać wewnętrzną infrastrukturę sieciową w celu stymulowania integracji rynku w regionie.

Zainteresowane państwa członkowskie: Austria, Belgia, Francja, Hiszpania, Irlandia, Luksemburg, Malta, Niderlandy, Niemcy, Portugalia, Włochy, Zjednoczone Królestwo.

3. Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej: połączenia międzysystemowe i linie wewnętrzne na kierunkach północ-południe i wschód-zachód mające zapewnić ukończenie tworzenia rynku wewnętrznego i integrację energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych.

Zainteresowane państwa członkowskie: Austria, Bułgaria, Chorwacja⁽¹⁾, Cypr, Republika Czeska, Grecja, Niemcy, Polska, Rumunia, Słowacja, Słowenia, Węgry, Włochy.

4. Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do energii elektrycznej: połączenia międzysystemowe między państwami regionu bałtyckiego i poprawa infrastruktury sieci wewnętrznej, odpowiednio, w celu zakończenia izolacji państw bałtyckich i wsparcia integracji rynkowej między innymi dzięki działaniom na rzecz integracji energii wytwarzanej w źródłach odnawialnych w tym regionie.

Zainteresowane państwa członkowskie: Dania, Estonia, Finlandia, Litwa, Łotwa, Niemcy, Polska, Szwecja.

2. 

PRIORYTETOWE KORYTARZE GAZOWE

5. Gazowe połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Zachodniej: infrastruktura gazowa dla przepływów gazu na kierunku Północ-Południe w Europie Zachodniej mająca bardziej zdywersyfikować trasy dostaw i zwiększyć możliwość dostaw krótkoterminowych.

Zainteresowane państwa członkowskie: Belgia, Dania, Francja, Hiszpania, Irlandia, Luksemburg, Malta, Niderlandy, Niemcy, Portugalia, Włochy, Zjednoczone Królestwo.

6. Gazowe połączenia międzysystemowe Północ-Południe w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej: infrastruktura gazowa regionalnych połączeń między regionem Morza Bałtyckiego, Morza Adriatyckiego i Morza Egejskiego, wschodnią częścią regionu Morza Śródziemnego oraz Morzem Czarnym, a także wewnątrz tych regionów, mające również zwiększać dywersyfikację i bezpieczeństwo dostaw gazu.

Zainteresowane państwa członkowskie: Austria, Bułgaria, Chorwacja⁽¹⁾, Cypr, Republika Czeska, Grecja, Niemcy, Polska, Rumunia, Słowacja, Słowenia, Węgry, Włochy.

7. Południowy korytarz gazowy: infrastruktura przesyłu gazu z regionu Morza Kaspijskiego, Azji Środkowej, Bliskiego Wschodu i wschodniego regionu Morza Śródziemnego do Unii w celu wzmocnienia dywersyfikacji dostaw gazu.

Zainteresowane państwa członkowskie: Austria, Bułgaria, Chorwacja⁽¹⁾, Republika Czeska, Cypr, Francja, Grecja, Niemcy, Polska, Rumunia, Słowacja, Słowenia, Węgry, Włochy.

8. Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich dla gazu: infrastruktura gazowa mająca położyć kres odizolowaniu trzech państw bałtyckich i Finlandii oraz ich zależności od jednego dostawcy, odpowiednio poprawić wewnętrzną infrastrukturę sieciową oraz zwiększyć dywersyfikację i bezpieczeństwo dostaw w regionie Morza Bałtyckiego.

Zainteresowane państwa członkowskie: Dania, Estonia, Finlandia, Litwa, Łotwa, Niemcy, Polska, Szwecja.

3. 

PRIORYTETOWE KORYTARZE ROPY NAFTOWEJ

9. Połączenia dostawcze ropy naftowej w Europie Środkowo-Wschodniej: interoperacyjność sieci rurociągów naftowych w Europie Środkowo-Wschodniej mająca zwiększyć bezpieczeństwo dostaw i zmniejszyć ryzyko środowiskowe.

Zainteresowane państwa członkowskie: Austria, Chorwacja⁽¹⁾, Republika Czeska, Niemcy, Węgry, Polska, Słowacja.

4. 

PRIORYTETOWE OBSZARY TEMATYCZNE

10. Stosowanie inteligentnych sieci: przyjęcie technologii inteligentnych sieci w całej Unii w celu skutecznej integracji zachowań i działań wszystkich użytkowników podłączonych do sieci elektroenergetycznej, w szczególności wytwarzania dużych ilości energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych lub rozproszonych i reakcji strony popytowej.

Zainteresowane państwa członkowskie: wszystkie.

11. Autostrady elektroenergetyczne: pierwsze autostrady elektroenergetyczne do 2020 r. w ramach budowy systemu autostrad elektroenergetycznych w całej Unii mogące:

a) zagospodarować stale zwiększającą się nadwyżkę produkcji energii wiatrowej na Morzu Północnym i Bałtyckim oraz wokół nich, a także zwiększającą się produkcję energii ze źródeł odnawialnych na wschodzie i południu Europy oraz w północnej Afryce;

b) połączyć te nowe centra produkcji z dużymi obiektami magazynowania w krajach skandynawskich, Alpami i innymi regionami o wysokim zużyciu; oraz

c) stawić czoła coraz bardziej zmiennej i zdecentralizowanej podaży oraz elastycznemu popytowi energii elektrycznej.

Zainteresowane państwa członkowskie: wszystkie.

12. Transgraniczne sieci dwutlenku węgla: stworzenie infrastruktury transportu dwutlenku węgla między państwami członkowskimi i w relacji z sąsiadującymi państwami trzecimi w ramach stosowania wychwytywania i składowania dwutlenku węgla.

Zainteresowane państwa członkowskie: wszystkie.

⁽¹⁾ Z zastrzeżeniem przystąpienia Chorwacji do Unii i począwszy od daty tego przystąpienia.

ZAŁĄCZNIK  II

KATEGORIE INFRASTRUKTURY ENERGETYCZNEJ

W celu realizacji priorytetów w odniesieniu do infrastruktury energetycznej wymienionych w załączniku I tworzone są następujące kategorie infrastruktury:

1) w przypadku energii elektrycznej:

a) linie napowietrzne wysokiego napięcia, o ile zostały zaprojektowane dla napięcia 220 kV lub wyższego, oraz podziemne i podmorskie kable przesyłowe, o ile zostały zaprojektowane dla napięcia 150 kV lub wyższego;

b) szczególnie w przypadku autostrad elektroenergetycznych: wszelkie urządzenia materialne zaprojektowane w celu umożliwiania transportu energii elektrycznej na poziomie wysokiego i bardzo wysokiego napięcia, w ramach tworzenia połączenia między znacznymi ilościami energii elektrycznej wytwarzanej lub magazynowanej na terytorium jednego lub kilku państw członkowskich bądź państw trzecich a wielkoskalowym poborem energii elektrycznej w jednym lub kilku innych państwach członkowskich;

c) instalacje magazynowania energii elektrycznej przeznaczone do stałego lub czasowego magazynowania energii elektrycznej w obiektach naziemnych lub podziemnych lub w geologicznych obiektach magazynowania, pod warunkiem że są bezpośrednio połączone z liniami przesyłowymi wysokiego napięcia zaprojektowanymi dla napięcia 110 kV lub większego;

d) wszelkie urządzenia lub instalacje istotne dla bezpiecznej, pewnej i efektywnej eksploatacji systemów, o których mowa w lit. a)-c), w tym systemy ochronne, monitorujące i sterujące dla wszystkich poziomów napięcia i podstacji;

e) wszelkie urządzenia lub instalacje na poziomie przesyłu i dystrybucji systemami średniego napięcia służące do dwustronnej łączności cyfrowej w czasie rzeczywistym lub zbliżonym do rzeczywistego, interaktywnego i inteligentnego monitorowania i zarządzania w zakresie wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i poboru energii elektrycznej w ramach tworzenia sieci efektywnie integrującej zachowania i działania wszystkich podłączonych do niej użytkowników - wytwórców, odbiorców i użytkowników będących zarazem wytwórcami i odbiorcami - w celu zapewnienia oszczędnego, stabilnego systemu elektroenergetycznego o niskim poziomie strat i wysokim poziomie jakości oraz bezpieczeństwa dostaw i ochrony;

2) w przypadku gazu:

a) gazociągi przesyłowe do transportu gazu ziemnego i biogazu należące do sieci obejmującej głównie gazociągi wysokiego ciśnienia, z wyłączeniem gazociągów wysokoprężnych wykorzystywanych do kopalnianej lub lokalnej dystrybucji gazu ziemnego,

b) podziemne obiekty magazynowe połączone z wyżej wymienionymi gazociągami wysokiego ciśnienia,

c) obiekty służące do odbioru, składowania i regazyfikacji lub rozprężania skroplonego gazu naturalnego (LNG) lub sprężonego gazu naturalnego (CNG);

d) wszelkie urządzenia lub instalacje istotne dla pewnej, bezpiecznej i efektywnej eksploatacji systemu lub zapewniające dwukierunkową przepustowość, w tym tłoczni gazu;

3) w przypadku ropy:

a) rurociągi wykorzystywane do transportu ropy naftowej;

b) przepompownie i obiekty magazynowe niezbędne do eksploatacji rurociągów ropy naftowej;

c) wszelkie urządzenia i instalacje istotne dla prawidłowej, bezpiecznej i efektywnej eksploatacji systemu, w tym systemy ochronne, monitorujące i sterujące oraz infrastrukturę zwrotnego przepływu;

4) w przypadku dwutlenku węgla:

a) dedykowane rurociągi, z wyłączeniem sieci rurociągów kopalnianych, wykorzystywane do transportu antropogenicznego dwutlenku węgla z więcej niż jednego źródła, tj. instalacji przemysłowych (w tym elektrowni) wytwarzających gaz CO₂ jako produkt spalania lub innych reakcji chemicznych z udziałem związków kopalnych i niekopalnych z zawartością węgla, w celu stałego geologicznego składowania dwutlenku węgla zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE ²⁴ ;

b) obiekty służące do skraplania i buforowego składowania dwutlenku węgla w celu jego dalszego transportu. Nie obejmuje to infrastruktury w ramach formacji geologicznej wykorzystywanej do stałego geologicznego składowania dwutlenku węgla zgodnie z dyrektywą 2009/31/WE oraz związanych z nią instalacji powierzchniowych i zatłaczających;

c) wszelkie urządzenia lub instalacje istotne dla prawidłowej, bezpiecznej i efektywnej eksploatacji danego systemu, w tym systemy ochronne, monitorujące i sterujące.

ZAŁĄCZNIK  III

REGIONALNE LISTY PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA

1. 

ZASADY DOTYCZĄCE GRUP

1. W przypadku projektów dotyczących energii elektrycznej należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 w skład każdej grupy wchodzą przedstawiciele państw członkowskich, krajowych organów regulacyjnych, operatorów systemów przesyłowych, jak również Komisji, Agencji i ENTSO energii elektrycznej.

W przypadku projektów dotyczących gazu należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 2 w skład każdej grupy wchodzą przedstawiciele państw członkowskich, krajowych organów regulacyjnych, operatorów systemów przesyłowych, jak również Komisji, Agencji i ENTSO gazu.

W przypadku projektów dotyczących przesyłu ropy naftowej i dwutlenku węgla należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 3 i 4 w skład każdej grupy wchodzą przedstawiciele państw członkowskich, projektodawcy zainteresowani każdorazowo odpowiednimi priorytetami wskazanymi w załączniku I oraz przedstawiciele Komisji.

2. Organy decyzyjne grup mogą się łączyć. Wszystkie grupy lub organy decyzyjne spotykają się, w stosownych przypadkach, w celu omówienia spraw wspólnych dla wszystkich grup; sprawy tego rodzaju mogą obejmować kwestie istotne dla spójności transgranicznej lub ryzyka, że liczba proponowanych projektów zapisanych w projektach list regionalnych przekroczy poziom umożliwiający zarządzanie nimi.

3. Każda grupa organizuje swoje prace stosownie do starań na rzecz współpracy regionalnej zgodnie z art. 6 dyrektywy 2009/72WE, art. 7 dyrektywy 2009/73/WE, art. 12 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 i art. 12 rozporządzenia (WE) nr 715/2009 oraz innych istniejących struktur współpracy regionalnej.

4. W przypadkach stosownych z punktu widzenia realizacji odpowiedniego priorytetu wskazanego w załączniku I każda grupa zaprasza projektodawców, których projekty potencjalnie kwalifikują się do zaliczenia do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, a także przedstawicieli administracji krajowej, organów regulacyjnych i operatorów systemów przesyłowych z krajów kandydujących do UE i z potencjalnych krajów kandydujących, państw członkowskich Europejskiego Obszaru Gospodarczego i Europejskiego Stowarzyszenia Wolnego Handlu, przedstawicieli instytucji i organów Wspólnoty Energetycznej, państw objętych europejską polityką sąsiedztwa oraz państw, z którymi Unia nawiązała specjalną współpracę w zakresie energii. Decyzję o zaproszeniu przedstawicieli państw trzecich podejmuje się w drodze konsensusu.

5. Każda grupa przeprowadza konsultacje z organizacjami reprezentującymi odpowiednie zainteresowane strony - a jeżeli uzna to za stosowne, bezpośrednio z zainteresowanymi stronami - w tym producentów, operatorów systemów dystrybucji, dostawców i konsumentów, a także organizacji działających na rzecz ochrony środowiska. Grupa może organizować posiedzenia lub konsultacje w przypadkach, w których jest to właściwe ze względu na wykonanie jej zadań.

6. Komisja publikuje na platformie na rzecz przejrzystości, o której mowa w art. 18, regulaminy, uaktualnione listy organizacji członkowskich, regularnie aktualizowane informacje o postępach prac, porządki obrad na posiedzeniach, a także ostateczne wnioski i decyzje poszczególnych grup.

7. Komisja, Agencja oraz grupy dążą do spójności między poszczególnymi grupami. W tym celu Komisja i Agencja zapewniają w stosownych przypadkach wymianę informacji na temat wszystkich prac będących przedmiotem międzyregionalnego zainteresowania danych grup.

Udział krajowych organów regulacyjnych i Agencji w działania grup nie może zagrażać realizacji ich celów i obowiązków określonych w niniejszym rozporządzeniu, w art. 36 i art. 37 dyrektywy 2009/72/WE, art. 40 i art. 41 dyrektywy 2009/73/WE i w rozporządzeniu (WE) nr 713/2009.

2. 

PROCES TWORZENIA LIST REGIONALNYCH

1. Projektodawcy, których projekty potencjalnie kwalifikują się do zaliczenia do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania i oczekują na przyznanie tego statusu, składają do grupy wniosek o uznanie projektu za będący przedmiotem wspólnego zainteresowania, obejmujący:

- ocenę ich projektów w odniesieniu do wkładu w realizację priorytetów określonych w załączniku I,

- analizę zgodności z odpowiednimi kryteriami określonymi w art. 4,

- w przypadku projektów, które osiągnęły odpowiedni stopień zaawansowania - analizę kosztów i korzyści projektu przeprowadzoną zgodnie z art. 21 i art. 22 oraz w oparciu o metodologie opracowane przez ENTSO energii elektrycznej lub ENTSO gazu zgodnie z art. 11, oraz

- wszelkie inne informacje pomocne w ocenie projektu.

2. Wszyscy odbiorcy zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

3. Po przyjęciu pierwszej listy unijnej, dla wszystkich kolejnych przyjmowanych list unijnych proponowane projekty dotyczące przesyłu i magazynowania energii elektrycznej należące do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a), b) i d) stanowią element ostatniego dostępnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci energii elektrycznej opracowanego przez ENTSO energii elektrycznej zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 714/2009.

4. Po przyjęciu pierwszej listy unijnej, dla wszystkich kolejnych przyjmowanych list unijnych proponowane projekty dotyczące infrastruktury gazowej należące do kategorii określonych w załączniku II pkt 2) stanowią element ostatniego dostępnego dziesięcioletniego planu rozwoju sieci energii elektrycznej opracowanego przez ENTSO gazu zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

5. Wnioski dotyczące projektów przedłożone w celu uwzględnienia na pierwszej liście unijnej, które nie zostały wcześniej ocenione zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, są oceniane na szczeblu systemu ogólnounijnego przez:

- ENTSO energii elektrycznej zgodnie z metodologią zastosowaną w ostatnim dostępnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci w przypadku projektów należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a), b) i d),

- ENTSO gazu lub stronę trzecią przy zachowaniu spójności w oparciu o obiektywną metodologię w przypadku projektów należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 2.

Do dnia 16 stycznia 2014 r. Komisja wyda wytyczne dotyczące kryteriów, które mają być stosowane przez ENTSO energii elektrycznej i ENTSO gazu przy opracowywaniu odpowiednich dziesięcioletnich planów rozwoju sieci, o których mowa w pkt 3) i 4), aby zapewnić równe traktowanie i przejrzystość procesu.

6. Proponowane projekty dotyczące przesyłu dwutlenku węgla należące do kategorii określonej w załączniku II pkt 4 są przedstawiane Komisji przez zainteresowane państwa członkowskie lub podmioty wyznaczone przez te państwa, jako stanowiące element planu opracowanego przez co najmniej dwa państwa członkowskie, który ma na celu rozwój transgranicznej infrastruktury przesyłu i składowania dwutlenku węgla.

7. W przypadku projektów należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 i 2 krajowe organy regulacyjne, a w razie konieczności Agencja, w miarę możliwości w kontekście współpracy regionalnej (art. 6 dyrektywy 2009/72/WE, art. 7 dyrektywy 2009/73/WE), sprawdzają spójne stosowanie kryteriów lub metodologii analizy kosztów i korzyści oraz oceniają ich stosowność w perspektywie transgranicznej. Swoją ocenę przedstawiają grupie.

8. W przypadku proponowanych projektów dotyczących transportu ropy naftowej i dwutlenku węgla należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 3 i 4 Komisja ocenia stosowanie kryteriów określonych w art. 4. W przypadku proponowanych projektów dotyczących dwutlenku węgla należących do kategorii określonej w załączniku II pkt 4 Komisja uwzględnia również możliwość przyszłego rozszerzenia na dodatkowe państwa członkowskie. Komisja przedstawia swoją ocenę grupie.

9. Każde państwo członkowskie, którego terytorium proponowany projekt nie dotyczy, ale dla którego proponowany projekt może mieć ewentualne pozytywne skutki netto lub któremu może przynieść ewentualny znaczący efekt, na przykład w odniesieniu do środowiska lub do funkcjonowania infrastruktury energetycznej na jego terytorium, może przedstawić grupie opinię zawierającą swoje obawy.

10. Organ decyzyjny grupy, na wniosek państwa członkowskiego należącego do grupy, poddaje ocenie uzasadnione powody przedstawione przez państwo członkowskie zgodnie z art. 3 ust. 3 przeciwko zatwierdzeniu projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania i odnoszącego się do jego terytorium.

11. Grupa zbiera się w celu rozpatrzenia i sporządzenia rankingu proponowanych projektów z uwzględnieniem oceny przedstawionej przez organy regulacyjne lub Komisję w odniesieniu do projektów przesyłu ropy naftowej i dwutlenku węgla.

12. Sporządzone przez grupy projekty regionalnych list proponowanych projektów należących do kategorii określonych w załączniku II ppkt 1 i 2, wraz z wszelkimi opiniami, o których mowa w pkt 9, przedkładane są Agencji na sześć miesięcy przed datą przyjęcia listy unijnej. Agencja ocenia projekty list regionalnych i towarzyszące im opinie w terminie trzech miesięcy od daty ich otrzymania. Agencja przedstawia opinię na temat projektów list regionalnych, w szczególności spójnego stosowania kryteriów oraz analizy kosztów i korzyści we wszystkich regionach. Opinia Agencji przyjmowana jest zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 15 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009.

13. W terminie miesiąca od daty otrzymania opinii Agencji organ decyzyjny każdej z grup przyjmuje ostateczną listę regionalną, nie naruszając przepisów art. 3 ust. 3, w oparciu o propozycje grupy oraz przy uwzględnieniu opinii Agencji oraz ocen przedłożonych przez krajowe organy regulacyjne zgodnie z pkt 7, lub oceny wydanej przez Komisję w odniesieniu do projektów dotyczących przesyłu ropy naftowej i dwutlenku węgla zaproponowanych zgodnie z pkt 8. Grupy przedkładają Komisji ostateczne listy regionalne wraz z wszelkimi opiniami, o których mowa w pkt 9.

14. Jeżeli na podstawie otrzymanych list regionalnych i po uwzględnieniu opinii Agencji łączna liczba proponowanych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania uwzględnionych na liście unijnej przekracza poziom umożliwiający zarządzanie nimi, Komisja rozważy po konsultacji z poszczególnymi zainteresowanymi grupami nieuwzględnienie na liście unijnej projektów umieszczonych przez grupę niżej w rankingu opracowanym zgodnie z art. 4 ust. 4.

ZAŁĄCZNIK  IV

ZASADY I WSKAŹNIKI DOTYCZĄCE KRYTERIÓW DLA PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA

1. Projektem o znaczących skutkach transgranicznych jest projekt na terytorium państwa członkowskiego, który spełnia następujące warunki:

a) w przypadku przesyłu energii elektrycznej - projekt zwiększa zdolność przesyłową sieci lub zdolność dostępną dla przepływów handlowych na granicy między tym państwem członkowskim i jednym lub kilkoma państwami członkowskimi, lub w jakimkolwiek innym istotnym punkcie tego samego korytarza przesyłowego, przynosząc w efekcie wzrost transgranicznej zdolności przesyłowej sieci o co najmniej 500 MW w porównaniu z sytuacją, gdyby nie nastąpiło oddanie do użytku danego projektu;

b) w przypadku składowania energii elektrycznej - projekt zapewnia co najmniej 225 MW mocy zainstalowanej i pojemność magazynową pozwalającą na wytworzenie energii elektrycznej netto w ilości 250 GWh rocznie;

c) w przypadku przesyłu gazu - projekt dotyczy inwestycji z zakresu zdolności zwrotnego przepływu lub zmienia możliwość przesyłu gazu przez granice przez zainteresowane państwa członkowskie co najmniej o 10 % w porównaniu z sytuacją przed oddaniem projektu do użytku;

d) w przypadku składowania gazu lub skroplonego/sprężonego gazu ziemnego - projekt ma na celu zapewnienie dostaw, bezpośrednio lub pośrednio, do przynajmniej dwóch państw członkowskich lub zapewnienie zgodności z normą infrastrukturalną (zasada N-1) na poziomie krajowym stosownie do art. 6 ust. 3 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 994/2010 ²⁵ ;

e) w przypadku inteligentnych sieci - projekt dotyczy urządzeń i instalacji wysokiego i średniego napięcia zaprojektowanych dla napięcia 10 kV lub wyższego. W projekcie uczestniczą operatorzy systemów przesyłowych i dystrybucyjnych z przynajmniej dwóch państw członkowskich obsługujących przynajmniej 50 000 użytkowników wytwarzających lub pobierających energię bądź spełniających obie te funkcje, na obszarze pobierającym co najmniej 300 GWh rocznie, z czego co najmniej 20 % pochodzi ze źródeł odniawialnych, których wydajność jest z natury zmienna.

2. W przypadku projektów należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 1 lit. a)-d) ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

a) pomiar integracji rynku, konkurencji i elastyczności systemu dokonywany jest zgodnie z zasadami analizy przedstawionej w ostatnim dostępnym unijnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci energii elektrycznej, w szczególności poprzez:

- obliczenie, w przypadku projektów transgranicznych, skutków w zakresie zdolności przesyłowej systemu w obydwu kierunkach przepływu mocy, mierzonych ilością mocy (w megawatach) i ich wkładem w osiągnięcie minimalnej zdolności połączeń międzysystemowych w wysokości 10 % mocy zainstalowanej, lub, w przypadku projektów o znaczących skutkach transgranicznych, skutków w zakresie zdolności przesyłowej systemu na granicach pomiędzy danymi państwami członkowskimi, między danymi państwami członkowskimi a państwami trzecimi lub w obrębie danych państw członkowskich i w zakresie równowagi popytu i podaży oraz operacji sieciowych w danych państwach członkowskich,

- ocenę skutków dla analizowanego obszaru określonego w pkt 10 załącznika V w kontekście wynikających z projektu kosztów wytwarzania i przesyłu energii oraz zmian i konwergencji cen rynkowych dla całego systemu energetycznego przy założeniu różnych scenariuszy planowania, ze szczególnym uwzględnieniem wywołanych zmian w zakresie klasyfikacji "merit order";

b) pomiar przesyłu wytworzonej energii odnawialnej do głównych ośrodków poboru i składowisk dokonywany jest zgodnie z zasadami analizy przedstawionej w ostatnim dostępnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci energii elektrycznej, w szczególności:

- w przypadku przesyłu energii elektrycznej - przez oszacowanie ilościowe zdolności wytwórczej z odnawialnych źródeł energii (według technologii, w megawatach) przyłączonej i przesyłanej w następstwie projektu z planowaną całkowitą zdolnością wytwórczą z takich odnawialnych źródeł energii w zainteresowanych państwach członkowskich w roku 2020, zgodnie z krajowymi planami działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych w rozumieniu art. 4 dyrektywy 2009/28/WE,

- w przypadku magazynowania energii elektrycznej - przez porównanie nowej zdolności zapewnionej przez projekt z całkowitą istniejącą zdolnością dla takiej samej technologii magazynowania w analizowanym obszarze w rozumieniu załącznika V pkt 10);

c) pomiar bezpieczeństwa dostaw, interoperacyjności i poziomu bezpieczeństwa eksploatacji systemu dokonywany jest zgodnie z zasadami analizy przedstawionej w ostatnim dostępnym dziesięcioletnim planie rozwoju sieci energii elektrycznej, w szczególności poprzez ocenę skutków projektu w zakresie oczekiwanego czasu niepokrycia zapotrzebowania dla analizowanego obszaru w rozumieniu załącznika V pkt 10), w ujęciu według wystarczalności zdolności wytwórczych i przesyłowych zestawu charakterystycznych okresów obciążenia, z uwzględnieniem oczekiwanych zmian ekstremalnych zjawisk pogodowych związanych z klimatem i ich wpływu na odporność infrastruktury. W stosownym przypadku mierzony jest wpływ projektu na niezależną i niezawodną kontrolę działania systemu i usług.

3. W przypadku projektów należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 2) ocena kryteriów wymienionych w art. 4 dokonywana jest następująco:

a) pomiar integracji rynkowej i interoperacyjności dokonywany jest poprzez obliczenie wartości dodatkowej projektu dla obszaru integracji, rynku i konwergencji cenowej oraz ogólnej elastyczności systemu, w tym zapewnianego poziomu zdolności w zakresie zwrotnego przepływu w ramach różnych scenariuszy;

b) pomiaru konkurencji dokonuje się na podstawie dywersyfikacji, w tym również uproszczonego dostępu do rodzimych źródeł dostaw, a w dalszej kolejności z uwzględnieniem: dywersyfikacji źródeł; dywersyfikacji kontrahentów; dywersyfikacji tras dostaw; wpływu nowej zdolności na indeks Herfindahla-Hirschmanna obliczony na poziomie zdolności dla obszaru analizy określonego w załączniku V pkt 10);

c) pomiar bezpieczeństwa dostaw gazu dokonywany jest poprzez obliczenie wartości dodatkowej projektu dla krótko-i długoterminowej odporności unijnego systemu gazowniczego i dla poprawy elastyczności systemu w pozostałym zakresie w związku z pokonywaniem zakłóceń dostaw do państw członkowskich według różnych scenariuszy, jak również dodatkowej zdolności zapewnionej przez projekt, mierzonej w odniesieniu do normy infrastrukturalnej (zasada N-1) na poziomie regionalnym zgodnie z art. 6 ust. 3 rozporządzenia (UE) nr 994/2010;

d) zrównoważoność jest mierzona, jako wkład projektu w redukcję emisji, we wsparcie wytwarzania rezerwowego dla produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych lub wytwarzania gazu z energii elektrycznej oraz w transport biogazu, z uwzględnieniem oczekiwanych zmian warunków klimatycznych.

4. W przypadku projektów należących do kategorii określonej w załączniku II pkt 1) lit. e) każda funkcja wymieniona w art. 4 jest oceniania na podstawie następujących kryteriów:

a) poziom zrównoważoności: pomiar tego kryterium dokonywany jest poprzez ocenę zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych i oddziaływania infrastruktury sieci elektroenergetycznej na środowisko;

b) zdolność sieci przesyłowych i dystrybucyjnych do przyłączenia i przesyłania energii elektrycznej od i do użytkowników: pomiar tego kryterium dokonywany jest poprzez oszacowanie zdolności zainstalowanej rozproszonych zasobów energetycznych w sieciach dystrybucyjnych, maksymalnej dopuszczalnej ilości energii elektrycznej wprowadzonej bez ryzyka ograniczeń przesyłowych w sieciach przesyłowych oraz energii niepobranej ze źródeł odnawialnych ze względu na ograniczenie przesyłowe lub zagrożenia dla bezpieczeństwa;

c) zdolność przyłączeniowa i dostęp do wszystkich kategorii użytkowników sieci: pomiar tego kryterium dokonywany jest poprzez ocenę metod zastosowanych do obliczania opłat i opłat taryfowych oraz ich struktury, w przypadku wytwórców, odbiorców i użytkowników spełniających obie te funkcje, oraz elastyczności operacyjnej w zakresie dynamicznego równoważenia energii elektrycznej w sieci;

d) bezpieczeństwo i jakość dostaw: pomiar tego kryterium dokonywany jest poprzez ocenę wskaźnika niezawodnie dostępnej zdolności wytwórczej i okresu największego poboru mocy, udziału energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, stabilności systemu elektroenergetycznego, czasu trwania i częstotliwości zakłóceń w przeliczeniu na jednego klienta, łącznie z zakłóceniami związanymi z klimatem, oraz wskaźnika jakości napięcia;

e) efektywność i jakość usług w ramach dostaw energii elektrycznej i eksploatacji sieci: pomiar tego kryterium jest dokonywany poprzez ocenę poziomu strat przesyłowych w sieciach przesyłowych i dystrybucyjnych, stosunku minimalnego i maksymalnego popytu na energię elektryczną w danym okresie czasu, uczestnictwa strony popytowej w rynkach energii elektrycznej i w środkach z zakresu efektywności energetycznej, procentowego współczynnika wykorzystania (tj. średniego obciążenia) elementów sieci elektroenergetycznej, dostępności elementów sieci (w związku z planowanymi i nieplanowanymi czynnościami konserwacyjnymi) oraz ich wpływu na funkcjonowanie sieci i faktycznej dostępności zdolności sieci w stosunku do wartości normatywnej;

f) wkład w transgraniczne rynki elektroenergetyczne poprzez sterowanie przepływem obciążeń w celu zmniejszenia przepływów kołowych i zwiększenia zdolności w zakresie połączeń międzysystemowych: pomiar tego kryterium odbywa się poprzez ocenę stosunku zdolności danego państwa członkowskiego w zakresie połączeń międzysystemowych, jego popytu na energię elektryczną, wykorzystania zdolności w zakresie połączeń międzysystemowych oraz opłaty za zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi w ramach połączeń międzysystemowych.

5. W przypadku projektów dotyczących przesyłu ropy naftowej należących do kategorii określonych w załączniku II pkt 3 ocena kryteriów wymienionych w art. 4 odbywa się następująco:

a) pomiar bezpieczeństwa dostaw ropy dokonywany jest poprzez ocenę wartości dodatkowej wynikającej z nowej zdolności zapewnionej przez projekt dla krótko- i długoterminowej odporności systemu i elastyczności systemu w pozostałym zakresie w związku z pokonywaniem zakłóceń dostaw w ramach różnych scenariuszy;

b) pomiar interoperacyjności dokonywany jest poprzez ocenę stopnia, w jakim projekt usprawnia eksploatację sieci ropy naftowej, w szczególności poprzez umożliwienie zwrotnych przepływów;

c) pomiar efektywnego i stabilnego wykorzystania zasobów zostaje dokonany poprzez ocenę stopnia, w jakim projekt wykorzystuje dotychczas dostępną infrastrukturę oraz przyczynia się do zminimalizowania obciążeń i zagrożeń dla środowiska i wpływających na zmianę klimatu.

ZAŁĄCZNIK  V

CAŁOŚCIOWA ANALIZA KOSZTÓW I KORZYŚCI SYSTEMU ENERGETYCZNEGO

Metodologia zharmonizowanej, całościowej analizy kosztów i korzyści systemu energetycznego w odniesieniu do projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania opiera się na zasadach przedstawionych w niniejszym załączniku.

1. Metodologia opiera się na wspólnym zestawie danych wejściowych przedstawiających unijny system elektroenergetyczny i gazowy w latach n + 5, n + 10, n + 15 i n + 20, gdzie n jest rokiem przeprowadzenia analizy. Zestaw danych obejmuje przynajmniej:

a) w przypadku energii elektrycznej: scenariusze dotyczące popytu, zdolności wytwórczych, z podziałem na rodzaje paliwa (biomasa, energia geotermalna, hydroenergia, gaz, paliwo nuklearne, ropa, paliwa stałe, energia wiatrowa, fotowoltaiczna energia słoneczna, skoncentrowana energia słoneczna, inne technologie odnawialne) oraz ich lokalizacji geograficznej, cen paliw (w tym również: biomasy, węgla, gazu i ropy), cen dwutlenku węgla, struktury sieci przesyłowej i, w stosownych przypadkach, sieci dystrybucyjnej oraz jej ewolucji, z uwzględnieniem wszystkich znaczących nowych projektów wytwórczych (w tym dotyczących zdolności w zakresie wychwytywania dwutlenku węgla), magazynowych i przesyłowych, w sprawie których podjęta została ostateczna decyzja dotycząca inwestycji i których oddanie do użytku ma nastąpić do końca roku n + 5;

b) w przypadku gazu: scenariusze dotyczące popytu, importu, cen paliw (w tym również: węgla, gazu i ropy), cen dwutlenku węgla, struktury sieci przesyłowej i jej ewolucji, z uwzględnieniem wszystkich nowych projektów, w sprawie których podjęta została ostateczna decyzja dotycząca inwestycji, i których oddanie do użytku ma nastąpić do końca roku n + 5.

2. W zestawie danych uwzględnione zostają przepisy prawa unijnego i krajowego obowiązujące w dniu przeprowadzenia analizy. Zespoły danych wykorzystywane odpowiednio dla energii elektrycznej i gazu muszą być zgodne, szczególnie w odniesieniu do zakładanych cen i wolumenów na poszczególnych rynkach. Zestaw danych opracowuje się po formalnych konsultacjach z państwami członkowskimi i organizacjami reprezentującymi wszystkie zainteresowane strony. Komisja i Agencja zapewniają dostęp do wymaganych danych handlowych stron trzecich, o ile ma to zastosowanie.

3. Metodologia określa wytyczne dotyczące rozwoju i użytkowania sieci oraz modele rynkowe konieczne do przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści.

4. Analiza kosztów i korzyści oparta jest na zharmonizowanej ocenie kosztów i korzyści dla różnych kategorii analizowanych projektów i obejmuje przynajmniej okresu czasu, o którym mowa w pkt 1.

5. Analiza kosztów i korzyści uwzględnia przynajmniej następujące koszty: wydatki kapitałowe, wydatki operacyjne i wydatki z tytułu utrzymania w ciągu technicznego cyklu życia projektu oraz ewentualne koszty wycofania z eksploatacji i zagospodarowania odpadów. Metodologia określa wytyczne dotyczące stawek rabatowych, które będą stosowane w obliczeniach.

6. W przypadku przesyłu i magazynowania energii elektrycznej analiza kosztów i korzyści uwzględnia przynajmniej skutki i kompensaty wynikające z zastosowania art. 13 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, wpływ na wskaźniki określone w załączniku IV i następujące skutki:

a) emisje gazów cieplarnianych i straty przesyłowe w ciągu technicznego cyklu życia projektu;

b) przyszłe koszty nowych inwestycji w zakresie wytwarzania i przesyłu w ciągu technicznego cyklu życia projektu;

c) elastyczność operacyjną, z uwzględnieniem optymalizacji mocy regulacyjnej i usług pomocniczych;

d) odporność systemu, z uwzględnieniem odporności na klęski i zmiany klimatu, oraz bezpieczeństwo systemu, szczególnie w przypadku krytycznej infrastruktury europejskiej w rozumieniu dyrektywy 2008/114/WE.

7. W przypadku gazu analiza kosztów i korzyści uwzględnia przynajmniej wyniki badań rynku, wpływ na wskaźniki określone w załączniku IV oraz następujące skutki:

a) odporność na klęski i zmiany klimatu oraz bezpieczeństwo systemu, szczególnie w przypadku krytycznej infrastruktury europejskiej w rozumieniu dyrektywy 2008/114/WE;

b) zatory w sieci gazowej.

8. W przypadku inteligentnych sieci analiza kosztów i korzyści uwzględnia wpływ na wskaźniki określone w załączniku IV.

9. Szczegółową metodę, przy pomocy której uwzględniane są wskaźniki, o których mowa w pkt 6)-8), opracowuje się po formalnych konsultacjach z państwami członkowskimi i organizacjami reprezentującymi wszystkie zainteresowane strony.

10. Metodologia określa analizę, która ma zostać przeprowadzona, na podstawie odpowiedniego zestawu danych wejściowych, przez wskazanie skutków realizacji i braku realizacji danego projektu. Obszar analizy pojedynczego projektu obejmuje wszystkie państwa członkowskie i państwa trzecie, na których terytorium zostanie wybudowany projekt, wszystkie bezpośrednio sąsiadujące państwa członkowskie i wszystkie inne państwa członkowskie, na które dany projekt ma znaczący wpływ.

11. W analizie wskazane zostają państwa członkowskie, w przypadku których projekt generuje skutki pozytywne netto (beneficjentów), oraz te państwa członkowskie, w przypadku których projekt generuje skutki negatywne netto (ponoszących koszty). Każda analiza kosztów i korzyści obejmuje analizy wrażliwości zestawu danych wejściowych, terminów oddania do użytku różnych projektów w ramach tego samego analizowanego obszaru oraz innych istotnych parametrów.

12. Operatorzy systemów przesyłu i magazynowania, terminali sprężonego i skroplonego gazu ziemnego i systemów dystrybucji wymieniają się informacjami koniecznymi do opracowania metodologii, w tym również odpowiednimi modelami sieci i rynku. Każdy operator systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego gromadzący dane w imieniu innych operatorów systemów przesyłowych lub dystrybucyjnych zobowiązany jest zwrócić uczestniczącym operatorom systemów przesyłowych i dystrybucyjnych wyniki takiego procesu gromadzenia danych.

13. Na potrzeby wspólnego modelu rynku energii elektrycznej i gazu oraz sieci określonego w art. 11 ust. 8 zestaw danych wejściowych, o którym mowa w pkt 1), obejmuje lata n + 10, n + 20 i n + 30, a model umożliwia pełną ocenę skutków ekonomicznych, społecznych i środowiskowych, ze szczególnym uwzględnieniem kosztów zewnętrznych, takich jak kosztów związanych z emisjami gazów cieplarnianych i konwencjonalnych zanieczyszczeń powietrza lub kosztów związanych z bezpieczeństwem dostaw.

ZAŁĄCZNIK  VI

WYTYCZNE DOTYCZĄCE PRZEJRZYSTOŚCI I UDZIAŁU SPOŁECZEŃSTWA

1. W podręczniku procedur, o którym mowa w art. 9 ust. 1, podaje się co najmniej:

a) odpowiednie przepisy, na podstawie których wydano decyzje i opinie dotyczące poszczególnych rodzajów odnośnych projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, z uwzględnieniem prawa ochrony środowiska;

b) decyzje i opinie, które należy uzyskać;

c) nazwy i dane teleadresowe właściwego organu, innych zainteresowanych organów i najważniejszych zainteresowanych stron;

d) przepływ zadań, z omówieniem każdego etapu procesu, włącznie z orientacyjnym harmonogramem, a także zwięzły przegląd procesu decyzyjnego;

e) informacje na temat zakresu, struktury i poziomu szczegółowości dokumentów, które należy złożyć w celu ubiegania się o decyzje, włącznie z listą kontrolną;

f) etapy, na jakich opinia publiczna może uczestniczyć w procesie, i środki do tego celu.

2. Szczegółowy plan, o którym mowa w art. 10 ust. 4 lit. b), podaje przynajmniej:

a) decyzje i opinie do uzyskania;

b) organy, zainteresowane strony i potencjalnie zainteresowane grupy społeczeństwa;

c) poszczególne etapy procedury i czas ich trwania;

d) najważniejsze etapy, które mają zostać zrealizowane, i terminy ich wykonania, w kontekście podjęcia decyzji kompleksowej;

e) zasoby planowane przez organy państwowe oraz ewentualne dodatkowe potrzeby dotyczące zasobów.

3. W celu zwiększenia udziału społeczeństwa w procesie wydawania pozwoleń oraz zapewnienia wczesnego informowania społeczeństwa i dialogu z nim stosuje się następujące zasady:

a) zainteresowane strony, których dotyczy projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania, w tym zainteresowane organy krajowe, regionalne i lokalne, właściciele nieruchomości i obywatele mieszkający w pobliżu projektu, przedstawiciele opinii publicznej i ich stowarzyszenia, organizacje lub grupy, są szczegółowo informowane i proszone o konsultację na wczesnym etapie projektu, kiedy potencjalne obawy społeczeństwa nadal mogą być wzięte pod uwagę, w sposób otwarty i przejrzysty. W stosownych przypadkach właściwy organ wspiera aktywnie działania podejmowane przez projektodawcę;

b) właściwe organy w miarę możliwości zapewniają łączenie procedur konsultacji społecznych w zakresie projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania. Każda konsultacja społeczna obejmuje wszystkie tematy istotne na danym etapie procedury, przy czym ten sam temat istotny na danym etapie procedury nie jest omawiany podczas więcej niż jednej konsultacji społecznej; jednakże jedna konsultacja społeczna może odbywać się w więcej niż jednej lokalizacji geograficznej. Tematy będące przedmiotem konsultacji społecznej zostają wyraźnie wskazane w treści powiadomienia o konsultacji społecznej;

c) uwagi i zastrzeżenia mogą być przedstawiane wyłącznie od momentu rozpoczęcia konsultacji społecznej do momentu upływu terminu.

4. Koncepcja udziału społeczeństwa musi zawierać przynajmniej informacje na temat:

a) zainteresowanych stron, których dotyczy projekt i które biorą udział w konsultacjach;

b) przewidzianych środków, w tym również proponowanych ogólnych miejsc i terminów spotkań poświęconych projektowi;

c) harmonogramu;

d) zasobów ludzkich przydzielonych do poszczególnych zadań.

5. W związku z konsultacjami społecznymi, które muszą zostać przeprowadzone przed złożeniem dokumentacji wniosku, odpowiednie strony zobowiązane są przynajmniej do:

a) publikacji broszury informacyjnej o objętości nie większej niż 15 stron w jasny i zwięzły sposób prezentującej cel i wstępny harmonogram projektu, krajowy plan rozwoju sieci, alternatywne drogi brane pod uwagę, oczekiwane skutki, w tym skutki o charakterze transgranicznym, oraz potencjalne środki łagodzące, które są ogłaszane przed rozpoczęciem konsultacji. W broszurze informacyjnej wymienia się ponadto adresy internetowe platformy na rzecz przejrzystości, o której mowa w art. 18, oraz podręcznika procedur, o którym mowa w pkt 1;

b) informowania o projekcie wszystkich zainteresowanych stron, których on dotyczy, przy pomocy strony internetowej, o której mowa w art. 9 ust. 7, oraz innych odpowiednich środków informacyjnych;

c) zapraszania w formie pisemnej odpowiednich zainteresowanych stron, których dotyczy projekt, na poświęcone mu spotkania, w trakcie których omawiane są wątpliwości.

6. Na stronie internetowej projektu udostępnione zostają przynajmniej:

a) broszura informacyjna, o której mowa w pkt 5;

b) niespecjalistyczne i aktualizowane na bieżąco, nieprzekraczające 50 stron omówienie aktualnego stanu projektu, z wyraźnym wskazaniem zmian w stosunku do poprzednich wersji w przypadku aktualizacji;

c) plany projektu i konsultacji społecznych, z wyraźnym wskazaniem dat i miejsc konsultacji społecznych i wysłuchań oraz planowanej tematyki tych wysłuchań;

d) dane teleadresowe konieczne do uzyskania kompletu dokumentacji wniosku;

e) dane teleadresowe konieczne do przedstawiania uwag i zastrzeżeń w ramach konsultacji społecznych.

ZAŁĄCZNIK  VII  ²⁶

UNIJNA LISTA PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA ("LISTA UNIJNA")

o której mowa w art. 3 ust. 4,

A. ZASADY STOSOWANE PRZY TWORZENIU LISTY UNIJNEJ

1) Klastry PWZ

Niektóre PWZ są elementem klastrów ze względu na ich współzależny, potencjalnie konkurencyjny lub konkurencyjny charakter. Ustanawia się następujące rodzaje klastrów PWZ:

a) klaster współzależnych PWZ określa się jako "klaster X, obejmujący następujące PWZ:". Tego rodzaju klaster został stworzony w celu określenia PWZ, które są niezbędne do usunięcia tego samego wąskiego gardła o charakterze transgranicznym i które zapewniają synergię w przypadku wspólnej realizacji. W takim przypadku należy zrealizować wszystkie PWZ, aby osiągnąć ogólnounijne korzyści;

b) klaster potencjalnie konkurencyjnych PWZ określa się jako "klaster X, obejmujący co najmniej jeden spośród następujących PWZ:". Tego rodzaju klaster odzwierciedla niepewność związaną z rozmiarami wąskiego gardła o transgranicznym charakterze. W takim przypadku nie zachodzi konieczność realizacji wszystkich projektów zawartych w klastrze. Do decyzji rynku pozostawia się ustalenie, czy realizacja obejmie jeden, kilka czy wszystkie PWZ, po spełnieniu niezbędnych wymogów w zakresie planowania, wydawania pozwoleń i decyzji regulacyjnych. W kolejnych cyklach wskazywania PWZ ocenia się ponownie potrzebę realizacji projektów, w tym w odniesieniu do potrzeb w zakresie przepustowości; oraz

c) klaster konkurencyjnych PWZ określa się jako "klaster X, obejmujący jeden z następujących PWZ:". Tego rodzaju klaster dotyczy tego samego wąskiego gardła. Jednakże rozmiar wąskiego gardła jest określony z większą pewnością niż w przypadku klastra potencjalnie konkurencyjnych PWZ i w związku z tym tylko jeden PWZ musi zostać zrealizowany. Do decyzji rynku pozostawia się ustalenie PWZ, który będzie realizowany po spełnieniu niezbędnych wymogów w zakresie planowania, wydawania pozwoleń i decyzji regulacyjnych. O ile to konieczne, w kolejnych cyklach wskazywania PWZ ocenia się ponownie potrzebę realizacji projektów.

Wszystkie PWZ podlegają jednakowym prawom i obowiązkom wynikającym z rozporządzenia (UE) nr 347/2013.

2) Postępowanie wobec podstacji i tłoczni gazu

Podstacje i stacje back-to-back w przypadku energii elektrycznej oraz tłocznie gazu w przypadku gazu uznaje się za element PWZ, jeżeli są zlokalizowane geograficznie na liniach przesyłowych. Podstacje, stacje back-to-back i tłocznie gazu uznaje się za samodzielne PWZ i wyraźnie wymienia w liście unijnej, jeżeli ich położenie geograficzne nie pokrywa się z liniami przesyłowymi. Podlegają one prawom i obowiązkom określonym w rozporządzeniu (UE) nr 347/2013.

3) Projekty, których nie uznaje się już za PWZ, i projekty, które stały się częścią innych PWZ

a) Kilku projektów ujętych na listach unijnych ustanowionych rozporządzeniem delegowanym (UE) nr 1391/2013, rozporządzeniem delegowanym (UE) 2016/89, rozporządzeniem delegowanym (UE) 2018/540 i rozporządzeniem delegowanym (UE) 2020/389 nie uznaje się już za PWZ z co najmniej jednego z następujących powodów:

– projekt został już uruchomiony lub zostanie uruchomiony do marca 2022 r. i dlatego nie byłby objęty przepisami rozporządzenia (UE) nr 347/2013,

– na podstawie nowych danych projekt nie spełnia kryteriów kwalifikowalności,

– projektodawca nie zgłosił go ponownie w procesie selekcji do przedmiotowej listy unijnej,

– państwo członkowskie, którego terytorium dotyczy projekt, nie zatwierdziło go, lub

– projekt został sklasyfikowany na niższej pozycji niż inne propozycje PWZ w procesie selekcji.

Projekty te (z wyjątkiem projektów, które już uruchomiono lub które mają być uruchomione do marca 2022 r.) mogą być brane pod uwagę do celów umieszczenia na kolejnej liście unijnej, jeżeli powody ich nieumieszczenia na obecnej liście unijnej staną się nieaktualne.

Takie projekty nie są projektami będącymi przedmiotem wspólnego zainteresowania, ale są wymienione dla zachowania przejrzystości i jasności pod swoimi pierwotnymi numerami w załączniku VII pkt C jako "Pro- jekty, których nie uznaje się już za PWZ".

b) Ponadto niektóre projekty włączone do list unijnych ustanowionych rozporządzeniem delegowanym (UE) nr 1391/2013 i rozporządzeniem delegowanym (UE) 2016/89 stały się podczas procesu realizacji integralnymi częściami innych PWZ (klastrów PWZ).

Takie projekty nie są już samodzielnymi projektami będącymi przedmiotem wspólnego zainteresowania, ale są wymienione dla zachowania przejrzystości i jasności pod swoimi pierwotnymi numerami w załączniku VII pkt C jako "Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ".

B. UNIJNA LISTA PROJEKTÓW BĘDĄCYCH PRZEDMIOTEM WSPÓLNEGO ZAINTERESOWANIA

1) Priorytetowy korytarz "Północnomorska sieć przesyłowa morskiej energii wiatrowej" ("NSOG")

Nr	Definicja
1.6	Połączenie międzysystemowe Francja-Irlandia między La Martyre (FR) a Great Island lub Knockraha (IE) [projekt obecnie znany jako "Celtic Interconnector"]
1.19	Jeden lub więcej węzłów na Morzu Północnym z połączeniami międzysystemowymi z państwami sąsiadującymi z Morzem Północnym (Dania, Niemcy, Niderlandy) [projekt obecnie znany jako "North Sea Wind Power Hub"]
1.21	Green Hydrogen Hub - instalacja do magazynowania energii za pomocą sprężonego powietrza (DK)

2) Priorytetowy korytarz "Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie Zachodniej" ("NSI West Electricity")

Nr	Definicja
2.4	Połączenie międzysystemowe między Codrongianos (IT), Luccianą (Korsyka, FR) i Suvereto (IT) [projekt obecnie znany jako "SACOI 3"]
2.7	Połączenie międzysystemowe między Akwitanią (FR) a Krajem Basków (ES) [projekt obecnie znany jako "Biscay Gulf"]
2.9	Linia wewnętrzna między Osterath a Philippsburgiem (DE) w celu zwiększenia przepustowości na granicy zachodniej [projekt obecnie znany jako "Ultranet"]
2.10	Linia wewnętrzna między Brunsbuttel/Wilster a Gropgartach/Bergrheinfeld-West (DE) w celu zwiększenia przepustowości na granicy północnej i południowej [projekt obecnie znany jako "Suedlink"]
2.14	Połączenie międzysystemowe między Thusis/Sils (CH) a Verderio Inferiore (IT) [projekt obecnie znany jako "Greenconnector"]
2.16	Klaster linii wewnętrznych w Portugalii, obejmujący następujące PWZ: 2.16.1 Linia wewnętrzna między Pedralvą a Sobrado (PT), wcześniej wyznaczona między Pedralvą a Alfeną (PT) 2.16.3 Linia wewnętrzna między Vieira do Minho, Ribeira de Pena i Feirą (PT), wcześniej wyznaczona między Frades B, Ribeira de Pena i Feirą (PT)
2.17	Połączenia międzysystemowe Portugalia-Hiszpania między Beariz-Fontefria (ES), Fontefria (ES)-Ponte de Lima (PT) (wcześniej Vila Fria/Viana do Castelo) oraz Ponte de Lima-Vila Nova de Famalicào (PT) (wcześniej Vila do Conde) (PT), w tym podstacje w Beariz (ES), Fontefria (ES) i Ponte de Lima (PT)
2.18	Zwiększenie potencjału magazynowania energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo- pompowej w Kaunertal, Tyrol (AT)
2.23	Linie wewnętrzne na północnej granicy Belgii między Zandvliet a Lillo-Liefkenshoek (BE) oraz między Liefkenshoek i Mercator, łącznie z podstacją w Lillo (BE) [projekt obecnie znany jako "BRABO II + III"]
2.27	2.27.1 Połączenie międzysystemowe między Aragonią (ES) a departamentem Pireneje Atlantyckie (FR) [projekt obecnie znany jako "Pyrenean crossing 2"] 2.27.2 Połączenie międzysystemowe między Nawarrą (ES) a Landes (FR) [projekt obecnie znany jako "Pyrenean crossing 1"]
2.28	2.28.2 Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej Navaleo (ES) 2.28.5 Oczyszczanie - magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo- pompowej Velilla del Río Carrión (ES)
2.29	Elektrownia wodna Silvermines (IE)
2.30	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej Riedl (DE)
2.31	Klaster linii wewnętrznych w Niemczech, obejmujący następujące PWZ: 2.31.1 Linia wewnętrzna między Emden-Wschód a Osterath w celu zwiększenia przepustowości z północnych Niemiec do Nadrenii 2.31.2 Linie wewnętrzne między Heide/West a Polsum w celu zwiększenia przepustowości z północnych Niemiec do Zagłębia Ruhry 2.31.3 Linie wewnętrzne między Wilhelmshaven a Uentrop w celu zwiększenia przepustowości z północnych Niemiec do Zagłębia Ruhry
2.32	Połączenie międzysystemowe między Lonny (FR) a Gramme (BE)
2.33	Połączenie międzysystemowe między Sycylią (IT) a węzłem w Tunezji (TU) [projekt obecnie znany jako "ELMED"] (nr 3.27 na czwartej liście PWZ)

3) Priorytetowy korytarz "Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowej" ("NSI East Electricity")

Nr	Definicja
3.1	Klaster Austria-Niemcy, obejmujący następujące PWZ: 3.1.1 Połączenie międzysystemowe między St. Peter (AT) a Isar (DE) 3.1.2 Linia wewnętrzna między St. Peter a Tauern (AT) 3.1.4 Linia wewnętrzna między Tyrolem Zachodnim a Zell-Ziller (AT)
3.10	Klaster Izrael-Cypr-Grecja [projekt obecnie znany jako "EUROASIA Interconnector"], obejmujący następujące PWZ: 3.10.1 Połączenie międzysystemowe między Haderą (IL) a Kofinou (CY) 3.10.2 Połączenie międzysystemowe między Kofinou (CY) a Korakią na Krecie (EL)
3.11	Klaster linii wewnętrznych w Czechach, obejmujący następujące PWZ: 3.11.1 Linia wewnętrzna między Vernerovem a Vitkovem (CZ) 3.11.2 Linia wewnętrzna między Vitkovem a Presticami (CZ) 3.11.3 Linia wewnętrzna między Presticami a Kocinem (CZ) 3.11.4 Linia wewnętrzna między Kocinem a Mirovką (CZ)
3.12		Linia wewnętrzna w Niemczech między Wolmirstedt a Isar w celu zwiększenia wewnętrznej zdolności przesyłowej północ-południe [projekt obecnie znany jako "SuedOstLink"]
3.14		Wzmocnienia wewnętrzne w Polsce [w ramach klastra obecnie znanego jako "GerPol Power Bridge"], obejmujące następujące PWZ: 3.14.2 Linia wewnętrzna między Krajnikiem a Baczyną (PL) 3.14.3 Linia wewnętrzna między Mikułową a Świebodzicami (PL) 3.14.4 Linia wewnętrzna między Baczyną a Plewiskami (PL)
3.22		Klaster Rumunia-Serbia [obecnie znany jako "Mid Continental East Corridor"], obejmujący następujące PWZ: 3.22.1 Połączenie międzysystemowe między Resitą (RO) a Pancevem (RS) 3.22.2 Linia wewnętrzna między Portile de Fier a Resitą (RO) 3.22.3 Linia wewnętrzna między Resitą a Timisoarą/Sacalaz (RO) 3.22.4 Linia wewnętrzna między Aradem a Timisoarą/Sacalaz (RO)
3.24		Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowej w Amfilochii (EL)
3.28		Linia wewnętrzna w Austrii między Lienz a Obersielach

4) Priorytetowy korytarz "Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do energii elektrycznej" ("BEMIP Electricity")

Nr	Definicja
4.4	4.4.2 Linia wewnętrzna między Ekhyddan a Nybro/Hemsjo (SE)
4.5	4.5.2 Linia wewnętrzna między Stanisławowem a Ostrołęką (PL)
4.6	Magazynowanie energii elektrycznej za pomocą elektrowni szczytowo-pompowych w Estonii
4.8	Integracja i synchronizacja systemów elektroenergetycznych państw bałtyckich z sieciami europejskimi, obejmująca następujące PWZ: 4.8.1 Połączenie międzysystemowe między Tartu (EE) a Valmierą (LV) 4.8.2 Linia wewnętrzna między Balti a Tartu (EE) 4.8.3 Połączenie międzysystemowe między Tsirguliiną (EE) a Valmierą (LV) 4.8.4 Linia wewnętrzna między Viru a Tsirguliiną (EE) 4.8.7 Linia wewnętrzna między Paide a Sindi (EE) 4.8.8 Linia wewnętrzna między Wilnem a Neris (LT) 4.8.9 Dalsze aspekty infrastrukturalne związane z realizacją synchronizacji systemów państw bałtyckich z kontynentalną siecią europejską 4.8.10 Połączenie międzysystemowe między Litwą a Polską [projekt obecnie znany jako "Harmony Link"] 4.8.13 Nowa podstacja 330 kV w Mūša (LT)
	4.8.14 Linia wewnętrzna między Bitėnai a KHAE (LT) 4.8.15 Nowa podstacja 330 kV w Darbėnai (LT) 4.8.16 Linia wewnętrzna między Darbėnai a Bitėnai (LT) 4.8.18 Linia wewnętrzna między stacją Dunowo a stacją Żydowo Kierzkowo (PL) 4.8.19 Linia wewnętrzna między stacją Piła Krzewina a stacją Żydowo Kierzkowo (PL) 4.8.20 Linia wewnętrzna między stacją Krajnik a stacją Morzyczyn (PL) 4.8.21 Linia wewnętrzna między stacjami Morzyczyn-Dunowo-Słupsk-Żarnowiec (PL) 4.8.22 Linia wewnętrzna między stacjami Żarnowiec-Gdańsk/Gdańsk Przyjaźń-Gdańsk Błonia (PL) 4.8.23 Synchroniczne skraplacze zapewniające inercję, stabilność napięcia, stabilność częstotliwości oraz moc zwarciową na Litwie, Łotwie i w Estonii
4.10	Klaster Finlandia-Szwecja [obecnie znany pod nazwą "Third interconnection Finland-Sweden"], obejmujący następujące PWZ: 4.10.1 Połączenie międzysystemowe między północną Finlandią a północną Szwecją 4.10.2 Linia wewnętrzna między Keminmaa a Pyhanselka (FI)
4.11	Połączenie międzysystemowe między Łotwą a Szwecją przez Gotlandię [projekt obecnie znany jako "LaSGo Link"]

5) Priorytetowy korytarz "Gazowe połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie Zachodniej" ("NSI West Gas")

Nr	Definicja
5.19	Przyłączenie Malty do europejskiej sieci gazowej - gazociąg łączący z Włochami w Gela

6) Priorytetowy korytarz "Gazowe połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie ŚrodkowoWschodniej i Południowo-Wschodniej" ("NSI East Gas")

Nr	Definicja
6.2	6.2.13 Rozwój i zwiększenie zdolności przesyłowej słowacko-węgierskiego połączenia międzysystemowego
6.8	Klaster Rozwój i zwiększenie zdolności infrastruktury w celu utworzenia bałkańskiej giełdy gazu, obejmujący następujące PWZ: 6.8.1 Połączenie międzysystemowe Grecja-Bułgaria [projekt obecnie znany jako "IGB"] między Komotini (EL) a Starą Zagorą (BG) oraz tłocznia gazu w Kipi (EL) 6.8.2 Niezbędna odbudowa, unowocześnienie i rozbudowa bułgarskiego systemu przesyłowego 6.8.3 Gazowe połączenie międzysystemowe Bułgaria-Serbia [projekt obecnie znany jako "IBS"]
6.20	Klaster Zwiększenie pojemności magazynowej w Europie Południowo-Wschodniej, obejmujący co najmniej jeden spośród następujących PWZ: 6.20.2 Rozbudowa podziemnego magazynu gazu Chiren (BG) 6.20.3 Podziemny magazyn gazu South Kavala oraz stacja pomiarowa i regulacyjna (EL) oraz jeden spośród następujących PWZ: 6.20.4 Magazyn w Depomures w Rumunii 6.20.7 Podziemny magazyn gazu Bilciuresti
6.24	Zwiększenie przepustowości między Rumunią a Węgrami [projekt obecnie znany jako "ROHU/BRUA "] w celu zapewnienia zdolności przesyłowej w obu kierunkach na poziomie 4,4 mld m3/rok, z uwzględnieniem nowych zasobów z Morza Czarnego: 6.24.4 ROHU/BRUA - 2. faza, obejmująca: - rozwój zdolności przesyłowej w Rumunii na odcinku z Recas do Horii w kierunku Węgier do 4,4 mld m3/rok i rozbudowę tłoczni gazu w Podisor, Bibesti i Jupie - rurociąg wybrzeże Morza Czarnego-Podisor (RO) w celu odbierania gazu z Morza Czarnego - przepływ zwrotny Rumunia-Węgry: - tłocznię gazu w Csanadpalota (HU) w ramach 2. etapu na odcinku węgierskim
6.26	6.26.1 Klaster Chorwacja-Słowenia w Rogatec, obejmujący: - połączenie międzysystemowe Chorwacja-Słowenia (Lucko-Zabok-Rogatec) - tłocznię gazu Kidricevo, 2. faza modernizacji (SI) - modernizację połączenia międzysystemowego Rogatec
6.27	LNG Gdańsk (PL)

7) Priorytetowy korytarz "Południowy korytarz gazowy" ("SGC")

Nr	Definicja
7.3	Klaster PWZ dotyczących infrastruktury w celu doprowadzenia gazu z nowych złóż gazu we wschodniej części regionu Morza Śródziemnego, obejmujący: 7.3.1 Gazociąg ze złóż gazu we wschodniej części regionu Morza Śródziemnego do Grecji kontynentalnej przez Cypr i Kretę [projekt obecnie znany jako "Gazociąg EastMed"] ze stacją pomiarową i regulacyjną w Megalopoli oraz zależne od niego następujące PWZ: 7.3.3 Morski gazociąg z Grecji do Włoch [projekt obecnie znany jako "Gazociąg Posejdon"] 7.3.4 Wzmocnienie wewnętrznych zdolności przesyłowych we Włoszech, w tym wzmocnienie wewnętrznych zdolności przesyłowych północ-południe [projekt obecnie znany jako "Adriatica Line"] oraz wzmocnienie wewnętrznych zdolności przesyłowych w regionie Apulia [rurociąg Matagiola-Massafra]
7.5	Rozwój infrastruktury gazowej na Cyprze [projekt obecnie znany jako "Cyprus Gas2EU"]

8) Priorytetowy korytarz "Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do gazu" ("BEMIP Gas")

Nr	Definicja
8.2	Klaster Rozbudowa infrastruktury we wschodniej części Morza Bałtyckiego, obejmujący następujące PWZ: 8.2.1 Rozbudowa połączenia międzysystemowego Łotwa-Litwa 8.2.4 Rozbudowa podziemnego magazynu gazu Inčukalns (LV)
8.3	Infrastruktura klastrowa, w tym następujące PWZ [projekt obecnie znany jako "Gazociąg Bałtycki"]: 8.3.1 Rozbudowa połączenia międzysystemowego Nybro: Polska-Dania 8.3.2 Połączenie międzysystemowe Polska-Dania

9) Priorytetowy korytarz "Połączenia dostawcze ropy naftowej w Europie Środkowo-Wschodniej" ("OSC")

Nie przedłożono żadnych projektów w zakresie ropy naftowej do uwzględnienia na liście projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

10) Priorytetowy obszar tematyczny "Stosowanie inteligentnych sieci"

Nr	Definicja
10.4	Projekt ACON (CZ, SK) (Again COnnected Networks) wspiera integrację czeskiego i słowackiego rynku energii elektrycznej poprzez poprawę efektywności sieci dystrybucyjnych przy jednoczesnym zwiększeniu transgranicznych zdolności przesyłowych na poziomie operatorów systemów dystrybucyjnych.
10.7	Projekt Danube InGrid (HU, SK) ma na celu zwiększenie transgranicznej koordynacji zarządzania siecią elektroenergetyczną ze szczególnym uwzględnieniem inteligentniejszego gromadzenia i wymiany danych
10.10	Projekt CARMEN (HU, RO) ma na celu poprawę efektywności działania sieci dystrybucji i jakość usług oraz umożliwia bezpieczne przepływy energii elektrycznej z nowych źródeł energii odnawialnej.
10.11	Projekt Gabreta (CZ, DE) ma na celu zwiększenie optymalizacji systemu dzięki pozyskiwaniu i wymianie informacji w czasie rzeczywistym, poprawie pomiaru i monitorowania sieci oraz większej elastyczności i zdolności hostingowej w zakresie wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych.
10.12	Projekt Green Switch (AT, HR, SI) ma na celu optymalizację wykorzystania istniejącej infrastruktury i skuteczną integrację nowych technologii w celu zwiększenia zdolności hostingowych, skutecznej integracji nowych ładunków oraz poprawy jakości i bezpieczeństwa dostaw.

11) Priorytetowy obszar tematyczny "Autostrady elektroenergetyczne" Żaden projekt nie otrzymał dodatkowej etykiety jako projekt będący przedmiotem wspólnego zainteresowania w kategorii "autostrady elektroenergetyczne".

12) Priorytetowy obszar tematyczny "Transgraniczna sieć przesyłu dwutlenku węgla"

Nr	Definicja
12.3	Projekt CO2 TransPorts ma na celu stworzenie infrastruktury ułatwiającej wychwytywanie, transport i składowanie CO2 na wielką skalę z Rotterdamu, Antwerpii i North Sea Port.
12.4	Projekt Northern Lights - projekt dotyczący komercyjnego połączenia do celów transgranicznego transportu CO2 między kilkoma europejskimi inicjatywami z zakresu wychwytywania CO2 (Zjednoczone Królestwo, Irlandia, Belgia, Niderlandy, Francja, Szwecja) oraz przewidujący transport wychwyconego CO2 statkami do składowiska znajdującego się na norweskim szelfie kontynentalnym.
12.5	Projekt Athos przewiduje stworzenie infrastruktury na potrzeby transportu CO2 z obszarów przemysłowych w Niderlandach i jest otwarty na przyjęcie dodatkowego CO2 z innych państw, takich jak Irlandia i Niemcy. Założeniem projektu jest rozwinięcie ogólnodostępnej transgranicznej interoperacyjnej infrastruktury transporotowej o wysokiej przepustowości.
12.7	Aramis - projekt, którego przedmiotem jest transgraniczny transport i składowanie CO2 (pozyskiwanie od emitentów z zaplecza lądowego portu w Rotterdamie i składowanie w miejscu zlokalizowanym na szelfie kontynentalnym Niderlandów)
12.8	Dartagnan - multimodalny hub na potrzeby wywozu CO2 z portu w Dunkierce i jego zaplecza lądowego (emitenci na obszarze Dunkierki we Francji, składowanie w miarę dostępności na terenach państw basenu Morza Północnego)
12.9	Połączenie międzysystemowe CCS Polska-UE (emitenci z klastra przemysłowego na obszarze wokół Gdańska w Polsce, składowanie w miarę dostępności na terenach państw basenu Morza Północnego)

C. LISTY "PROJEKTÓW, KTÓRE NIE SĄ JUŻ UZNAWANE ZA PWZ" I "PROJEKTÓW, KTÓRE STAŁY SIĘ INTEGRALNĄ CZĘŚCIĄ INNYCH PWZ"

1) Priorytetowy korytarz "Północnomorska sieć przesyłowa morskiej energii wiatrowej" ("NSOG")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

1.1.1

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

1.1.2

1.1.3

1.2

1.3.1

1.3.2

1.4.1

1.4.2

1.4.3

1.5

1.7.1

1.7.2

1.7.3

1.7.4

1.7.5

1.8

1.9.1

1.9.2

1.9.3

1.9.4

1.9.5

1.9.6

1.10.1

1.10.2

1.11.1

1.11.2

1.11.3

1.11.4

1.12.1

1.12.2

1.12.3

1.12.4

1.12.5

1.13

1.14

1.15

1.16

1.17

1.18

1.20

2) Priorytetowy korytarz "Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie Zachodniej" ("NSI West Electricity")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

2.1

2.2.1

2.2.2

2.2.3

2.3.1

2.3.2

2.5.1

2.5.2

2.6

2.8

2.11.1

2.11.2

2.11.3

2.12

2.13.1

2.13.2

2.14

2.15.1

2.15.2

2.15.3

2.15.4

2.16.2

2.19

2.20

2.21

2.22

2.24

2.25.1

2.25.2

2.26

2.28.3

2.28.4

Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ
Pierwotny numer PWZ przedmiotowego projektu	Numer PWZ, do którego przedmiotowy projekt został włączony
2.1	3.1.4

3) Priorytetowy korytarz "Elektroenergetyczne połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie Środkowo-Wschodniej i Południowej" ("NSI East Electricity")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

3.1.3

3.2.1

3.2.3

3.3

3.4

3.5.1

3.5.2

3.6.1

3.6.2

3.7

3.8

3.9

3.11.5

3.13

3.14.1

3.15.1

3.15.2

3.16

3.17

3.18.1

3.18.2

3.19.2

3.19.3

3.20.1

3.20.2

3.21

3.23

3.25

3.26

Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ
Pierwotny numer PWZ przedmiotowego projektu	Numer PWZ, do którego przedmiotowy projekt został włączony
3.27	2.33

4) Projekt priorytetowy "Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do energii elektrycznej" ("BEMIP Electricity")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

4.1

4.2

4.4.1

4.5.1

4.5.3

4.5.4

4.5.5

4.7

4.8.6

4.8.11

4.8.12

4.8.17

Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ
Pierwotny numer PWZ przedmiotowego projektu	Numer PWZ, do którego przedmiotowy projekt został włączony
4.3	4.8.9
4.9	4.8.9

5) Priorytetowy korytarz "Gazowe połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie Zachodniej" ("NSI West Gas")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

5.1.1

5.1.2

5.1.3

5.2

5.3

5.4.1

5.4.2

5.5.1

5.5.2

5.6

5.7.1

5.7.2

5.9

5.12

5.13

5.14

5.15.1

5.15.2

5.15.3

5.15.4

5.15.5

5.16

5.17.1

5.17.2

5.18

5.20

5.21

Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ
Pierwotny numer PWZ przedmiotowego projektu	Numer PWZ, do którego przedmiotowy projekt został włączony
5.8.1	5.5.2
5.8.2	5.5.2

6) Priorytetowy korytarz "Gazowe połączenia międzysystemowe północ-południe w Europie ŚrodkowoWschodniej i Południowo-Wschodniej" ("NSI East Gas")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

6.2.1

6.2.2

6.3

6.5.1

6.5.3

6.5.4

6.5.5

6.7

6.8.3

6.9.1

6.9.2

6.9.3

6.11

6.12

6.16

6.17

6.19

6.20.1

6.20.5

6.20.6

6.21

6.22.1

6.22.2

6.23

6.24.1

6.25.2

Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ
Pierwotny numer PWZ przedmiotowego projektu	Numer PWZ, do którego przedmiotowy projekt został włączony
6.1.1	6.2.10
6.1.2	6.2.11
6.1.3	6.2.11
6.1.4	6.2.11
6.1.5	6.2.11
6.1.6	6.2.11
6.1.7	6.2.11
6.1.8	6.2.2
6.1.9	6.2.11
6.1.10	6.2.2
6.1.11	6.2.2
6.1.12	6.2.12
6.2.3	6.2.2
6.2.4	6.2.2
6.2.5	6.2.2
6.2.6	6.2.2
6.2.7	6.2.2
6.2.8	6.2.2
6.2.9	6.2.2
6.5.2	6.5.6
6.6	6.26.1
6.8.4	6.25.4
6.13.1	6.24.4
6.13.2	6.24.4
6.13.3	6.24.4
6.14	6.24.1
6.15.1	6.24.10
6.15.2	6.24.10
6.18	7.3.4
6.24.2	6.24.1
6.24.3	6.24.1
6.24.5	6.24.4
6.24.6	6.24.4
6.24.7	6.24.4
6.24.8	6.24.4
6.24.9	6.24.4
6.25.3	6.24.10
6.26.2	6.26.1
6.26.3	6.26.1
6.26.4	6.26.1
6.26.5	6.26.1
6.26.6	6.26.1

7) Priorytetowy korytarz "Południowy korytarz gazowy" ("SGC")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

7.1.1

7.1.2

7.1.3

7.1.5

7.1.7

7.2.1

7.2.2

7.2.3

7.4.1

7.4.2

Projekty, które stały się integralną częścią innych PWZ
Pierwotny numer PWZ przedmiotowego projektu	Numer PWZ, do którego przedmiotowy projekt został włączony
7.1.6	7.1.3
7.1.4	7.3.3
7.3.2	7.5

8) Priorytetowy korytarz "Plan działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich w odniesieniu do gazu" ("BEMIP Gas")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

8.1.2.1

8.1.2.2

8.1.2.3

8.1.2.4

8.2.3

8.4

8.5

8.6

8.8

9) Priorytetowy korytarz "Połączenia dostawcze ropy naftowej w Europie Środkowo-Wschodniej" ("OSC")

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

9.1

9.2

9.3

9.4

9.5

9.6

10) Priorytetowy obszar tematyczny "Stosowanie inteligentnych sieci"

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

10.1

10.2

10.3

10.5

10.6

10.8

10.9

11) Priorytetowy obszar tematyczny "Autostrady elektroenergetyczne"

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

1.3

1.5

1.6

1.7

1.8

1.10

1.14

1.15

1.16

1.20

2.13

12) Priorytetowy obszar tematyczny "Transgraniczna sieć przesyłu dwutlenku węgla"

Numery PWZ, które nie są już uznawane za PWZ

12.1

12.2

12.6

Oświadczenie Komisji Europejskiej odnośnie do kwalifikowania się projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania do pomocy finansowej UE w kontekście transeuropejskiej infrastruktury energetycznej (rozdział V rozporządzenia (UE) nr 347/2013Parlamentu Europejskiego i Rady ²⁷ )

Komisja podkreśla, że uważa za ważne, by wsparcie ze źródeł unijnych i krajowych obejmowało także dotacje na roboty i tym samym umożliwiało realizację projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania, zwiększających dywersyfikację źródeł, tras przesyłu i dostawców energii. Komisja zastrzega sobie prawo przedłożenia stosownych wniosków na podstawie doświadczeń, które zbierze podczas monitorowania projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania w kontekście sprawozdania przewidzianego w art. 17 rozporządzenia w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej.

1 Dz.U. C 143 z 22.5.2012, s. 125.

2 Dz.U. C 277 z 13.9.2012, s. 137.

3 Stanowisko Parlamentu Europejskiego z dnia 12 marca 2013 r. (dotychczas nieopublikowane w Dzienniku Urzędowym) oraz decyzja Rady z dnia 21 marca 2013 r.

4 Rezolucja Parlamentu Europejskiego z dnia 5 lipca 2011 r. w sprawie priorytetów w odniesieniu do infrastruktury energetycznej na 2020 r. i w dalszej perspektywie (Dz.U. C 33 E z 5.2.2013, s. 46).

5 Dz.U. L 262 z 22.9.2006, s. 1.

6 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16).

7 Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55

8 Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 94.

9 Dz.U. L 345 z 23.12.2008, s. 75.

10 Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 15.

11 Dz.U. L 55 z 28.2.2011, s. 13.

12 Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 1.

13 Dz.U. L 206 z 22.7.1992, s. 7.

14 Dz.U. L 327 z 22.12.2000, s. 1.

15 Dz.U. L 26 z 28.1.2012, s. 1.

16 Dz.U. L 197 z 21.7.2001, s. 30.

17 Dz.U. L 124 z 17.5.2005, s. 4.

18 Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 36.

19 Dz.U. L 200 z 31.7.2009, s. 31.

20 Dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego (Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 57).

21 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 (Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 1).

22 Dz.U. L 162 z 22.6.2007, s. 1.

23 Dz.U. L 210 z 31.7.2006, s. 25.

24 Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 114.

25 Z zastrzeżeniem przystąpienia Chorwacji do Unii i począwszy od daty tego przystąpienia.

26 Załącznik VII:

- dodany przez art. 1 rozporządzenia nr 1391/2013 z dnia 14 października 2013 r. (Dz.U.UE.L.2013.349.28) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 10 stycznia 2014 r.

- zmieniony przez art. 1 rozporządzenia nr (UE) 2016/89 z dnia 18 listopada 2015 r. (Dz.U.UE.L.2016.19.1) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 16 lutego 2016 r.

- zmieniony przez art. 1 rozporządzenia nr (UE) 2018/540 z dnia 23 listopada 2017 r. (Dz.U.UE.L.2018.90.38) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 26 kwietnia 2018 r.

- zmieniony przez art. 1 rozporządzenia nr 389/2020 z dnia 31 października 2019 r. (Dz.U.UE.L.2020.74.1) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 31 marca 2020 r.

- zmieniony przez art. 1 rozporządzenia nr 2022/564 z dnia 19 listopada 2021 r. (Dz.U.UE.L.2022.109.14) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 28 kwietnia 2022 r.

27 Zob. s. 39 niniejszego Dziennika Urzędowego.

• Identyfikator: Dz.U.UE.L.2013.115.39
• Rodzaj: Rozporządzenie
• Tytuł: Rozporządzenie 347/2013 w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009
• Data aktu: 17/04/2013
• Data ogłoszenia: 25/04/2013
• Data wejścia w życie: 15/05/2013, 01/06/2013