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Document 02017R1938-20220701
Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (Text with EEA relevance)Text with EEA relevance
Consolidated text: Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 (Text von Bedeutung für den EWR)Text von Bedeutung für den EWR
Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 (Text von Bedeutung für den EWR)Text von Bedeutung für den EWR
02017R1938 — DE — 01.07.2022 — 002.002
Dieser Text dient lediglich zu Informationszwecken und hat keine Rechtswirkung. Die EU-Organe übernehmen keine Haftung für seinen Inhalt. Verbindliche Fassungen der betreffenden Rechtsakte einschließlich ihrer Präambeln sind nur die im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlichten und auf EUR-Lex verfügbaren Texte. Diese amtlichen Texte sind über die Links in diesem Dokument unmittelbar zugänglich
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VERORDNUNG (EU) 2017/1938 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 (Text von Bedeutung für den EWR) (ABl. L 280 vom 28.10.2017, S. 1) |
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DELEGIERTE VERORDNUNG (EU) 2022/517 DER KOMMISSION vom 18. November 2021 |
L 104 |
53 |
1.4.2022 |
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VERORDNUNG (EU) 2022/1032 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 29. Juni 2022 |
L 173 |
17 |
30.6.2022 |
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Berichtigt durch:
VERORDNUNG (EU) 2017/1938 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES
vom 25. Oktober 2017
über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010
(Text von Bedeutung für den EWR)
Artikel 1
Gegenstand
Mit dieser Verordnung werden Bestimmungen zur Gewährleistung einer sicheren Erdgasversorgung in der Union erlassen, indem sichergestellt wird, dass der Binnenmarkt für Erdgas (im Folgenden „Gas“) reibungslos und ununterbrochen funktioniert, indem außerordentliche Maßnahmen für den Fall ermöglicht werden, dass der Markt die nachgefragten Erdgaslieferungen nicht mehr bereitstellen kann, wozu auch als letztes Mittel anzuwendende Solidaritätsmaßnahmen gehören, und indem eine klare Festlegung und Zuweisung der Zuständigkeiten der Erdgasunternehmen, der Mitgliedstaaten und der Union sowohl bei der Prävention als auch der Reaktion auf konkrete Störungen der Gasversorgung vorgesehen werden. Mit dieser Verordnung werden auch im Geiste der Solidarität transparente Mechanismen für die Koordinierung der Planung für, und für die Reaktion auf, Notfälle auf einzelstaatlicher Ebene, auf regionaler Ebene und auf Unionsebene geschaffen.
Artikel 2
Begriffsbestimmungen
Für die Zwecke dieser Verordnung gelten folgende Begriffsbestimmungen:
„Sicherheit“ bezeichnet Sicherheit gemäß Artikel 2 Nummer 32 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Kunde“ bezeichnet Kunde gemäß Artikel 2 Nummer 24 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Haushaltkunde“ bezeichnet Haushaltskunde gemäß Artikel 2 Nummer 25 der Richtlinie 2009/73/EG,
„grundlegender sozialer Dienst“ bezeichnet einen Dienst in den Bereichen Gesundheitsversorgung, grundlegende soziale Versorgung, Notfall, Sicherheit, Bildung oder öffentliche Verwaltung,
„geschützter Kunde“ bezeichnet einen Haushaltskunden, der an ein Erdgasverteilernetz angeschlossen ist; wenn der betreffende Mitgliedstaat es so festlegt, kann darunter auch eine oder mehrere der folgenden Gestaltungen fallen, sofern die in Buchstaben a und b genannten Unternehmen oder Dienste zusammen nicht mehr als 20 % des jährlichen Gesamtgasverbrauchs des betreffenden Mitgliedstaats ausmachen:
ein kleines oder mittleres Unternehmen, sofern es an ein Erdgasverteilernetz angeschlossen ist,
ein grundlegender sozialer Dienst, sofern er an ein Erdgasverteiler- oder -fernleitungsnetz angeschlossen ist,
eine Fernwärmeanlage, soweit sie Wärme an Haushaltskunden, kleine oder mittlere Unternehmen oder grundlegende soziale Dienste liefert, wenn diese Anlage keinen Wechsel auf einen anderen Brennstoff als Gas vornehmen kann,
„durch Solidarität geschützter Kunde“ bezeichnet einen Haushaltskunden, der an ein Erdgasverteilernetz angeschlossen ist; darunter kann auch eine oder beide der folgenden Gestaltungen fallen:
eine Fernwärmeanlage, sofern sie in dem betreffenden Mitgliedstaat ein „geschützter Kunde“ ist und nur soweit sie Heizung an Haushaltskunden oder grundlegende soziale Dienste liefert, die nicht den Bereichen Bildung und öffentliche Verwaltung angehören,
ein grundlegender sozialer Dienst, sofern er in dem betreffenden Mitgliedstaat ein „geschützter Kunde“ ist und nicht den Bereichen Bildung und öffentliche Verwaltung angehört,
„zuständige Behörde“ bezeichnet eine nationale Regierungsbehörde oder eine nationale Regulierungsbehörde, die von einem Mitgliedstaat benannt wird, um die Durchführung der in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen sicherzustellen,
„nationale Regulierungsbehörde“ bezeichnet eine nationale Regulierungsbehörde, die gemäß Artikel 39 Absatz 1 der Richtlinie 2009/73/EG benannt worden ist,
„Erdgasunternehmen“ bezeichnet ein Erdgasunternehmen im Sinne des Artikels 2 Nummer 1 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Gasversorgungsvertrag“ bezeichnet ein Gasversorgungsvertrag im Sinne des Artikels 2 Nummer 34 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Fernleitung“ bezeichnet Fernleitung im Sinne des Artikels 2 Nummer 3 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Fernleitungsnetzbetreiber“ bezeichnet Fernleitungsnetzbetreiber im Sinne des Artikels 2 Nummer 4 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Verteilung“ bezeichnet Verteilung im Sinne des Artikels 2 Nummer 5 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Verteilernetzbetreiber“ bezeichnet Verteilernetzbetreiber im Sinne des Artikels 2 Nummer 6 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Verbindungsleitung“ bezeichnet Verbindungsleitung im Sinne des Artikels 2 Nummer 17 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Notversorgungskorridore“ bezeichnen die Gasversorgungswege der Union, die den Mitgliedstaaten dabei helfen, die Auswirkungen eines potenziellen Ausfalls von Lieferungen oder Infrastruktur einzudämmen,
„Speicherkapazität“ bezeichnet Speicherkapazität im Sinne des Artikels 2 Nummer 28 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009,
„technische Kapazität“ bezeichnet technische Leistungsfähigkeit im Sinne des Artikels 2 Nummer 18 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009,
„verbindliche Kapazität“ bezeichnet verbindliche Kapazität im Sinne des Artikels 2 Nummer 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009,
„unterbrechbare Kapazität“ bezeichnet unterbrechbare Kapazität im Sinne des Artikels 2 Nummer 13 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009,
„Kapazität der LNG-Anlagen“ bezeichnet die Kapazität einer LNG-Anlage im Sinne des Artikels 2 Nummer 24 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009,
„LNG-Anlage“ bezeichnet eine LNG-Anlage im Sinne des Artikels 2 Nummer 11 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Speicheranlage“ bezeichnet eine Speicheranlage im Sinne des Artikels 2 Nummer 9 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Netz“ bezeichnet ein Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 13 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Netzbenutzer“ bezeichnet Netzbenutzer im Sinne des Artikels 2 Nummer 23 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Hilfsdienste“ bezeichnet Hilfsdienste im Sinne des Artikels 2 Nummer 14 der Richtlinie 2009/73/EG,
„Befüllungspfad“ bezeichnet eine Reihe von Zwischenzielen für die unterirdischen Gasspeicheranlagen für jeden Mitgliedstaat gemäß Anhang Ia für 2022 und — für die folgenden Jahre — im Einklang mit Artikel 6a,
„Befüllungsziel“ bezeichnet ein verbindliches Ziel für den Füllstand der Gesamtkapazität der unterirdischen Gasspeicheranlagen,
„strategische Speicherung“ bezeichnet unterirdische Speicherung oder einen Teil einer unterirdischen Speicherung von nicht verflüssigtem Erdgas, das von Fernleitungsnetzbetreibern, einer von den Mitgliedstaaten benannten Stelle oder einem Unternehmen erworben, verwaltet und gespeichert wird und nur nach vorheriger Mitteilung oder behördlicher Genehmigung freigegeben werden darf und grundsätzlich freigegeben wird bei
einer größeren Angebotsknappheit,
einer Versorgungsstörung oder
der Ausrufung eines Notfalls im Sinne von Artikel 11 Absatz 1 Buchstabe c.
„Ausgleichsgasvorräte“ bezeichnet nicht verflüssigtes Erdgas, das
von Fernleitungsnetzbetreibern oder einer vom Mitgliedstaat benannten Stelle ausschließlich für die Zwecke der Wahrnehmung ihrer Funktionen als Fernleitungsnetzbetreiber und für die Zwecke der Gasversorgungssicherheit erworben, verwaltet und unterirdisch gespeichert wird,
nur eingesetzt werden darf, wenn dies erforderlich ist, um das Netz im Einklang mit Artikel 13 der Richtlinie 2009/73/EG und den Artikeln 8 und 9 der Verordnung (EU) Nr. 312/2014 unter sicheren und zuverlässigen Bedingungen in Betrieb zu halten,
„unterirdische Gasspeicheranlage“ bezeichnet eine Speicheranlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 9 der Richtlinie 2009/73/EG, die für die Lagerung von Erdgas einschließlich Ausgleichsgasvorräten genutzt wird und an ein Fernleitungs- oder Verteilernetz angeschlossen ist, mit Ausnahme von oberirdischen Kugelgas- oder Netzpufferspeichern.
Artikel 3
Verantwortung für die Sicherheit der Erdgasversorgung
Die Liste dieser Risikogruppen und ihre Zusammensetzung sind Anhang I zu entnehmen. Die Zusammensetzung der Risikogruppen steht anderen Formen der regionalen Zusammenarbeit zugunsten der Versorgungssicherheit nicht entgegen.
Artikel 4
Koordinierungsgruppe „Gas“
Die Koordinierungsgruppe „Gas“ wird konsultiert und unterstützt die Kommission in folgenden Fragen:
Sicherheit der Gasversorgung — jederzeit und insbesondere in einer Notfallsituation;
sämtliche Informationen, die für die nationale, regionale und unionsweite Gasversorgungssicherheit relevant sind;
bewährte Verfahren und mögliche Leitlinien für alle Betroffenen;
Niveau der Gasversorgungssicherheit, Benchmarks und Bewertungsmethodologien;
nationale, regionale und unionsweite Szenarien und Überprüfung des Grades der Vorbereitung;
Bewertung der Präventions- und der Notfallpläne, ihrer planübergreifenden Kohärenz und der Durchführung der darin vorgesehenen Maßnahmen;
Koordinierung der Maßnahmen für einen Unionsnotfall mit Vertragsparteien der Energiegemeinschaft und mit anderen Drittländern;
erforderliche Hilfen für die am stärksten betroffenen Mitgliedstaaten.
Artikel 5
Infrastrukturstandard
Die Verpflichtung gemäß Unterabsatz 1 des vorliegenden Artikels gilt unbeschadet der Verantwortung der Übertragungsnetzbetreiber, die entsprechenden Investitionen zu tätigen, und der Verpflichtungen der Fernleitungsnetzbetreiber gemäß der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 und der Richtlinie 2009/73/EG.
Die Fernleitungsnetzbetreiber ermöglichen die Schaffung permanenter physischer bidirektionaler Kapazitäten auf allen Verbindungsleitungen zwischen Mitgliedstaaten, ausgenommen
im Falle von Verbindungen zu Produktionsanlagen, zu LNG-Anlagen und zu Verteilernetzen oder
in Fällen, in denen nach eingehender Bewertung und nach Konsultation anderer Mitgliedstaaten und der Kommission Ausnahmen von dieser Verpflichtung gemäß Anhang III gewährt wurden.
Für das Verfahren zur Schaffung oder zum Ausbau von bidirektionalen Kapazitäten auf einer Verbindungsleitung oder für den Erhalt oder die Verlängerung einer Ausnahme von dieser Verpflichtung findet Anhang III Anwendung. Die Kommission veröffentlicht die Liste der Ausnahmen und aktualisiert diese Liste.
Ein Vorschlag für die Schaffung oder den Ausbau von bidirektionalen Kapazitäten oder ein Antrag auf Gewährung oder Verlängerung einer Ausnahme muss eine Kosten-Nutzen-Analyse enthalten, die auf der Grundlage der Methodologie gemäß Artikel 11 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 1 ) erstellt wird und auf folgenden Kriterien beruht:
einer Bewertung der Marktnachfrage,
Prognosen für Nachfrage und Angebot,
möglichen wirtschaftlichen Auswirkungen auf die bestehende Infrastruktur,
einer Durchführbarkeitsstudie,
den Kosten der bidirektionalen Kapazitäten, einschließlich der notwendigen Verstärkung des Fernleitungsnetzes und
der Vorteile für die Gasversorgungssicherheit, wobei der mögliche Beitrag der bidirektionalen Kapazitäten zur Erfüllung des in diesem Artikel festgelegten Infrastrukturstandards zu berücksichtigen ist.
Die zuständige Behörde stellt in der Risikobewertung fest, ob bei Gesamtbetrachtung der Gas- und Stromnetze interne Engpässe bestehen und ob die nationale Einspeisekapazität und die nationalen Infrastrukturen, insbesondere die Fernleitungsnetze, in der Lage sind, die nationalen und grenzüberschreitenden Gasflüsse an das Szenario eines Ausfalls der größten einzelnen Gasinfrastruktur auf nationaler Ebene und der größten einzelnen Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse für die Risikogruppe, die in der Risikobewertung ausgemacht wurden, anzupassen.
Die Ausnahmeregelung gilt für Luxemburg, vorausgesetzt, Luxemburg verfügt über
mindestens zwei Verbindungsleitungen mit anderen Mitgliedstaaten,
mindestens zwei unterschiedliche Gasbezugsquellen und
keine Gasspeicheranlagen in seinem Hoheitsgebiet.
Die Ausnahmeregelung gilt für Slowenien, vorausgesetzt, Slowenien verfügt über
mindestens zwei Verbindungsleitungen mit anderen Mitgliedstaaten,
mindestens zwei unterschiedliche Gasbezugsquellen und
keine Gasspeicheranlagen oder LNG-Anlagen in seinem Hoheitsgebiet.
Die Ausnahmeregelung gilt für Schweden, vorausgesetzt, dass
über schwedisches Hoheitsgebiet keine Gasdurchleitung in andere Mitgliedstaaten erfolgt,
der jährliche Bruttogasverbrauch im Inland unter 2 Mtoe liegt und
weniger als 5 % des gesamten Primärenergieverbrauchs durch Erdgas gedeckt werden.
Luxemburg, Slowenien und Schweden unterrichten die Kommission über jede Änderung an den Bedingungen dieses Absatzes. Die in diesem Absatz festgelegte Ausnahme gilt nicht mehr, wenn mindestens eine der Bedingungen nicht mehr zutrifft.
Als Teil der einzelstaatlichen Risikobewertung gemäß Artikel 7 Absatz 3 beschreiben Luxemburg, Slowenien und Schweden die Lage in Bezug auf die jeweiligen Bedingungen des vorliegenden Absatzes sowie die Prognosen für die Erfüllung der Verpflichtung gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Auswirkungen der Erfüllung des Infrastrukturstandards, der Gasmarktentwicklung und von Gasinfrastrukturprojekten in der Risikogruppe. Auf der Grundlage der in der einzelstaatlichen Risikobewertung bereitgestellten Information und wenn die jeweiligen Bedingungen des vorliegenden Absatzes nach wie vor vorliegen, kann die Kommission beschließen, dass die Ausnahme weitere vier Jahre Anwendung findet. Im Falle eines stattgebenden Beschlusses wird das in diesem Unterabsatz festgelegte Verfahren nach vier Jahren wiederholt.
Artikel 6
Gasversorgungsstandard
Die zuständige Behörde verpflichtet die von ihr bestimmten Erdgasunternehmen dazu, Maßnahmen zu ergreifen, um die Gasversorgung geschützter Kunden des Mitgliedstaats in jedem der folgenden Fällen zu gewährleisten:
extreme Temperaturen an sieben aufeinanderfolgenden Tagen mit Spitzenlast, wie sie mit statistischer Wahrscheinlichkeit einmal in 20 Jahren vorkommen;
eine außergewöhnlich hohe Gasnachfrage über einen Zeitraum von 30 Tagen, wie sie mit statistischer Wahrscheinlichkeit einmal in 20 Jahren auftritt;
für einen Zeitraum von 30 Tagen bei Ausfall der größten einzelnen Gasinfrastruktur unter durchschnittlichen Winterbedingungen.
Jeder Mitgliedstaat übermittelt der Kommission bis zum 2. Februar 2018 seine Definition von geschützten Kunden, die jährliche Gasverbrauchsmenge der geschützten Kunden und den prozentualen Anteil jener Gasverbrauchsmengen am jährlichen Gesamtgasendverbrauch in dem Mitgliedstaat. Bezieht ein Mitgliedstaat in seine Definition von geschützten Kunden die in Artikel 2 Nummer 5 Buchstabe a oder b genannten Kategorien ein, gibt er die Gasverbrauchsmengen der Kunden in diesen Kategorien und den prozentualen Anteil jeder dieser Kundengruppen am jährlichen Gesamtgasendverbrauch an.
Die zuständige Behörde bestimmt die in Unterabsatz 1 des vorliegenden Absatzes genannten Erdgasunternehmen und gibt sie im Präventionsplan an.
Alle neuen, anderen als Marktmaßnahmen zur Gewährleistung des Gasversorgungsstandards müssen dem Verfahren des Artikels 9 Absätze 4 bis 9 entsprechen.
Die Mitgliedstaaten können der in Unterabsatz 1 genannten Verpflichtung nachkommen, indem sie Energieeffizienzmaßnahmen durchführen oder Gas durch andere Energieträger, unter anderem erneuerbare Energieträger, ersetzen, soweit das gleiche Schutzniveau erreicht wird.
Jeder erhöhte Gasversorgungsstandard, der die in Absatz 1 Buchstaben b und c genannten Zeiträume von 30 Tagen überschreitet, oder jede zusätzliche Verpflichtung, die aus Gründen der Sicherheit der Gasversorgung auferlegt wird, beruht auf der Risikobewertung, schlägt sich im Präventionsplan nieder und
entspricht Artikel 8 Absatz 1,
wirkt sich nicht nachteilig auf die Fähigkeit der anderen Mitgliedstaaten aus, ihre geschützten Kunden in einem nationalen, regionalen oder unionsweiten Notfall gemäß dem vorliegenden Artikel mit Gas zu versorgen, und
entspricht Artikel 12 Absatz 5 im Falle eines regionalen oder unionsweiten Notfalls.
Die Kommission kann einen Nachweis der Entsprechung jeder Maßnahme nach Unterabsatz 1 mit den darin aufgeführten Bedingungen verlangen. Diese Begründung wird von der zuständigen Behörde des Mitgliedstaats, der die Maßnahme einführt, veröffentlicht.
Ferner muss jede neue andere als Marktmaßnahme gemäß Unterabsatz 1 dieses Absatzes, die am oder nach dem 1. November 2017 erlassen wird, dem Verfahren des Artikels 9 Absätze 4 bis 9 genügen.
Artikel 6a
Befüllungsziele und Befüllungspfade
Vorbehaltlich der Absätze 2 bis 5 stellen die Mitgliedstaaten folgende Befüllungsziele für die Gesamtkapazität aller unterirdischen Gasspeicheranlagen, die sich in ihrem Hoheitsgebiet befinden und direkt mit einem Absatzgebiet in ihrem Hoheitsgebiet verknüpft sind, sowie für in Anhang Ib aufgeführte Speicheranlagen bis zum 1. November jeden Jahres sicher:
für 2022: 80 %;
ab 2023: 90 %.
Für die Zwecke der Einhaltung des vorliegenden Absatzes berücksichtigen die Mitgliedstaaten das Ziel, die sichere Erdgasversorgung in der Union gemäß Artikel 1 zu gewährleisten.
Ein Mitgliedstaat kann das Befüllungsziel teilweise erreichen, indem das in seinen LNG-Anlagen physisch gespeicherte und verfügbare LNG angerechnet wird, sofern die beiden folgenden Bedingungen erfüllt werden:
das Gasnetz verfügt über erhebliche LNG-Speicherkapazität, die jährlich mehr als 4 % des durchschnittlichen nationalen Verbrauchs der vorangegangenen fünf Jahre ausmacht;
der Mitgliedstaat den Gaslieferanten im Einklang mit Artikel 6b Absatz 1 Buchstabe a die Verpflichtung auferlegt hat, Mindestgasmengen in unterirdischen Gasspeicheranlagen und/oder LNG-Anlagen zu speichern.
Die Mitgliedstaaten treffen die erforderlichen Maßnahmen, um die Zwischenziele zu erreichen oder um dafür zu sorgen, dass diese Zwischenziele erreicht werden, wie folgt:
für 2022: gemäß Anhang Ia und
ab 2023: im Einklang mit Absatz 7.
Für Mitgliedstaaten, für die das Befüllungsziel gemäß Absatz 2 auf 35 % ihres durchschnittlichen jährlichen Gasverbrauchs gesenkt wird, werden die Zwischenziele des Befüllungspfades entsprechend reduziert.
Auf der Grundlage der von jedem Mitgliedstaat bereitgestellten technischen Informationen und unter Berücksichtigung der Bewertung der Koordinierungsgruppe „Gas“ erlässt die Kommission Durchführungsrechtsakte, um den Befüllungspfad jedes Mitgliedstaats festzulegen. Diese Durchführungsrechtsakte werden gemäß dem in Artikel 18a Absatz 2 genannten Prüfverfahren erlassen. Sie werden falls nötig und auch, wenn ein Mitgliedstaat einen aktualisierten Entwurf des Befüllungspfades übermittelt hat, bis zum 15. November des Vorjahres erlassen. Sie stützen sich auf eine Bewertung der allgemeinen Gasversorgungssicherheitslage und der Entwicklung des Gasangebots und der Gasnachfrage in der Union und in einzelnen Mitgliedstaaten und werden so festgelegt, dass die Gasversorgungssicherheit gewährleistet wird und gleichzeitig eine unangemessene Belastung der Mitgliedstaaten, der Gasmarktteilnehmer, der Speicheranlagenbetreiber und der Kunden sowie eine unangemessene Verzerrung des Wettbewerbs zwischen Speicheranlagen in benachbarten Mitgliedstaaten vermieden wird.
Wird die Abweichung nicht binnen eines Monats ab dem Tag des Eingangs der Empfehlung der Kommission erheblich verringert, fasst die Kommission nach Konsultation der Koordinierungsgruppe „Gas“ und der betroffenen Mitgliedstaaten als letztes Mittel einen Beschluss, der den betroffenen Mitgliedstaat verpflichtet, Maßnahmen zu treffen, um der Abweichung abzuhelfen, darunter gegebenenfalls eine oder mehrere der in Artikel 6b Absatz 1 vorgesehenen Maßnahmen oder jede andere Maßnahme, mit der sichergestellt wird, dass das gemäß diesem Artikel Befüllungsziel erreicht wird;
Bei der Entscheidung darüber, welche Maßnahmen sie gemäß Unterabsatz 2 ergreift, berücksichtigt die Kommission die besondere Situation der betroffenen Mitgliedstaaten, wie z. B. das Volumen der unterirdischen Gasspeicheranlagen im Verhältnis zum inländischen Gasverbrauch, die Bedeutung der unterirdischen Gasspeicheranlagen für die Gasversorgungssicherheit in der Region und etwaige bestehende LNG-Speicheranlagen.
Bei allen von der Kommission getroffenen Maßnahmen zur Behebung von Abweichungen vom Befüllungspfad oder vom Befüllungsziel für 2022 wird der nur sehr kurze Zeitrahmen für die Umsetzung dieses Artikels auf nationaler Ebene berücksichtigt, sowie dass dies zur Abweichung vom Befüllungspfad oder vom Befüllungsziel für 2022 beigetragen haben könnte.
Die Kommission stellt sicher, dass die Maßnahmen gemäß dem vorliegenden Absatz nicht
über das zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit erforderliche Maß hinausgehen;
mit einer unverhältnismäßigen Belastung für die Mitgliedstaaten, die Gasmarktteilnehmer, die Speicheranlagenbetreiber oder die Kunden verbunden sind.
Artikel 6b
Umsetzung der Befüllungsziele
Soweit es sich bei jeglicher der in diesem Artikel aufgeführten Maßnahmen um Aufgaben und Befugnisse der nationalen Regulierungsbehörde gemäß Artikel 41 der Richtlinie 2009/73/EG handelt, sind die nationalen Regulierungsbehörden für das Ergreifen dieser Maßnahmen zuständig.
Maßnahmen, die aufgrund dieses Absatzes ergriffen werden, können insbesondere Folgendes umfassen:
Verpflichtung von Gaslieferanten, Mindestmengen an Gas in Speicheranlagen zu speichern, einschließlich unterirdischer Gasspeicheranlagen und/oder LNG-Speicheranlagen; diese Volumen werden auf der Grundlage der Gasmenge bestimmt, die von den Gaslieferanten an geschützte Kunden geliefert wird;
die Verpflichtung von Speicheranlagenbetreibern zur Ausschreibung ihrer Kapazitäten an Marktteilnehmer;
die Verpflichtung von Fernleitungsnetzbetreibern oder vom Mitgliedstaat benannter Stellen, Ausgleichsgasvorräte ausschließlich für die Wahrnehmung ihrer Funktionen als Fernleitungsnetzbetreiber zu erwerben und zu verwalten sowie gegebenenfalls die Auferlegung einer Verpflichtung auf andere benannte Stellen zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit in einem Notfall im Sinne von Artikel 11 Absatz 1 Buchstabe c;
der Einsatz von mit anderen Mitgliedstaaten koordinierten Instrumenten, wie Plattformen für den Kauf von LNG, um die Nutzung von LNG zu maximieren und infrastrukturelle und regulatorische Hindernisse für eine gemeinsame Nutzung von LNG bei der Befüllung unterirdischer Gasspeicheranlagen abzubauen;
Nutzung eines freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Erdgas, für dessen Anwendung die Kommission erforderlichenfalls bis zum 1. August 2022 Leitlinien herausgeben kann;
Schaffung finanzieller Anreize für die Marktteilnehmer, einschließlich für Speicheranlagenbetreiber, wie zum Beispiel Differenzverträge, oder Ausgleichsleistungen für Marktteilnehmer für entgangene Einnahmen oder für Kosten, die ihnen aus den Verpflichtungen für Marktteilnehmer, einschließlich Speicheranlagenbetreibern, entstehen und die nicht durch Einnahmen gedeckt werden können;
Verpflichtung von Inhabern von Speicherkapazitäten, ungenutzte gebuchte Kapazitäten zu nutzen oder freizugeben, wobei der Inhaber von Speicherkapazitäten, der die Speicherkapazität nicht nutzt, nach wie vor verpflichtet ist, den vereinbarten Preis für die gesamte Laufzeit des Speichervertrags zu zahlen;
Einführung wirksamer Instrumente für den Erwerb und die Verwaltung strategischer Speicherung durch öffentliche oder private Stellen, vorausgesetzt diese Instrumente verzerren nicht den Wettbewerb oder das ordnungsgemäße Funktionieren des Binnenmarkts;
Benennung einer speziellen Stelle, die mit der Aufgabe betraut wird, das Befüllungsziel zu erreichen, falls dieses Befüllungsziel sonst nicht erreicht würde;
Preisnachlässe auf die Speichertarife;
Einziehung der zur Deckung der Kapital- und Betriebsausgaben im Zusammenhang mit regulierten Speicheranlagen erforderlichen Einnahmen als Fernleitungsentgelte sowie als spezielle, in die Fernleitungstarife integrierte Abgabe, die nur von Ausspeisepunkten zu Endkunden in demselben Mitgliedstaat erhoben wird, vorausgesetzt, die aus Abgaben eingezogenen Einnahmen sind nicht höher als die zulässigen Einnahmen.
Artikel 6c
Speicherungsvereinbarungen und Lastenteilungsmechanismus
Für den Fall, dass einem Mitgliedstaat die Einhaltung der in Unterabsatz 1 genannten Verpflichtung aufgrund technischer Beschränkungen nicht möglich ist und dieser Mitgliedstaat eine Verpflichtung zur Speicherung anderer Brennstoffe als Ersatz für Gas eingeführt hat, kann die in Unterabsatz 1 festgelegte Verpflichtung ausnahmsweise durch eine gleichwertige Verpflichtung zur Speicherung anderer Brennstoffe als Gas nachgekommen werden. Die technischen Beschränkungen und die Gleichwertigkeit der Maßnahmen sind von dem betreffenden Mitgliedstaat nachzuweisen.
Der Lastenteilungsmechanismus muss sich auf die einschlägigen Daten der jüngsten Risikobewertung gemäß Artikel 7 stützen und allen der folgenden Parameter Rechnung tragen:
den Kosten für die finanzielle Unterstützung zur Erreichung des Befüllungsziels, ausgenommen die Kosten für die Erfüllung etwaiger Verpflichtungen zur strategischen Speicherung;
den Gasmengen, die für die Deckung des Bedarfs geschützter Kunden gemäß Artikel 6 Absatz 1 erforderlich sind;
jeglichen technischen Beschränkungen, einschließlich der verfügbaren Kapazität an unterirdischer Speicherung, der technischen grenzüberschreitenden Fernleitungskapazitäten und den Entnahmeraten.
Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission den Lastenteilungsmechanismus bis zum 2. September 2022 mit. Liegt zu diesem Zeitpunkt keine Vereinbarung über einen Lastenteilungsmechanismus vor, so weisen die Mitgliedstaaten ohne unterirdische Gasspeicheranlagen nach, dass sie ihrer Verpflichtung gemäß Absatz 1 nachkommen, und teilen dies der Kommission mit.
Wenn ein Mitgliedstaat unterirdische Gasspeicheranlagen in seinem Hoheitsgebiet hat und die Gesamtkapazität größer ist als der jährliche Gasverbrauch dieses Mitgliedstaats, sind die Mitgliedstaaten ohne eigene unterirdische Gasspeicheranlagen, aber mit Zugang zu diesen Anlagen ungeachtet Absatz 1 zu Folgendem verpflichtet:
Sie stellen bis zum 1. November sicher, dass die Speichermengen mindestens der durchschnittlichen Nutzung der Speicherkapazität in den vorangegangenen fünf Jahren — ermittelt unter anderem unter Berücksichtigung der Gasflüsse während der Entnahmesaison aus den Mitgliedstaaten, in denen sich die Speicheranlagen befinden, über die vorangegangenen fünf Jahren — entsprechen, oder
Sie weisen nach, dass Speicherkapazität gebucht wurde, die der unter die Verpflichtung gemäß Buchstabe a fallenden Menge entspricht.
Kann der Mitgliedstaat ohne unterirdische Gasspeicheranlagen nachweisen, dass Speicherkapazität gebucht wurde, die der Verpflichtung unter Unterabsatz 1 Buchstabe a fallenden Menge entspricht, so gilt Absatz 1.
Die in diesem Absatz genannte Verpflichtung ist auf 15 % des durchschnittlichen jährlichen Gasverbrauchs der vorangegangenen fünf Jahre in dem betreffenden Mitgliedstaat begrenzt.
Artikel 6d
Überwachung und Durchsetzung
Die Speicheranlagenbetreiber melden der zuständigen Behörde in dem Mitgliedstaat, in dem sich die betreffenden unterirdischen Gasspeicheranlagen befinden, und gegebenenfalls einer von diesem Mitgliedstaat benannten Stelle (im Folgenden „benannte Stelle“) den Füllstand wie folgt:
Für 2022: über jedes in Anhang Ia festgelegte Zwischenziel und
Ab 2023: wie in Artikel 6a Absatz 7 festgelegt.
Die Kommission kann gegebenenfalls die Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden zur Unterstützung bei dieser Überwachung ersuchen.
Die Mitgliedstaaten unterrichten die Kommission unverzüglich über die gemäß dem vorliegenden Absatz getroffenen Durchsetzungsmaßnahmen.
Die Kommission, die nationalen Regulierungsbehörden und die Mitgliedstaaten wahren die Vertraulichkeit der für die Zwecke der Ausübung ihrer Pflichten übermittelten wirtschaftlich sensiblen Informationen.
Artikel 7
Risikobewertung
Die zuständigen Behörden innerhalb jeder Risikogruppe vereinbaren einen Mechanismus der Zusammenarbeit bei der Durchführung der gemeinsamen Risikobewertung und unterrichten die Koordinierungsgruppe „Gas“ elf Monate vor der Frist für die Notifizierung der gemeinsamen Risikobewertung und ihrer Aktualisierungen. Auf Antrag einer zuständigen Behörde kann die Kommission bei der Ausarbeitung der gemeinsamen Risikobewertung, insbesondere bei der Einrichtung des Mechanismus der Zusammenarbeit, die Rolle eines Moderators übernehmen. Erzielen die zuständigen Behörden innerhalb einer Risikogruppe keine Einigung über den Mechanismus der Zusammenarbeit, so schlägt die Kommission nach Konsultation der betroffenen zuständigen Behörden einen Mechanismus der Zusammenarbeit für diese Risikogruppe vor. Die betroffenen zuständigen Behörden vereinbaren einen Mechanismus der Zusammenarbeit für diese Risikogruppe unter weitestgehender Berücksichtigung des Vorschlags der Kommission.
Zehn Monate vor der Frist für die Notifizierung der gemeinsamen Risikobewertung oder ihrer Aktualisierungen verbreitet und aktualisiert jede zuständige Behörde im Rahmen des vereinbarten Mechanismus der Zusammenarbeit alle nationalen Daten, die für die Ausarbeitung der gemeinsamen Risikobewertung erforderlich sind, insbesondere für das Durchspielen der verschiedenen in Absatz 4 Buchstabe c genannten Szenarien.
Bei den in den Absätzen 2 und 3 genannten Risikobewertungen werden, falls einschlägig
die in den Artikeln 5 und 6 angegebenen Standards verwendet. Die Risikobewertung enthält die Beschreibung der Berechnung der N – 1-Formel auf nationaler Ebene und gegebenenfalls eine Berechnung der N – 1-Formel auf regionaler Ebene. Die Risikobewertung enthält ferner die zugrunde gelegten Annahmen, gegebenenfalls auch für die Berechnung der N – 1-Formel auf regionaler Ebene, und die für eine solche Berechnung notwendigen Daten. Die Berechnung der N – 1-Formel auf nationaler Ebene wird ergänzt durch eine Simulation des Ausfalls der größten einzelnen Gasinfrastruktur anhand einer hydraulischen Modellierung für das nationale Hoheitsgebiet sowie durch eine Berechnung der N – 1-Formel bei einer angenommenen Gasmenge in Speichern von 30 % und 100 % des maximalen Arbeitsvolumens;
alle relevanten nationalen und grenzüberschreitenden Gegebenheiten berücksichtigt, insbesondere Marktvolumen, Netzkonfiguration, tatsächliche Gasflüsse einschließlich Gasflüssen aus den betroffenen Mitgliedstaaten, die Möglichkeit physischer Gasflüsse in beide Richtungen einschließlich der möglichen, daraus folgenden Notwendigkeit einer Stärkung des Fernleitungsnetzes, das Vorhandensein von Erzeugung und Speicherung und die Rolle von Gas im Energiemix, insbesondere hinsichtlich Fernwärme und Stromerzeugung und zum Betrieb von Industrieanlagen, sowie Sicherheitserwägungen und Erwägungen zur Gasqualität;
verschiedene Szenarien mit außergewöhnlich hoher Gasnachfrage und Störung der Gasversorgung simuliert, wobei die Vorgeschichte, die Wahrscheinlichkeit, die Jahreszeit, die Häufigkeit und die Dauer ihres Auftretens berücksichtigt werden und ihre wahrscheinlichen Konsequenzen bewertet werden, z. B.:
Ausfall der für die Gasversorgungssicherheit relevanten Infrastruktur, insbesondere der Fernleitungsinfrastruktur, Speicher oder LNG-Terminals, einschließlich der für die Berechnung der N – 1-Formel ermittelten größten Gasinfrastruktur, und
Unterbrechung der Lieferungen aus Drittländern sowie gegebenenfalls geopolitische Risiken;
die Interaktion und Risikokorrelation mit den Mitgliedstaaten in der Risikogruppe sowie gegebenenfalls anderen Mitgliedstaaten oder anderen Risikogruppen ermittelt, auch hinsichtlich Verbindungsleitungen, grenzüberschreitender Lieferungen, des grenzüberschreitenden Zugangs zu Speicheranlagen und der bidirektionalen Kapazitäten;
die Risiken berücksichtigt, die mit der Steuerung der Infrastruktur, die für eine sichere Gasversorgung relevant ist, einhergehen, soweit sie unter anderem Risiken wie unzureichende Investitionen, die Aushöhlung der Diversifizierung, den Missbrauch vorhandener Infrastruktur oder Verstöße gegen das Unionsrecht einschließen können;
die Höchstkapazität der Verbindungsleitungen an jedem Grenzein- und -ausspeisepunkt und die verschiedenen Füllstände der Speicher berücksichtigt;
unter Berücksichtigung von Szenarien eines anhaltenden Ausfalls einer einzigen Bezugsquelle.
Artikel 8
Aufstellung von Präventionsplänen und Notfallplänen
Die zuständige Behörde jedes Mitgliedstaats erstellt, nachdem sie die Erdgasunternehmen, die einschlägigen Organisationen, die die Interessen von Haushaltskunden bzw. gewerblichen Gaskunden einschließlich Stromerzeugern vertreten, die Stromübertragungsnetzbetreiber und die nationale Regulierungsbehörde, sofern sie nicht mit der zuständigen Behörde identisch ist, konsultiert hat,
gemäß Artikel 9 einen Präventionsplan mit den erforderlichen Maßnahmen, um die Risiken — einschließlich der Auswirkungen von Energieeffizienzmaßnahmen und nachfrageseitigen Maßnahmen —, die in den gemeinsamen und einzelstaatlichen Risikobewertungen festgestellt wurden, zu beseitigen oder zu mindern,
einen Notfallplan gemäß Artikel 10 mit den Maßnahmen zur Beseitigung oder Eindämmung der Folgen einer Störung der Erdgasversorgung.
Die regionalen Kapitel werden gemeinsam von allen Mitgliedstaaten in der Risikogruppe ausgearbeitet, bevor sie in die jeweiligen nationalen Pläne aufgenommen werden. Die Kommission ist als Moderator tätig, um dafür zu sorgen, dass durch die Gesamtheit der regionalen Kapitel die Sicherheit der Erdgasversorgung in der Union insgesamt verbessert wird und keine Widersprüche auftreten, und dass alle Hindernisse für die Zusammenarbeit ausgeräumt werden.
Die regionalen Kapitel eines Präventionsplans und eines Notfallplans enthalten geeignete und wirksame grenzübergreifende Maßnahmen, auch in Bezug auf LNG, vorbehaltlich der Zustimmung der die Maßnahmen durchführenden Mitgliedstaaten aus derselben oder unterschiedlichen Risikogruppen, die auf der Grundlage der Simulation gemäß Artikel 7 Absatz 1 und der gemeinsamen Risikobewertung von der Maßnahme betroffen sind.
Die Kommission kann bei der Ausarbeitung des Präventionsplans und des Notfallplans, insbesondere bei der Einrichtung des Mechanismus der Zusammenarbeit, die Rolle eines Moderators übernehmen. Erzielen die zuständigen Behörden innerhalb einer Risikogruppe keine Einigung über den Mechanismus der Zusammenarbeit, so schlägt die Kommission einen solchen Mechanismus für diese Risikogruppe vor. Die zuständigen Behörden vereinbaren den Mechanismus der Zusammenarbeit für diese Risikogruppe unter Berücksichtigung des Vorschlags der Kommission. Die zuständigen Behörden gewährleisten die regelmäßige Überwachung der Umsetzung des Präventionsplans und des Notfallplans.
Die zuständigen Behörden tauschen innerhalb jeder Risikogruppe die Entwürfe der Prävention- und Notfallpläne mit Vorschlägen für die Zusammenarbeit spätestens fünf Monate vor der Frist für die Einreichung der Pläne aus.
Den endgültigen Fassungen der in Absatz 3 genannten regionalen Kapitel müssen alle Mitgliedstaaten in der Risikogruppe zustimmen. Die Präventions- und Notfallpläne enthalten auch die nationalen Maßnahmen, die für die Umsetzung und Durchsetzung der grenzübergreifenden Maßnahmen in den regionalen Kapiteln erforderlich sind.
Innerhalb von vier Monaten nach ihrer Notifizierung durch die zuständigen Behörden bewertet die Kommission die Pläne, wobei sie die in der Koordinierungsgruppe „Gas“ geäußerten Standpunkte berücksichtigt.
Die Kommission richtet eine Stellungnahme an die zuständige Behörde mit der Empfehlung zur Überprüfung eines Präventionsplans oder eines Notfallplans, wenn einer oder mehrere der folgenden Punkte zutreffen:
er bewirkt keine Minderung der in der Risikobewertung festgestellten Risiken;
er ist nicht vereinbar mit den bewerteten Risikoszenarien oder den Plänen eines anderen Mitgliedstaats oder einer anderen Risikogruppe;
er erfüllt nicht die Anforderung des Absatzes 1, wonach der Wettbewerb nicht unzulässig verzerrt und das effektive Funktionieren des Binnenmarkts nicht unzulässig beeinträchtigt werden darf,
er verstößt gegen diese Verordnung oder andere Vorschriften des Unionsrechts.
Im Falle einer Uneinigkeit über in Absatz 8 genannte Punkte kann die Kommission innerhalb von vier Monaten nach der Antwort der zuständigen Behörde ihre Aufforderung zurückziehen oder die zuständige Behörde und, falls sie es für notwendig erachtet, die Koordinierungsgruppe„Gas“ einberufen, um die Angelegenheit zu prüfen. Die Kommission begründet ausführlich, warum sie um Änderung des Präventions- und Notfallplans ersucht. Die betreffende zuständige Behörde berücksichtigt die ausführliche Begründung der Kommission umfassend.
Gegebenenfalls ändert die zuständige Behörde den Präventions- und Notfallplan unverzüglich und veröffentlicht den geänderten Präventions- und Notfallplan.
Weicht der endgültige Standpunkt der betreffenden zuständigen Behörde von der ausführlichen Begründung der Kommission ab, so legt diese zuständige Behörde innerhalb von zwei Monaten nach Eingang der ausführlichen Begründung der Kommission die Begründung für ihren Standpunkt gemeinsam mit ihrem Standpunkt und der ausführlichen Begründung der Kommission vor und veröffentlicht diese.
Artikel 9
Inhalt der Präventionspläne
Der Präventionsplan enthält:
die Ergebnisse der Risikobewertung und eine Zusammenfassung der in Betracht gezogenen Szenarien gemäß Artikel 7 Absatz 4 Buchstabe c.
die Definition der geschützten Kunden und die Angaben gemäß Artikel 6 Absatz 1 Unterabsatz 2;
die erforderlichen Maßnahmen, Mengen und Kapazitäten zur Erfüllung der Infrastruktur- und Gasversorgungsstandards gemäß den Artikeln 5 und 6, und gegebenenfalls das Maß, bis zu dem nachfrageseitige Maßnahmen eine Gasversorgungsstörung im Sinne von Artikel 5 Absatz 2 ausreichend und rechtzeitig ausgleichen können, die Benennung der größten einzelnen Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse im Falle der Anwendung des Artikels 5 Absatz 3, die erforderlichen Gasmengen für die einzelnen Kategorien geschützter Kunden und je Szenario gemäß Artikel 6 Absatz 1 sowie etwaige erhöhte Versorgungsstandards Absatz 2 einschließlich des Nachweises der Erfüllung der Bedingungen des Artikels 6 Absatz 2 und einer Beschreibung eines Mechanismus zur befristeten Absenkung erhöhter Gasversorgungsstandards oder zur zeitlich begrenzten Verringerung zusätzlicher Verpflichtungen gemäß Artikel 11 Absatz 3;
die Verpflichtungen, die Erdgasunternehmen, gegebenenfalls Stromversorgungsunternehmen und anderen einschlägigen Stellen auferlegt wurden und die voraussichtlich Auswirkungen auf die Sicherheit der Gasversorgung haben, z. B. Verpflichtungen für den sicheren Betrieb des Gasnetzes.
andere Präventivmaßnahmen zur Bewältigung der in der Risikobewertung festgestellten Risiken, zum Beispiel, soweit angezeigt, Maßnahmen im Zusammenhang mit der Notwendigkeit, die Verbindungsleitungen zwischen benachbarten Mitgliedstaaten zu verbessern, die Energieeffizienz weiter zu erhöhen und die Gasnachfrage zu senken, die Möglichkeit, Gasversorgungswege und -bezugsquellen zu diversifizieren, und die regionale Nutzung bestehender Speicher- und LNG-Kapazitäten, um die Gasversorgung für alle Kunden so weit wie möglich aufrechtzuerhalten;
Angaben zu den wirtschaftlichen Auswirkungen, zur Wirksamkeit und zur Effizienz der in dem Plan enthaltenen Maßnahmen, einschließlich der Verpflichtungen gemäß Buchstabe k;
eine Beschreibung der Auswirkungen der in dem Plan enthaltenen Maßnahmen auf das Funktionieren des Energiebinnenmarktes und nationale Märkte, einschließlich der Verpflichtungen gemäß Buchstabe k;
eine Beschreibung der Auswirkungen der Maßnahmen auf die Umwelt und auf die Kunden;
die Mechanismen der Zusammenarbeit mit anderen Mitgliedstaaten, einschließlich der Verfahren für die Ausarbeitung und die Anwendung der Präventionspläne und der Notfallpläne;
Informationen über bestehende und zukünftige Verbindungsleitungen und Infrastrukturen, einschließlich derer, die Zugang zum Binnenmarkt gewähren, über grenzüberschreitende Gasflüsse, über den grenzüberschreitenden Zugang zu Speicheranlagen und LNG-Anlagen sowie über bidirektionale Kapazitäten, insbesondere in Notfällen;
Angaben zu allen gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen, die mit der Sicherheit der Gasversorgung in Zusammenhang stehen.
Kritische Informationen zu Unterabsatz 1 Buchstaben a, c und d, die bei einer Offenlegung die Sicherheit der Erdgasversorgung gefährden könnten, dürfen ausgenommen werden;
Die in Absatz 6 genannte Folgenabschätzung umfasst mindestens
die potenziellen Auswirkungen auf die Entwicklung des nationalen Gasmarktes und den Wettbewerb auf nationaler Ebene;
die potenziellen Auswirkungen auf den Gasbinnenmarkt;
die potenziellen Auswirkungen auf die Sicherheit der Gasversorgung in benachbarten Mitgliedstaaten, insbesondere für Maßnahmen, die die Liquidität in regionalen Märkten verringern oder Gasflüsse in benachbarte Mitgliedstaaten beschränken könnten;
Kosten und Nutzen im Vergleich zu alternativen marktbasierten Maßnahmen;
eine Bewertung der Notwendigkeit und Verhältnismäßigkeit im Vergleich zu möglichen marktbasierten Maßnahmen;
eine Beurteilung, ob die Maßnahme für alle Marktteilnehmer gleiche Möglichkeiten gewährleistet;
eine Beendigungsstrategie, die voraussichtliche Dauer der geplanten Maßnahme und einen angemessenen Zeitplan für Überprüfungen.
Die in den Buchstaben a und b genannten Untersuchungen werden von der nationalen Regulierungsbehörde durchgeführt. Die Folgenabschätzung wird von der zuständigen Behörde öffentlich zugänglich gemacht und der Kommission notifiziert.
Die beschlossene Maßnahme tritt nur in Kraft, wenn sie von der Kommission gebilligt oder entsprechend dem Beschluss der Kommission geändert wurde.
Die Frist von vier Monaten beginnt am Tag nach der vollständigen Übermittlung aller Informationen. Die Frist von vier Monaten kann mit Zustimmung der Kommission und der zuständigen Behörde verlängert werden.
Die Frist von vier Monaten beginnt am Tag nach der vollständigen Notifizierung. Die Frist von vier Monaten kann mit Zustimmung der Kommission und der zuständigen Behörde verlängert werden.
Artikel 10
Inhalt der Notfallpläne
Die Notfallpläne müssen
sich auf die in Artikel 11 Absatz 1 genannten Krisenstufen stützen;
die Aufgaben und Zuständigkeiten der Erdgasunternehmen, erforderlichenfalls der Stromübertragungsnetzbetreiber und der gewerblichen Gaskunden, einschließlich relevanter Stromerzeuger, festlegen und dabei berücksichtigen, inwieweit diese jeweils von einer Störung der Gasversorgung betroffen sind; sie müssen ferner ihre Zusammenarbeit mit den zuständigen Behörden und gegebenenfalls mit den nationalen Regulierungsbehörden auf jeder der in Artikel 11 Absatz 1 genannten Krisenstufen regeln;
die Aufgaben und Zuständigkeiten der zuständigen Behörden und der anderen Stellen festlegen, an die Aufgaben gemäß Artikel 3 Absatz 2 auf jeder der in Artikel 11 Absatz 1 genannten Krisenstufen übertragen wurden;
sicherstellen, dass Erdgasunternehmen und gewerbliche Gaskunden, einschließlich relevanter Stromerzeuger, ausreichend Gelegenheit erhalten, auf jeder der in Artikel 11 Absatz 1 genannten Krisenstufe zu reagieren;
gegebenenfalls die zu ergreifenden Maßnahmen festlegen, mit denen die möglichen Auswirkungen einer Störung der Gasversorgung auf die Fernwärmeversorgung und auf die Versorgung mit durch Gas erzeugtem Strom eingegrenzt werden sollen, was, falls angezeigt, auch eine Gesamtbetrachtung der gegenseitigen Abhängigkeiten von Strom und Gas beim Betrieb des Energiesystems umfasst;
die für die einzelnen Krisenstufen gemäß Artikel 11 Absatz 1 geltenden Verfahren und Maßnahmen detailliert festlegen, einschließlich der entsprechenden Pläne für den Informationsfluss;
einen Krisenmanager bestimmen und dessen Aufgaben festlegen;
aufzeigen, wie die marktbasierten Maßnahmen dazu beitragen können, im Falle einer Alarmstufe die Situation zu bewältigen und im Falle einer Notfallstufe die Situation einzudämmen;
aufzeigen, welchen Beitrag die nicht-marktbasierten Maßnahmen, die für die Notfallstufe vorgesehen oder umzusetzen sind, leisten können, und bewerten, inwieweit der Rückgriff auf diese Maßnahmen zur Krisenbewältigung notwendig ist. Die Auswirkungen der nicht marktbasierten Maßnahmen sind zu bewerten, und es sind Verfahren für ihre Umsetzung festzulegen. Nicht-Marktmaßnahmen dürfen nur dann angewendet werden, wenn Lieferungen, insbesondere an geschützte Kunden, mit marktbasierten Mechanismen allein nicht mehr gewährleistet werden können oder wenn Artikel 13 Anwendung findet;
die Mechanismen, die für die Zusammenarbeit mit anderen Mitgliedstaaten auf den Krisenstufen gemäß Artikel 11 Absatz 1 verwendet werden, und die Regelungen für den Austausch von Informationen zwischen den zuständigen Behörden beschreiben;
im Einzelnen darlegen, welchen Berichtspflichten die Erdgasunternehmen und gegebenenfalls die Stromversorgungsunternehmen im Falle einer Alarm- bzw. Notfallstufe unterliegen;
die geltenden technischen oder rechtlichen Regelungen beschreiben, mit denen ein ungerechtfertigter Verbrauch durch Kunden verhindert werden soll, die an ein Gasverteilernetz oder Gasfernleitungsnetz angeschlossen, aber keine geschützten Kunden sind;
die geltenden technischen, rechtlichen und finanziellen Regelungen für die Erfüllung der in Artikel 13 festgelegten Solidaritätsverpflichtungen beschreiben;
eine Schätzung der Gasmengen enthalten, die von durch Solidarität geschützte Kunden verbraucht werden könnten, wobei mindestens die in Artikel 6 Absatz 1 beschriebenen Fälle einzubeziehen sind;
eine Aufstellung der vorab festgelegten Maßnahmen enthalten, um im Notfall Gas zur Verfügung zu stellen, einschließlich kommerzieller Vereinbarungen der an solchen Maßnahmen beteiligten Parteien und gegebenenfalls Entschädigungsmechanismen für Erdgasunternehmen, unter gebührender Berücksichtigung der Vertraulichkeit sensibler Daten. Diese Maßnahmen können gegebenenfalls auch grenzübergreifende Vereinbarungen zwischen Mitgliedstaaten und/oder Erdgasunternehmen umfassen.
Um einen ungerechtfertigten Gasverbrauch während eines Notfalls gemäß Unterabsatz 1 Buchstabe l zu verhindern oder während der Anwendung der Bestimmungen des Artikels 11 Absatz 3 und Artikel 13, setzt die zuständige Behörde des betroffenen Mitgliedstaats die Kunden, die nicht geschützte Kunden sind, darüber in Kenntnis, dass sie ihren Erdgasverbrauch einstellen oder verringern müssen, ohne jedoch damit technisch unsichere Situationen herbeizuführen;
Artikel 11
Ausrufung einer Krise
Die drei Krisenstufen sind:
Frühwarnstufe (im Folgenden: Frühwarnung): Es liegen konkrete, ernst zu nehmende und zuverlässige Hinweise darauf vor, dass ein Ereignis eintreten kann, welches wahrscheinlich zu einer erheblichen Verschlechterung der Gasversorgungslage sowie wahrscheinlich zur Auslösung der Alarm- oder. der Notfallstufe führt; die Frühwarnstufe kann durch ein Frühwarnsystem ausgelöst werden;
Alarmstufe (im Folgenden: Alarm): Es liegt eine Störung der Gasversorgung oder eine außergewöhnlich hohe Nachfrage nach Gas vor, die zu einer erheblichen Verschlechterung der Gasversorgungslage führt; der Markt ist aber noch in der Lage, diese Störung oder Nachfrage zu bewältigen, ohne dass nicht-marktbasierte Maßnahmen ergriffen werden müssen;
Notfallstufe (im Folgenden: Notfall): Es liegt eine außergewöhnlich hohe Nachfrage nach Gas, eine erhebliche Störung der Gasversorgung oder eine andere erhebliche Verschlechterung der Versorgungslage vor, und alle einschlägigen marktbasierten Maßnahmen umgesetzt wurden, aber die Gasversorgung reicht nicht aus, um die noch verbleibende Gasnachfrage zu decken, sodass zusätzlich nicht-marktbasierte Maßnahmen ergriffen werden müssen, um insbesondere die Gasversorgung der geschützten Kunden gemäß Artikel 6 sicherzustellen.
Die in Unterabsatz 1 des vorliegenden Absatzes festgelegten Verpflichtungen gelten nicht mehr, sobald die zuständige Behörde das Ende des Notfalls ausruft oder die Kommission gemäß Absatz 8 Unterabsatz 1 zu dem Schluss gelangt, dass die Ausrufung des Notfalls nicht oder nicht mehr gerechtfertigt ist.
Die Mitgliedstaaten und insbesondere die zuständigen Behörden gewährleisten, dass
keine Maßnahmen ergriffen werden, durch die zu irgendeinem Zeitpunkt die Gasflüsse innerhalb des Binnenmarkts unangemessen eingeschränkt werden,
keine Maßnahmen ergriffen werden, durch die wahrscheinlich die Gasversorgung in einem anderen Mitgliedstaat ernsthaft gefährdet wird, und
der grenzüberschreitende Zugang zu den Infrastrukturen nach Maßgabe der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 gemäß dem Notfallplan soweit technisch und sicherheitstechnisch möglich aufrechterhalten wird.
In Notfällen und aus hinreichenden Gründen kann ein Mitgliedstaat auf Ersuchen des betreffenden Stromübertragungs- oder Gasfernleitungsnetzbetreibers beschließen, dass die Gasversorgung bestimmter kritischer Gaskraftwerke gegenüber der Gasversorgung bestimmter Kategorien geschützter Kunden Vorrang hat, wenn der Ausfall der Gasversorgung dieser kritischen Gaskraftwerke entweder:
dem Stromnetz schweren Schaden zufügen könnte oder
die Erzeugung und/oder Verbringung von Gas beeinträchtigen würde.
Die Mitgliedstaaten stützen diese Maßnahmen auf die Risikobewertung.
Die in Unterabsatz 1 genannten kritischen Gaskraftwerke und die möglichen Gasmengen, die Teil einer solchen Maßnahme wären, werden eindeutig identifiziert und in den regionalen Kapiteln der Präventionspläne und der Notfallpläne aufgeführt. Ihre Identifizierung erfolgt in enger Zusammenarbeit mit den Stromübertragungs- und Gasfernleitungsnetzbetreibern des betreffenden Mitgliedstaats.
Innerhalb von drei Tagen, nachdem sie von der Kommission hierzu aufgefordert wurde, ändert die zuständige Behörde die Maßnahme und teilt das der Kommission mit oder unterrichtet die Kommission, warum sie mit der Aufforderung nicht einverstanden ist. In letztgenanntem Fall kann die Kommission innerhalb von drei Tagen nach ihrer Unterrichtung ihre Aufforderung ändern oder zurückziehen oder die zuständige Behörde bzw. gegebenenfalls die betreffenden zuständigen Behörden und, wenn sie es für notwendig erachtet, die Koordinierungsgruppe „Gas“ einberufen, um die Angelegenheit zu prüfen. Die Kommission begründet ihre Aufforderung zur Änderung der Maßnahmen ausführlich. Die zuständige Behörde berücksichtigt den Standpunkt der Kommission umfassend. Weicht die endgültige Entscheidung der zuständigen Behörde vom Standpunkt der Kommission ab, so legt die zuständige Behörde eine Begründung für diese Entscheidung vor.
Artikel 12
Notfallmaßnahmen auf regionaler und auf Unionsebene
Die Kommission ruft im Bedarfsfall auf Antrag von mindestens zwei zuständigen Behörden, die einen Notfall ausgerufen haben, und nach Überprüfung gemäß Artikel 11 Absatz 8 einen regionalen oder unionsweiten Notfall aus, wenn die Gründe für diese Notfälle miteinander verbunden sind.
In allen Fällen, in denen sie einen regionalen oder unionsweiten Notfall ausruft, holt die Kommission unter Heranziehung der der Lage am ehesten angemessenen Kommunikationsmittel die Ansichten anderer zuständiger Behörden ein und berücksichtigt alle von ihnen gelieferten sachdienlichen Informationen gebührend. Beschließt die Kommission nach einer Einschätzung, dass die Tatsachen nicht mehr die Ausrufung eines regionalen bzw. unionsweiten Notfalls rechtfertigen, so erklärt sie den regionalen bzw. unionsweiten Notfall für beendet und gibt ihre Gründe dafür an und unterrichtet den Rat über ihren Beschluss.
Bei einem regionalen oder unionsweiten Notfall koordiniert die Kommission die Maßnahmen der zuständigen Behörden und berücksichtigt dabei uneingeschränkt die sachdienlichen Informationen und die Ergebnisse, die sich aus der Konsultation der Koordinierungsgruppe „Gas“ ergeben haben. Insbesondere
gewährleistet die Kommission den Informationsaustausch;
gewährleistet sie die Kohärenz und Wirksamkeit der national und regional ergriffenen Maßnahmen im Verhältnis zur Unionsebene;
koordiniert sie die Maßnahmen gegenüber Drittländern.
Die Mitgliedstaaten und insbesondere die zuständigen Behörden gewährleisten, dass
keine Maßnahmen ergriffen werden, durch die zu irgendeinem Zeitpunkt die Gasflüsse innerhalb des Binnenmarkts unangemessen eingeschränkt werden, insbesondere die Gasflüsse zu den betroffenen Märkten,
keine Maßnahmen ergriffen werden, durch die wahrscheinlich die Gasversorgung in einem anderen Mitgliedstaat ernsthaft gefährdet wird, und
der grenzüberschreitende Zugang zu den Infrastrukturen nach Maßgabe der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 gemäß dem Notfallplan soweit technisch und sicherheitstechnisch möglich aufrechterhalten wird.
Innerhalb von drei Tagen nach Aufforderung durch die Kommission ändert der Mitgliedstaat bzw. die zuständige Behörde die Maßnahme und teilt das der Kommission mit oder begründet ihr gegenüber, warum er/sie mit der Aufforderung nicht einverstanden ist. Im letztgenannten Fall kann die Kommission innerhalb von drei Tagen nach ihrer Unterrichtung ihre Aufforderung ändern oder zurückziehen oder den Mitgliedstaat bzw. die zuständige Behörde und, wenn sie es für notwendig erachtet, die Koordinierungsgruppe „Gas“ einberufen, um die Angelegenheit zu prüfen. Die Kommission begründet ihre Aufforderung zur Änderung der Maßnahmen ausführlich. Der Mitgliedstaat bzw. die zuständige Behörde berücksichtigt den Standpunkt der Kommission umfassend. Weicht die endgültige Entscheidung der zuständigen Behörde bzw. des Mitgliedstaats vom Standpunkt der Kommission ab, so legt die zuständige Behörde bzw. der Mitgliedstaat die Gründe für ihre/seine Entscheidung vor.
Artikel 13
Solidarität
In Ausnahmefällen und auf ordnungsgemäß mit Gründen versehenen Antrag des betreffenden Stromübertragungs- oder Gasfernleitungsnetzbetreibers an die für ihn zuständige Behörde kann auch die Gasversorgung bestimmter kritischer Gaskraftwerke im Sinne des Artikels 11 Absatz 7 in dem Mitgliedstaat, der Solidarität leistet, fortgesetzt werden, wenn der Ausfall der Gasversorgung dieser Kraftwerke dem Elektrizitätssystem schweren Schaden zufügen oder die Erzeugung und/oder Verbringung von Gas beeinträchtigen würde.
Eine Solidaritätsmaßnahme ist das letzte Mittel und wird nur dann angewendet, wenn der ersuchende Mitgliedstaat,
trotz Anwendung der Maßnahme gemäß Artikel 11 Absatz 3 nicht in der Lage war, den Engpass bei der Gasversorgung seiner durch Solidarität geschützten Kunden zu bewältigen,
alle marktbasierten Maßnahmen und alle in seinem Notfallplan vorgesehenen Maßnahmen ausgeschöpft hat,
der Kommission und den zuständigen Behörden aller Mitgliedstaaten, mit denen er entweder direkt oder gemäß Absatz 2 über ein Drittland verbunden ist, ein ausdrückliches Ersuchen notifiziert hat, dem eine Beschreibung der durchgeführten Maßnahmen gemäß Buchstabe b des vorliegenden Absatzes beigefügt ist,
sich dem betreffenden Mitgliedstaat gegenüber zu einer angemessenen und unverzüglichen Entschädigung an den Solidarität leistenden Mitgliedstaat gemäß Absatz 8 verpflichtet.
Solidarität im Rahmen dieser Verordnung wird gegen Entschädigung geleistet. Der Mitgliedstaat, der um Solidarität ersucht, leistet oder gewährleistet unverzüglich Zahlung einer angemessenen Entschädigung an den Mitgliedstaat, der Solidarität leistet. Die angemessene Entschädigung deckt mindestens Folgendes ab:
das in das Hoheitsgebiet des ersuchenden Mitgliedstaats gelieferte Gas,
alle weiteren einschlägigen und angemessenen Kosten, die bei der Leistung von Solidarität entstanden sind, gegebenenfalls einschließlich der Kosten für etwaige entsprechende Maßnahmen, die im Voraus festgelegt wurden,
die Erstattung aller Entschädigungszahlungen, die aus Gerichtsverfahren, Schiedsverfahren oder ähnlichen Verfahren und Schlichtungen stammen sowie damit zusammenhängende Kosten dieser Verfahren, in denen der Solidarität leistende Mitgliedstaat gegenüber Einrichtungen, die bei der Bereitstellung dieser Solidarität beteiligt sind, verpflichtet ist.
Die angemessene Entschädigungszahlung nach Unterabsatz 1 umfasst unter anderem alle angemessenen Kosten, die dem Mitgliedstaat, der Solidarität leistet, aus der Verpflichtung entstehen, im Zusammenhang mit der Durchführung dieses Artikels Entschädigung aufgrund der durch das Unionsrecht garantierten Grundrechte und aufgrund bestehender internationaler Verpflichtungen zu leisen, sowie weitere angemessene Kosten, die durch die Leistung von Entschädigung gemäß nationalen Entschädigungsregelungen entstehen.
Die Mitgliedstaaten erlassen bis zum 1. Dezember 2018 die Maßnahmen, insbesondere die technischen, rechtlichen und finanziellen Regelungen nach Absatz 10, die erforderlich sind, um die Unterabsätze 1 und 2 des vorliegenden Absatzes durchzuführen. Diese Maßnahmen können die praktischen Modalitäten für die unverzügliche Zahlung enthalten.
Die Mitgliedstaaten ergreifen bis zum 1. Dezember 2018 die erforderlichen Maßnahmen, einschließlich der im Rahmen technischer, rechtlicher und finanzieller Regelungen vereinbarten Maßnahmen, um sicherzustellen, dass Gas an durch Solidarität geschützte Kunden in dem ersuchenden Mitgliedstaat, nach Maßgabe der Absätze 1 und 2 geliefert wird. Die technischen, rechtlichen und finanziellen Regelungen werden von den Mitgliedstaaten vereinbart, die entweder direkt oder gemäß Absatz 2 über ein Drittland miteinander verbunden sind, und in ihren jeweiligen Notfallplänen beschrieben. Diese Regelungen können unter anderem folgende Elemente betreffen:
die operative Sicherheit von Netzen,
die anzuwendenden Gaspreise und/oder die Methodik für ihre Festlegung unter Berücksichtigung der Auswirkungen auf das Funktionieren des Marktes,
die Nutzung von Verbindungsleitungen, einschließlich bidirektionaler Kapazitäten, und die unterirdische Gasspeicherung,
Gasmengen und die Methodik für ihre Festlegung,
die Kategorien von Kosten, für die angemessene und unverzügliche Entschädigung zu leisten ist; dazu kann auch Schadensersatz für von Lieferkürzungen betroffene Wirtschaftszweige gehören,
eine Angabe der Methode, nach der die angemessenen Entschädigung berechnet werden kann.
Die finanziellen Regelungen, die zwischen Mitgliedstaaten vor dem Ersuchen um Solidarität vereinbart werden, enthalten Bestimmungen, die die Berechnung der angemessenen Entschädigung für mindestens alle einschlägigen und angemessenen Kosten, die bei der Leistung von Solidarität entstanden sind, ermöglichen, sowie eine Verpflichtung, diese Entschädigung zu leisten.
Alle Entschädigungsmechanismen enthalten Anreize für die Teilnahme an marktbasierten Lösungen wie Versteigerungen und Mechanismen der nachfrageseitigen Steuerung. Sie dürfen keine falschen Anreize, auch nicht in finanzieller Hinsicht, dafür bieten, dass Marktteilnehmer ihre Maßnahmen aufschieben, bis nicht-marktbasierte Maßnahmen angewendet werden. Alle Entschädigungsmechanismen oder zumindest ihre Zusammenfassungen werden in die Notfallpläne aufgenommen.
Artikel 14
Informationsaustausch
Hat ein Mitgliedstaat eine der Krisenstufen gemäß Artikel 11 Absatz 1 ausgerufen, so stellen die betreffenden Erdgasunternehmen der zuständigen Behörde des betreffenden Mitgliedstaats täglich insbesondere die folgenden Informationen zur Verfügung:
tägliche Prognosen zu Gas-Nachfrage und Gas-Angebot für die folgenden drei Tage, beziffert in Millionen Kubikmetern pro Tag (Mio. m3/Tag);
tägliche Gasflüsse in Millionen Kubikmetern pro Tag (Mio. m3/Tag) an allen Grenze in- und -ausspeisepunkten sowie an allen Punkten, die eine Produktionsanlage, eine Speicheranlage oder ein LNG-Terminal mit dem Netz verbinden;
Zeitraum in Tagen, über den voraussichtlich die Gasversorgung der geschützten Kunden gesichert werden kann.
Im Falle eines regionalen oder unionsweiten Notfalls kann die Kommission die in Absatz 1 genannte zuständige Behörde auffordern, ihr unverzüglich zumindest die folgenden Informationen zu übermitteln:
die Informationen gemäß Absatz 1;
Informationen zu den von der zuständigen Behörde zur Abschwächung des Notfalls geplanten und den bereits umgesetzten Maßnahmen sowie Informationen zu deren Wirksamkeit;
Aufforderungen an andere zuständige Behörden, zusätzliche Maßnahmen zu ergreifen;
Maßnahmen, die auf Aufforderung anderer zuständiger Behörden umgesetzt wurden.
Die Kommission analysiert die Auswertungen der zuständigen Behörden und legt die Ergebnisse dieser Analyse den Mitgliedstaaten, dem Europäischen Parlament und der Koordinierungsgruppe „Gas“ in aggregierter Form vor.
Um den zuständigen Behörden und der Kommission die Beurteilung der Situation der Gasversorgungssicherheit auf nationaler, regionaler und Unionsebene zu ermöglichen, meldet jedes Erdgasunternehmen
der betreffenden zuständigen Behörde folgende Einzelheiten von Gaslieferverträgen mit grenzüberschreitender Dimension und einer Laufzeit von mehr als einem Jahr, die es zur Beschaffung von Gas geschlossen hat:
Laufzeit des Vertrags;
vereinbarte Jahresmenge;
im Falle einer Alarmstufe oder eines Notfalls die kontrahierte Tageshöchstmenge;
vereinbarte Lieferpunkte;
die täglichen und monatlichen Mindestgasmengen;
Bedingungen für die Aussetzung der Gaslieferungen.
die Angabe, ob der Vertrag einzeln oder zusammen mit seinen Verträgen mit demselben Lieferanten oder mit mit ihm verbundenen Unternehmen den Schwellenwert von 28 % gemäß Absatz 6 Buchstabe b in dem am stärksten betroffenen Mitgliedstaat erreicht oder überschreitet;
der zuständigen Behörde des am stärksten betroffenen Mitgliedstaats unmittelbar nach deren Abschluss oder Änderung seine Gaslieferverträge mit einer Laufzeit von mehr als einem Jahr, die am oder nach dem 1. November 2017 geschlossen oder geändert wurden und die einzeln oder zusammen mit seinen Verträgen mit demselben Lieferanten oder mit mit ihm verbundenen Unternehmen mindestens 28 % des jährlichen Gasverbrauchs in diesem Mitgliedstaat ausmachen, berechnet auf der Grundlage der neuesten verfügbaren Daten. Darüber hinaus melden die Erdgasunternehmen bis zum 2. November 2018 der zuständigen Behörde alle bestehenden Verträge, die dieselben Bedingungen erfüllen. Die Meldeverpflichtung betrifft nicht Preisangaben und gilt nicht für die Änderungen, die sich nur auf den Gaspreis beziehen. Die Meldeverpflichtung gilt auch für alle kommerziellen Vereinbarungen, die für die Durchführung des Gasliefervertrags relevant sind, mit Ausnahme von Preisangaben.
Die zuständige Behörde meldet der Kommission die in Unterabsatz 1 Buchstabe a genannten Angaben in anonymisierter Form. Werden neue Verträge geschlossen oder bestehende Verträge geändert, so wird der gesamte Datensatz bis Ende September des betreffenden Jahres übermittelt. Hat die zuständige Behörde Zweifel, ob ein bestimmter Vertrag, der ihr gemäß Unterabsatz 1 Buchstabe b gemeldet wurde, ein Risiko für die Sicherheit der Gasversorgung eines Mitgliedstaats oder einer Region darstellt, so notifiziert sie diesen Vertrag der Kommission.
Artikel 15
Berufsgeheimnis
Zur Wahrung des Berufsgeheimnisses verpflichtet sind folgende Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten:
Personen, die für die Kommission tätig sind oder waren,
von der Kommission beauftragte Prüfer und Sachverständige,
Personen, die für die zuständigen Behörden und die nationalen Regulierungsbehörden oder für sonstige einschlägige Behörden tätig sind oder waren,
von zuständigen Behörden und nationalen Regulierungsbehörden oder sonstigen einschlägigen Behörden beauftragte Prüfer und Sachverständige.
Artikel 16
Zusammenarbeit mit den Vertragsparteien der Energiegemeinschaft
Artikel 17
Überwachung durch die Kommission
Die Kommission überwacht fortlaufend die Maßnahmen zur Gasversorgungssicherheit und erstattet der Koordinierungsgruppe „Gas“ regelmäßig Bericht.
Auf der Grundlage der in Artikel 8 Absatz 7 genannten Bewertungen zieht die Kommission bis zum 1. September 2023 Schlussfolgerungen zu möglichen Mitteln zur Verbesserung der Gasversorgungssicherheit auf Unionsebene und legt dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht über die Anwendung dieser Verordnung vor, der erforderlichenfalls auch Gesetzgebungsvorschläge zur Änderung dieser Verordnung enthält.
Artikel 17a
Berichterstattung der Kommission
Bis zum 28. Februar 2023 und danach jährlich legt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat Berichte vor, die Folgendes enthalten:
einen Überblick über die von den Mitgliedstaaten zur Erfüllung der Speicherverpflichtungen ergriffenen Maßnahmen,
einen Überblick über die Zeit, die für das in Artikel 3a der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 festgelegte Zertifizierungsverfahren benötigt wird,
einen Überblick über von der Kommission geforderten Maßnahmen, um die Einhaltung der Befüllungspfade und der Befüllungsziele sicherzustellen,
eine Analyse der potenziellen Auswirkungen der vorliegenden Verordnung auf die Gaspreise und potenzielle Gaseinsparungen in Bezug auf Artikel 6b Absatz 4.
Artikel 18
Notifizierungen
Die Risikobewertung, die Präventionspläne, die Notfallpläne sowie alle anderen Dokumente werden der Kommission elektronisch über die CIRCABC-Plattform notifiziert.
Der gesamte Schriftwechsel in Verbindung mit einer Notifizierung wird elektronisch übermittelt.
Artikel 18a
Ausschussverfahren
Artikel 19
Ausübung der Befugnisübertragung
Artikel 20
Ausnahmen
Diese Verordnung gilt nicht für Malta und Zypern, solange in ihrem jeweiligen Staatsgebiet keine Erdgasversorgung besteht. Malta und Zypern müssen innerhalb der nachfolgend genannten Fristen, berechnet ab dem Zeitpunkt der erstmaligen Lieferung von Erdgas in ihrem jeweiligen Staatsgebiet, die in den folgenden Bestimmungen festgelegten Verpflichtungen erfüllen bzw. die diesen Mitgliedstaaten danach zustehenden Wahlmöglichkeiten treffen:
Artikel 2 Nummer 5, Artikel 3 Absatz 2, Artikel 7 Absatz 5 und Artikel 14 Absatz 6 Buchstabe a: 12 Monate,
Artikel 6 Absatz 1: 18 Monate,
Artikel 8 Absatz 7: 24 Monate,
Artikel 5Absatz 4: 36 Monate,
Artikel 5 Absatz 1: 48 Monate.
Zur Erfüllung ihrer Verpflichtung nach Artikel 5 Absatz 1 können Malta und Zypern die in Artikel 5 Absatz 2 aufgeführten Bestimmungen anwenden, einschließlich durch nicht-marktbasierte nachfrageseitige Maßnahmen.
Artikel 21
Aufhebung
Die Verordnung (EU) Nr. 994/2010 wird aufgehoben.
Bezugnahmen auf die aufgehobene Verordnung gelten als Bezugnahmen auf die vorliegende Verordnung und sind nach Maßgabe der Entsprechungstabelle in Anhang IX zu lesen.
Artikel 22
Inkrafttreten
Diese Verordnung tritt am vierten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Sie gilt ab dem 1. November 2017.
Artikel 13 Absätze 1 bis 6, Artikel 13 Absatz 8 Unterabsätze 1 und 2 und Artikel 13 Absätze 14 und 15 gelten jedoch ab dem 1. Dezember 2018.
Artikel 2 Nummern 27 bis 31, Artikel 6a bis 6d, Artikel 16 Absatz 3, Artikel 17a, Artikel 18a, Artikel 20 Absatz 4, Anhänge Ia und Anhang Ib gelten bis zum 31. Dezember 2025.
Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.
ANHANG I
Regionale Zusammenarbeit
Die von Mitgliedstaaten gebildeten Risikogruppen, auf die sich die risikobezogene Zusammenarbeit gemäß Artikel 3 Absatz 7 stützt, gestalten sich wie folgt:
Risikogruppen „Gasversorgung Ost“
Ukraine: Bulgarien, Tschechien, Dänemark, Deutschland, Griechenland, Kroatien, Italien, Luxemburg, Ungarn, Österreich, Polen, Rumänien, Slowenien, Slowakei und Schweden;
Belarus: Belgien, Tschechien, Dänemark, Deutschland, Estland, Lettland, Litauen, Luxemburg, Niederlande, Polen, Slowakei, Finnland und Schweden;
Ostsee: Belgien, Tschechien, Dänemark, Deutschland, Frankreich, Luxemburg, Niederlande, Österreich, Slowakei und Schweden;
Nordost: Tschechien, Dänemark, Deutschland, Estland, Lettland, Litauen, Polen, Slowakei, Finnland und Schweden;
Transbalkan: Bulgarien, Griechenland, Ungarn und Rumänien.
Risikogruppen „Gasversorgung Nordsee“
Norwegen: Belgien, Dänemark, Deutschland, Irland, Spanien, Frankreich, Italien, Luxemburg, Niederlande, Polen, Portugal und Schweden;
Niederkalorisches Gas: Belgien, Deutschland, Frankreich und Niederlande;
Dänemark: Dänemark, Deutschland, Luxemburg, Niederlande, Polen und Schweden;
Vereinigtes Königreich: Belgien, Deutschland, Irland, Luxemburg und Niederlande.
Risikogruppen „Gasversorgung Nordafrika“
Algerien: Griechenland, Spanien, Frankreich, Kroatien, Italien, Malta, Österreich, Portugal und Slowenien;
Libyen: Kroatien, Italien, Malta, Österreich und Slowenien.
Risikogruppen „Gasversorgung Südost“
Südlicher Gaskorridor — Kaspisches Meer: Bulgarien, Griechenland, Kroatien, Italien, Ungarn, Malta, Österreich, Rumänien, Slowenien und Slowakei;
Östliches Mittelmeer: Griechenland, Italien, Zypern und Malta.
ANHANG Ia ( 6 )
Befüllungspfad mit Zwischenzielen und Befüllungsziel für 2022 für Mitgliedstaaten mit unterirdischen Gasspeicheranlagen
|
Mitgliedstaat |
Zwischenziel 1. August |
Zwischenziel 1. September |
Zwischenziel 1. Oktober |
Befüllungsziel 1. November |
|
AT |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
|
BE |
49 % |
62 % |
75 % |
80 % |
|
BG |
49 % |
61 % |
75 % |
80 % |
|
CZ |
60 % |
67 % |
74 % |
80 % |
|
DE |
45 % |
53 % |
80 % |
80 % |
|
DK |
61 % |
68 % |
74 % |
80 % |
|
ES |
71 % |
74 % |
77 % |
80 % |
|
FR |
52 % |
65 % |
72 % |
80 % |
|
HR |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
|
HU |
51 % |
60 % |
70 % |
80 % |
|
IT |
58 % |
66 % |
73 % |
80 % |
|
LV |
57 % |
65 % |
72 % |
80 % |
|
NL |
54 % |
62 % |
71 % |
80 % |
|
PL |
80 % |
80 % |
80 % |
80 % |
|
PT |
72 % |
75 % |
77 % |
80 % |
|
RO |
46 % |
57 % |
66 % |
80 % |
|
SE |
40 % |
53 % |
67 % |
80 % |
|
SK |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
ANHANG Ib
Gemeinsame Verantwortung für das Befüllungsziel und den Befüllungspfad
Hinsichtlich des Befüllungsziels und des Befüllungspfades gemäß Artikel 6a teilen sich die Bundesrepublik Deutschland und die Republik Österreich die Verantwortung für die Speicheranlagen Haidach und 7Fields. Das genaue Verhältnis und der Umfang dieser Verantwortung der Bundesrepublik Deutschland und der Republik Österreich ist Gegenstand eines bilateralen Abkommens zwischen diesen Mitgliedstaaten.
ANHANG II
Berechnung der N – 1-Formel
1. Definition der N – 1-Formel
Mit der N – 1-Formel wird die Fähigkeit der technischen Kapazität einer Gasinfrastruktur zur Deckung der gesamten Gasnachfrage in einem berechneten Gebiet bei Ausfall der größten einzelnen Gasinfrastruktur während eines Tages mit außergewöhnlich hoher Gasnachfrage beschrieben, wie sie mit statistischer Wahrscheinlichkeit einmal in 20 Jahren auftritt.
Die Gasinfrastruktur umfasst das Gasfernleitungsnetz, einschließlich Verbindungsleitungen, und die mit dem berechneten Gebiet verbundenen Produktionsanlagen, LNG-Anlagen und Speicher.
Die technische Kapazität der gesamten übrigen Gasinfrastruktur muss bei Ausfall der größten einzelnen Gasinfrastruktur mindestens der gesamten täglichen Nachfrage des berechneten Gebiets nach Gas für die Dauer von einem Tag mit außergewöhnlich hoher Nachfrage, wie sie mit statistischer Wahrscheinlichkeit einmal in 20 Jahren auftritt, entsprechen.
Die wie folgt berechneten Ergebnisse der N – 1-Formel müssen mindestens 100 % betragen.
2. Methode zur Berechnung der N – 1-Formel
, N – 1 ≥ 100 %
Die für die Berechnung verwendeten Parameter sind eindeutig zu beschreiben und zu begründen.
Für die Berechnung von EPm ist eine detaillierte Liste der Einspeisepunkte und ihrer jeweiligen Kapazität zur Verfügung zu stellen.
3. Definitionen der Parameter der N – 1-Formel
„Berechnetes Gebiet“ bezeichnet ein geografisches Gebiet, für das die N – 1-Formel berechnet wird, so wie es von der zuständigen Behörde festgelegt wird.
„Dmax“ bezeichnet die gesamte tägliche Gasnachfrage (Mio. m3/Tag) in dem berechneten Gebiet während eines Tages mit außergewöhnlich hoher Nachfrage, wie sie mit statistischer Wahrscheinlichkeit einmal in 20 Jahren auftritt.
„EPm“ : Technische Kapazität von Einspeisepunkten (Mio. m3/Tag), außer von Produktionsanlagen, LNG-Anlagen und Speichern gemäß Pm, LNGm und Sm — bezeichnet die Summe der technischen Kapazitäten sämtlicher Grenzeinspeisepunkte, die geeignet sind, das berechnete Gebiet mit Gas zu versorgen.
„Pm“ : Maximale technische Produktionskapazität (Mio. m3/Tag) — bezeichnet die Summe der größtmöglichen technischen Tagesproduktionskapazität sämtlicher Gasproduktionsanlagen, die an die Einspeisepunkte für das berechnete Gebiet geliefert werden kann.
„Sm“ : Maximale technische Ausspeisekapazitäten (Mio. m3/Tag) — bezeichnet die Summe der maximalen technischen Tagesentnahmekapazitäten sämtlicher Speicheranlagen, die an die Einspeisepunkte für das berechnete Gebiet geliefert werden kann, unter Berücksichtigung ihrer physikalischen Merkmale.
„LNGm“ : Maximale technische Kapazität der LNG-Anlagen (Mio. m3/Tag) — bezeichnet die Summe der größtmöglichen Tagesausspeisungskapazitäten aller LNG-Anlagen in dem berechneten Gebiet unter Berücksichtigung von kritischen Faktoren wie Entladung, Hilfsdienste, vorübergehende Speicherung und Regasifizierung von LNG sowie technische Kapazität zur Ausspeisung in das Netz.
„Im“ : Bezeichnet die technische Kapazität der größten einzelnen Gasinfrastruktur (Mio. m3/Tag) mit der größten Kapazität zur Versorgung des berechneten Gebiets. Wenn verschiedene Gasinfrastrukturen an eine gemeinsame vor- oder nachgelagerte Gasinfrastruktur angeschlossen sind und nicht getrennt betrieben werden können, sind sie insgesamt als eine einzelne Gasinfrastruktur zu betrachten.
4. Berechnung der N – 1-Formel unter Verwendung nachfrageseitiger Maßnahmen
, N – 1 ≥ 100 %
„Deff“ bezeichnet den Anteil (Mio. m3/Tag) von Dmax, der im Falle einer Störung der Gasversorgung durch angemessene marktbasierte nachfrageseitige Maßnahmen gemäß Artikel 9 Absatz 1 Buchstabe c und Artikel 5 Absatz 2 hinreichend und rasch gedeckt werden kann.
5. Berechnung der N – 1-Formel auf regionaler Ebene
Das in Nummer 3 genannte „berechnete Gebiet“ ist gegebenenfalls auf die adäquate regionale Ebene auszudehnen, so wie es die zuständigen Behörden der betreffenden Mitgliedstaaten festgelegt haben. Die Berechnung kann ebenfalls auf die regionale Ebene der Risikogruppe ausgedehnt werden, wenn das mit den zuständigen Behörden der Risikogruppe vereinbart worden ist. Für die Berechnung der N – 1-Formel auf regionaler Ebene wird die größte einzelne Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse zugrunde gelegt. Die größte einzelne Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse für eine Region ist die größte Gasinfrastruktur der Region, die direkt oder indirekt zur Gasversorgung der Mitgliedstaaten dieser Region beiträgt, und wird in der Risikobewertung festgelegt.
Die N – 1-Berechnung auf regionaler Ebene kann die N – 1-Berechnung auf nationaler Ebene nur dann ersetzen, wenn die größte einzelne Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse von erheblicher Bedeutung für die Gasversorgung aller betroffenen Mitgliedstaaten gemäß der gemeinsam erstellten Risikobewertung ist.
Auf Ebene der Risikogruppe wird für die Berechnungen gemäß Artikel 7 Absatz 4 die größte einzelne Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse für die in Anhang I aufgeführten Risikogruppen zugrunde gelegt.
ANHANG III
Permanente bidirektionale Kapazitäten
1. Für die Durchführung der Bestimmungen dieses Anhangs kann die nationale Regulierungsbehörde als zuständige Behörde handeln, wenn der Mitgliedstaat es beschließt.
2. Um die bidirektionalen Kapazitäten einer Verbindungsleitung zu schaffen oder auszubauen oder um eine Ausnahme von dieser Verpflichtung zu erhalten oder zu verlängern, übermitteln die Fernleitungsnetzbetreiber auf beiden Seiten der Verbindungsleitung ihren zuständigen Behörden („betreffende zuständige Behörden“) und ihren zuständigen Regulierungsbehörden („betreffende zuständige Regulierungsbehörden“) nach Konsultation aller potenziell betroffenen Fernleitungsnetzbetreiber Folgendes:
einen Vorschlag zur Schaffung permanenter physischer Kapazitäten für den Gastransport in beide Richtungen für permanente bidirektionale Kapazitäten in Bezug auf die entgegengesetzte Flussrichtung („physische Kapazitäten für den Umkehrfluss“) oder
ein Ersuchen um eine Ausnahme von der Verpflichtung zur Schaffung von bidirektionalen Kapazitäten.
Die Fernleitungsnetzbetreiber bemühen sich, einen gemeinsamen Vorschlag oder ein gemeinsames Ersuchen um eine Ausnahme vorzulegen. Handelt es sich um einen Vorschlag zur Schaffung von bidirektionalen Kapazitäten, so können die Fernleitungsnetzbetreiber einen fundierten Vorschlag für die grenzüberschreitende Kostenaufteilung unterbreiten. Diese Übermittlung erfolgt für alle am 1. November 2017 bestehenden Verbindungsleitungen spätestens am 1. Dezember 2018 und für neue Verbindungsleitungen nach Abschluss der Durchführbarkeitsstudie, jedoch vor Beginn der detaillierten technischen Entwurfsphase.
3. Nach Eingang des Vorschlags oder Ersuchens um eine Ausnahme konsultieren die betreffenden zuständigen Behörden unverzüglich die zuständigen Behörden des Mitgliedstaats, dem die Kapazitäten für den Umkehrfluss entsprechend der Risikobewertung zugutekommen könnten, die nationalen Regulierungsbehörden dieser Mitgliedstaaten, sofern es sich nicht um die zuständigen Behörden handelt, die Agentur und die Kommission zu dem Vorschlag oder dem Ersuchen um eine Ausnahme. Die konsultierten Behörden können innerhalb von vier Monaten nach Eingang des Konsultationsersuchens eine Stellungnahme abgeben.
4. Die betroffenen Regulierungsbehörden treffen innerhalb von sechs Monaten nach Eingang des gemeinsamen Vorschlags gemäß Artikel 5 Absatz 6 und Absatz 7 und nach Anhörung der betreffenden Vorhabenträger koordinierte Entscheidungen über die grenzüberschreitende Aufteilung der von jedem Netzbetreiber für das jeweilige Vorhaben zu tragenden Investitionskosten. Können die betreffenden Regulierungsbehörden keine Einigung innerhalb dieser Frist erzielen, so setzen sie die betreffenden zuständigen Behörden unverzüglich darüber in Kenntnis.
5. Die betreffenden zuständigen Behörden treffen auf der Grundlage der Risikobewertung, der in Artikel 5 Absatz 5 dieser Verordnung angeführten Informationen, der im Anschluss an die Konsultation gemäß Nummer 3 dieses Anhangs eingegangenen Stellungnahmen und unter Berücksichtigung der Sicherheit der Gasversorgung und des Beitrags zum Gasbinnenmarkt eine koordinierte Entscheidung. Diese koordinierte Entscheidung ist innerhalb von zwei Monaten zu treffen. Die Frist von zwei Monaten beginnt nach Ablauf der Frist von vier Monaten für die Abgabe von Stellungnahmen gemäß Nummer 3 des vorliegenden Anhangs zu laufen, es sei denn, alle Stellungnahmen sind vor Fristablauf eingegangen, oder sie beginnt nach Ablauf der Frist von sechs Monaten gemäß Nummer 4 des vorliegenden Anhangs für die betroffenen Regulierungsbehörden für die Annahme eine koordinierten Entscheidung. Mit der koordinierten Entscheidung wird
der Vorschlag zu den bidirektionalen Kapazitäten angenommen. Eine solche Entscheidung enthält eine Kosten-Nutzen-Analyse sowie einen Zeitplan für die Umsetzung und Regelungen für die spätere Nutzung; zudem ist ihr die koordinierte Entscheidung über die in Nummer 4 genannte grenzüberschreitende Kostenaufteilung beizufügen, die von den betroffenen Regulierungsbehörden ausgearbeitet wird;
wird eine befristete Ausnahme für einen Zeitraum von maximal vier Jahren gewährt oder verlängert, wenn aus der in der Entscheidung enthaltenen Kosten-Nutzen-Analyse hervorgeht, dass durch die Kapazitäten für den Umkehrfluss in keinem betroffenen Mitgliedstaat die Gasversorgungssicherheit verbessert würde oder wenn die Kosten der Investition den zu erwartenden Nutzen für die Gasversorgungssicherheit deutlich überwiegen würden; oder
es wird von den Fernleitungsnetzbetreibern verlangt, ihren Vorschlag innerhalb von höchstens vier Monaten zu überarbeiten und erneut vorzulegen.
6. Die betreffenden zuständigen Behörden übermitteln die koordinierte Entscheidung einschließlich der im Anschluss an die Konsultation gemäß Nummer 3 eingegangenen Stellungnahmen unverzüglich den zuständigen Behörden und nationalen Regulierungsbehörden, die eine Stellungnahme gemäß Nummer 3 abgegeben haben, den betreffenden Regulierungsbehörden, der Agentur und der Kommission.
7. Innerhalb von zwei Monaten nach Eingang der koordinierten Entscheidung können die in Nummer 6 genannten zuständigen Behörden ihre Einwände gegen die koordinierte Entscheidung geltend machen und sie den betreffenden zuständigen Behörden, die die Entscheidung getroffen haben, der Agentur und der Kommission übermitteln. Die Einwände sind auf Tatsachen und auf eine Bewertung zu beschränken, insbesondere auf eine grenzüberschreitende Kostenaufteilung, die nicht Gegenstand der Konsultation gemäß Nummer 3 war.
8. Innerhalb von drei Monaten nach Eingang der koordinierten Entscheidung gemäß Nummer 6 gibt die Agentur eine Stellungnahme zu den Aspekten der koordinierten Entscheidung unter Berücksichtigung etwaiger Einwände ab und übermittelt die Stellungnahme allen betreffenden zuständigen Behörden sowie den in Nummer 6 genannten zuständigen Behörden sowie der Kommission.
9. Innerhalb von vier Monaten nach Eingang der Stellungnahme der Agentur gemäß Nummer 8 kann die Kommission einen Beschluss erlassen, in dem Änderungen der koordinierten Entscheidung gefordert werden. Jeder derartige Beschluss der Kommission stützt sich auf die Kriterien der Nummer 5, die Gründe für die Entscheidung der betreffenden Behörden und die Stellungnahme der Agentur. Die betreffenden zuständigen Behörden leisten der Aufforderung der Kommission Folge, indem sie ihre Entscheidung innerhalb von vier Wochen ändern.
Wird die Kommission nicht innerhalb der genannten Viermonatsfrist tätig, so wird davon ausgegangen, dass sie keine Einwände gegen die Entscheidung der betreffenden zuständigen Behörden hat.
10. Gelingt es den betroffenen zuständigen Behörden nicht, eine koordinierte Entscheidung innerhalb der in Nummer 5 genannten Frist zu erlassen, oder gelingt es den betroffenen Regulierungsbehörden nicht, innerhalb der in Nummer 4 genannten Frist Einvernehmen über die Kostenaufteilung zu erzielen, so unterrichten die betreffenden zuständigen Behörden die Agentur und die Kommission darüber spätestens am Tag des Ablaufs der Frist. Innerhalb von vier Monaten nach Eingang dieser Informationen erlässt die Kommission — gegebenenfalls nach Konsultation der Agentur — einen Beschluss, der alle Elemente der koordinierten Entscheidung gemäß Nummer 5 mit Ausnahme der grenzüberschreitenden Kostenaufteilung einbezieht, und übermittelt diesen Beschluss den betreffenden zuständigen Behörden und der Agentur.
11. Schreibt der Kommissionsbeschluss gemäß Nummer 10 dieses Anhangs bidirektionale Kapazitäten vor, so trifft die Agentur innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Beschlusses der Kommission eine Entscheidung über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung gemäß Artikel 5 Absatz 7 dieser Verordnung. Vor einer solchen Entscheidung hört die Agentur die betreffenden Regulierungsbehörden und die Fernleitungsnetzbetreiber an. Die Frist von drei Monaten kann um weitere zwei Monate verlängert werden, wenn die Agentur zusätzliche Informationen anfordern muss. Diese zusätzliche Frist beginnt am Tag nach dem Eingang der vollständigen Informationen.
12. Die Kommission, die Agentur, die zuständigen Behörden, die nationalen Regulierungsbehörden und die Fernleitungsnetzbetreiber behandeln wirtschaftlich sensible Informationen vertraulich.
13. Ausnahmen von der Verpflichtung zur Schaffung von bidirektionalen Kapazitäten, die gemäß der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 erteilt wurden, bleiben gültig, es sei denn, die Kommission oder der andere betroffene Mitgliedstaat beantragt eine Überprüfung der betreffenden Ausnahme, oder ihre Geltungsdauer läuft ab.
ANHANG IV
Vorlage für die gemeinsame Risikobewertung
Die folgende Vorlage ist in einer innerhalb der Risikogruppe vereinbarten Sprache auszufüllen.
Allgemeine Angaben
1. Beschreibung des Netzes
Beschreiben Sie kurz das Gasnetz der Risikogruppe kurz mit folgenden Angaben:
eine Beschreibung der Funktionsweise des Gasnetzes in der Risikogruppe: Hauptgasflüsse (Einspeisung/Ausspeisung/Durchleitung), Kapazität der Infrastruktur der Einspeise-/Ausspeisepunkte für den Transport in die und aus der Region und je Mitgliedstaat, einschließlich Nutzungsrate, LNG-Anlagen (maximale tägliche Kapazität, Nutzungsrate und Zugangsregelung) usw.;
eine Aufschlüsselung, soweit möglich, der Gasimportquellen nach Herkunftsland ( 10 ),
Beschreibung der Rolle der für die Risikogruppe relevanten Speicheranlagen, einschließlich des grenzüberschreitenden Zugangs:
die Speicherkapazität (insgesamt und Arbeitsgas) im Vergleich zur Nachfrage während der Heizperiode;
die maximale tägliche Entnahmekapazität bei unterschiedlichen Füllständen (idealerweise bei vollen Speichern und bei Füllständen am Ende der Heizperiode);
eine Beschreibung der Rolle der heimischen Produktion in der Risikogruppe:
die Produktionsmenge im Vergleich zum jährlichen Endgasverbrauch;
die maximale tägliche Produktionskapazität;
eine Beschreibung der Rolle von Gas bei der Stromerzeugung (z. B. Bedeutung und Rolle als Ersatz für erneuerbare Energien) unter Einbeziehung der Erzeugungskapazität von Gaskraftwerken (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität) und der Kraft-Wärme-Kopplung (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität).
2. Infrastrukturstandard (Artikel 5)
Beschreibung der Berechnungen der N – 1-Formel(n) auf regionaler Ebene für die Risikogruppe, wenn mit den zuständigen Behörden der Risikogruppe vereinbart, und der vorhandenen bidirektionalen Kapazitäten:
N – 1-Formel
Benennung der größten einzelnen Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse für die Risikogruppe;
die Berechnung der N – 1-Formel auf regionaler Ebene;
eine Beschreibung der Werte, die für alle Elemente in der N – 1 Formel verwendet werden, einschließlich der für die Berechnung verwendeten Zwischenwerte (z. B: für EPm Angabe der Kapazität aller Einspeisepunkte, die bei diesem Parameter berücksichtigt wurden);
eine Angabe der für die Berechnung der Parameter in der N – 1 Formel (z. B. Dmax) zugrunde gelegten Methodologien und etwaigen Annahmen (Verwendung von Anhängen zwecks ausführlicher Erläuterungen);
bidirektionale Kapazitäten
Angabe der Netzkopplungspunkte, die über bidirektionale Kapazitäten verfügen, und der Höchstkapazität der Gasflüsse in beide Richtungen;
Angabe der Regelungen, die für die Nutzung der Kapazitäten für den Umkehrfluss gelten (z. B. unterbrechbare Kapazität);
Angabe der Netzkopplungspunkte, für die eine Ausnahme gemäß Artikel 5 Absatz 4 gewährt wurde, der Dauer der Ausnahme und der Gründe für ihre Erteilung.
3. Ermittlung von Risiken
Beschreibung der wichtigsten grenzüberschreitenden Risiken, für die die Gruppe gebildet wurde, und der Risikofaktoren bei verschiedenen Gelegenheiten, die diese Risiken eintreten lassen könnten, ihrer Wahrscheinlichkeit und ihrer Auswirkungen.
Nicht erschöpfende Liste der in die Bewertung einzubeziehenden Risikofaktoren — nur falls der betreffenden zuständigen Behörde zufolge zutreffend:
Politischer Art
Technologischer Art
Kommerzieller/marktbezogener/finanzieller Art
Sozialer Art
Natürlicher Art
Analyse
Beschreibung der wichtigsten und aller sonstigen relevanten Risikofaktoren für die Risikogruppe, einschließlich ihrer Wahrscheinlichkeit und Auswirkungen sowie gegebenenfalls der Wechselwirkungen und -beziehungen zwischen Risiken zwischen Mitgliedstaaten
Beschreibung der Kriterien, die verwendet wurden, um festzustellen, ob ein Netz hohen/inakzeptablen Risiken ausgesetzt ist
Erstellung einer Liste relevanter Risikoszenarien entsprechend den Risikoquellen und Beschreibung, wie die Auswahl erfolgte
Angabe, inwieweit vom ENTSOG erarbeitete Szenarien berücksichtigt wurden
4. Risikoanalyse und -bewertung
Analyse der gemäß Nummer 3 ermittelten relevanten Risikoszenarien. In die Simulation der Risikoszenarien sind die bestehenden Maßnahmen zur Sicherung der Gasversorgung, wie der Infrastrukturstandard, der mit der N – 1-Formel gemäß Anhang II Nummer 2 berechnet wurde, falls zweckmäßig und der Standard für die Gasversorgungssicherheit, aufzunehmen. Für jedes Risikoszenario ist Folgendes vorzusehen:
ausführliche Beschreibung des Risikoszenarien mit allen Annahmen und ggf. den ihrer Berechnung zugrunde gelegten Methodologien;
ausführliche Beschreibung der Ergebnisse der durchgeführten Simulation mit einer Quantifizierung der Auswirkungen (z. B. nicht ausgelieferte Gasmengen, die sozioökonomischen Auswirkungen, die Auswirkungen auf die Fernwärmeversorgung, die Auswirkungen auf die Stromerzeugung).
5. Schlussfolgerungen
Beschreibung der wichtigsten Ergebnisse der gemeinsamen Risikobewertung, einschließlich der ermittelten Risikoszenarien, die weitere Maßnahmen erfordern.
ANHANG V
Vorlage für die nationale Risikobewertung
Allgemeine Angaben
Name der für die Erstellung der vorliegenden Risikobewertung verantwortlichen zuständigen Behörde ( 11 ).
1. Beschreibung des Netzes
|
1.1. |
Geben Sie eine kurze zusammengefasste Beschreibung des regionalen Gasnetzes für jede Risikogruppe ( 12 ), an der der Mitgliedstaat teilnimmt, mit folgenden Angaben:
a)
b)
eine Beschreibung der Funktionsweise des/der Gasnetze(s) in den betreffenden Risikogruppen: Hauptgasflüsse (Einspeisung/Ausspeisung/Durchleitung), Kapazität der Infrastruktur der Einspeise-/Ausspeisepunkte für den Transport in die und aus der/den Region(en) der Risikogruppen und je Mitgliedstaat (einschließlich Nutzungsrate), LNG-Anlagen (maximale tägliche Kapazität, Nutzungsrate und Zugangsregelung) usw.,
c)
eine prozentuale Aufschlüsselung, soweit möglich, der Gasimportquellen nach Herkunftsland ( 15 ),
d)
eine Beschreibung der Rolle der für die Risikogruppe relevanten Speicheranlagen, einschließlich des grenzüberschreitenden Zugangs:
i)
Speicherkapazität (insgesamt und Arbeitsgas) im Vergleich zur Nachfrage während der Heizperiode,
ii)
maximale tägliche Entnahmekapazität bei unterschiedlichen Füllständen (idealerweise bei vollen Speichern und bei Füllständen am der am Ende der Heizperiode);
e)
eine Beschreibung der Rolle der heimischen Produktion in der/den Risikogruppe(n):
i)
Produktionsmenge im Vergleich zum jährlichen Endgasverbrauch,
ii)
maximale tägliche Produktionskapazität sowie eine Beschreibung, wie diese den maximalen täglichen Verbrauch decken kann;
f)
eine Beschreibung der Rolle von Gas bei der Stromerzeugung (z. B. Bedeutung und Rolle als Ersatz für erneuerbare Energien) unter Einbeziehung der Erzeugungskapazität von Gaskraftwerken (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität) und der Kraft-Wärme-Kopplung (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität). |
|
1.2. |
Beschreiben Sie das Gasnetz der Risikogruppe kurz mit folgenden Angaben:
a)
die wichtigsten Gasverbrauchszahlen: jährlicher Endgasverbrauch (Mrd. m3) und Aufschlüsselung nach Art der Kunden, Spitzennachfrage (Mio. m3/Tag),
b)
eine Beschreibung der Funktionsweise des Gasnetzes auf nationaler Ebene, einschließlich Infrastruktur (soweit nicht unter Nummer 1.1.b erfasst). Soweit vorhanden, ist das L-Gas-Netz aufzunehmen,
c)
die Angabe der für die Versorgungssicherheit relevanten Schlüsselinfrastruktur,
d)
eine Aufschlüsselung, soweit möglich, der Gasimportquellen nach Herkunftsland,
e)
eine Beschreibung der Rolle der Speicherung mit folgenden Angaben:
i)
Speicherkapazität (insgesamt und Arbeitsgas) im Vergleich zur Nachfrage während der Heizperiode,
ii)
maximale tägliche Entnahmekapazität bei unterschiedlichen Füllständen (idealerweise bei vollen Speichern und bei Füllständen am Ende der Heizperiode);
f)
eine Beschreibung der Rolle der heimischen Produktion mit folgenden Angaben:
i)
Produktionsmenge im Vergleich zum jährlichen Endgasverbrauch,
ii)
maximale tägliche Produktionskapazität;
g)
eine Beschreibung der Rolle von Gas bei der Stromerzeugung (z. B. Bedeutung und Rolle als Ersatz für erneuerbare Energien) unter Einbeziehung der Erzeugungskapazität von Gaskraftwerken (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität) und der Kraft-Wärme-Kopplung (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität), |
2. Infrastrukturstandard (Artikel 5)
Beschreiben Sie, wie die Einhaltung des Infrastrukturstandards erfolgt, mit Angabe der wichtigsten Werte, die für die N – 1-Formel verwendet werden, ebenso wie alternative Optionen für seine Einhaltung (zusammen mit direkt verbundenen Mitgliedstaaten, nachfrageseitigen Maßnahmen) und die vorhandenen bidirektionalen Kapazitäten wie folgt:
N – 1-Formel
die Benennung der größten einzelnen Gasinfrastruktur,
die Berechnung der N – 1-Formel auf nationaler Ebene,
eine Beschreibung der Werte, die für alle Elemente in der N – 1 Formel verwendet werden, einschließlich der für ihre Berechnung verwendeten Zwischenwerte (z. B: für EPm Angabe der Kapazität aller Einspeisepunkte, die bei diesem Parameter berücksichtigt wurden),
eine Angabe der für die Berechnung der Parameter in der N – 1 Formel (z. B. Dmax) ggf. zugrunde gelegten Methodologien (Verwendung von Anhängen zwecks ausführlicher Erläuterungen),
eine Erläuterung der Ergebnisse der Berechnung der N – 1-Formel unter Berücksichtigung eines Volumens der Speicheranlagen von 30 % und von 100 % ihres maximalen Arbeitsvolumens,
eine Erläuterung der wichtigsten Ergebnisse der Simulation der N – 1-Berechnung unter Verwendung eines hydraulischen Modells,
falls vom Mitgliedstaat beschlossen, Berechnung der N – 1-Formel unter Verwendung von nachfrageseitigen Maßnahmen:
Falls mit den zuständigen Behörden der betreffenden Risikogruppen(n) oder mit direkt verbundenen Mitgliedstaaten vereinbart, gemeinsame Berechnung(en) des N – 1-Formel:
Bidirektionale Kapazitäten:
Angabe der Netzkopplungspunkte, die über bidirektionale Kapazitäten verfügen, und der Höchstkapazität der Gasflüsse in beide Richtungen,
Angabe der Regelungen, die für die Nutzung der Kapazitäten für den Umkehrfluss gelten (z. B. unterbrechbare Kapazität),
Angabe der Netzkopplungspunkte, für die eine Ausnahme gemäß Artikel 5 Absatz 4 gewährt wurde, der Dauer der Ausnahme und der Gründe für ihre Erteilung.
3. Ermittlung von Risiken
Beschreibung der Risikofaktoren, die negative Auswirkungen auf die Sicherheit der Gasversorgung in dem Mitgliedstaat haben könnten, ihrer Wahrscheinlichkeit und ihrer Auswirkungen.
Nicht erschöpfende Liste der in die Bewertung einzubeziehenden Arten von Risikofaktoren — nur falls der betreffenden zuständigen Behörde zufolge zutreffend:
Politischer Art
Technologischer Art
Kommerzieller/marktbezogener/finanzieller Art
Sozialer Art
Natürlicher Art
Analyse:
Ermittlung der für den Mitgliedstaat relevanten Risikofaktoren, einschließlich ihrer Wahrscheinlichkeit und Auswirkungen,
Beschreibung der Kriterien, die verwendet wurden, um festzustellen, ob ein Netz hohen/inakzeptablen Risiken ausgesetzt ist,
Erstellung einer Liste relevanter Risikoszenarien entsprechend den Risikofaktoren und ihrer Wahrscheinlichkeit und Beschreibung, wie die Auswahl erfolgte.
4. Risikoanalyse und -bewertung
Analyse der gemäß Nummer 3 ermittelten relevanten Risikoszenarien. In die Simulation der Risikoszenarien sind die bestehenden Maßnahmen zur Sicherung der Gasversorgung, darunter der Infrastrukturstandard, der mit der N – 1-Formel gemäß Anhang II Nummer 2 berechnet wurde, und der Standard für die Gasversorgung, aufzunehmen. Für jedes Risikoszenario ist Folgendes vorzusehen:
ausführliche Beschreibung des Risikoszenarios mit allen Annahmen und ggf. den ihrer Berechnung zugrunde gelegten Methodologien,
ausführliche Beschreibung der Ergebnisse der durchgeführten Simulation mit einer Quantifizierung der Auswirkungen (z. B. nicht ausgelieferte Gasmengen, die sozioökonomischen Auswirkungen, die Auswirkungen auf die Fernwärmeversorgung, die Auswirkungen auf die Stromerzeugung).
5. Schlussfolgerungen
Beschreibung der wichtigsten Ergebnisse der gemeinsamen Risikobewertung, an der die Mitgliedstaaten beteiligt waren, einschließlich der ermittelten Risikoszenarien, die weitere Maßnahmen erfordern.
ANHANG VI
Vorlage für den Präventionsplan
Allgemeine Angaben
1. Beschreibung des Netzes
|
1.1. |
Geben Sie eine kurze zusammengefasste Beschreibung des regionalen Gasnetzes für jede Risikogruppe ( 17 ), an der der Mitgliedstaat teilnimmt, mit folgenden Angaben:
a)
b)
eine Beschreibung der Funktionsweise des Gasnetzes in den Risikogruppen: Hauptgasflüsse (Einspeisung/Ausspeisung/Durchleitung), Kapazität der Infrastruktur der Einspeise-/Ausspeisepunkte für den Transport in die und aus der/den Region(en) der Risikogruppe und je Mitgliedstaat (einschließlich Nutzungsrate), LNG-Anlagen (maximale tägliche Kapazität, Nutzungsrate und Zugangsregelung) usw.;
c)
eine Aufschlüsselung, soweit möglich, der Gasimportquellen nach Herkunftsland ( 20 );
d)
eine Beschreibung der Rolle der für die Region relevanten Speicheranlagen, einschließlich des grenzüberschreitenden Zugangs:
i)
Speicherkapazität (insgesamt und Arbeitsgas) im Vergleich zur Nachfrage während der Heizperiode,
ii)
maximale tägliche Entnahmekapazität bei unterschiedlichen Füllständen (idealerweise bei vollen Speichern und bei Füllständen am Ende der Heizperiode);
e)
eine Beschreibung der Rolle der heimischen Produktion in der Region:
i)
Produktionsmenge im Vergleich zum jährlichen Endgasverbrauch,
ii)
maximale tägliche Produktionskapazität;
f)
eine Beschreibung der Rolle von Gas bei der Stromerzeugung (z. B. Bedeutung und Rolle als Ersatz für erneuerbare Energien) unter Einbeziehung der Erzeugungskapazität von Gaskraftwerken (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität) und der Kraft-Wärme-Kopplung (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität);
g)
eine Beschreibung der Rolle von Energieeffizienzmaßnahmen und ihres Einflusses auf den jährlichen Gasendverbrauch. |
|
1.2. |
Beschreiben Sie das Gasnetz der einzelnen Mitgliedstaaten kurz mit folgenden Angaben:
a)
die wichtigsten Gasverbrauchszahlen: jährlicher Endgasverbrauch (Mrd. m3) und Aufschlüsselung nach Art der Kunden, Spitzennachfrage (Mio. m3/Tag);
b)
eine Beschreibung der Funktionsweise des Gasnetzes auf nationaler Ebene, einschließlich Infrastruktur (soweit nicht unter Nummer 1.1.b erfasst);
c)
die Angabe der für die Versorgungssicherheit relevanten Schlüsselinfrastruktur;
d)
eine Aufschlüsselung, soweit möglich, der Gasimportquellen nach Herkunftsland;
e)
eine Beschreibung der Rolle der Gasspeicherung in dem Mitgliedstaat mit folgenden Angaben:
i)
Speicherkapazität (insgesamt und Arbeitsgas) im Vergleich zur Nachfrage während der Heizperiode,
ii)
maximale tägliche Entnahmekapazität bei unterschiedlichen Füllständen (idealerweise bei vollen Speichern und bei Füllständen am Ende der Heizperiode);
f)
eine Beschreibung der Rolle der heimischen Produktion mit folgenden Angaben:
i)
Produktionsmenge im Vergleich zum jährlichen Endgasverbrauch,
ii)
maximale tägliche Produktionskapazität;
g)
eine Beschreibung der Rolle von Gas bei der Stromerzeugung (z. B. Bedeutung und Rolle als Ersatz für erneuerbare Energien) unter Einbeziehung der Erzeugungskapazität von Gaskraftwerken (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität) und der Kraft-Wärme-Kopplung (insgesamt (MWe) und als Prozentsatz der gesamten Erzeugungskapazität);
h)
eine Beschreibung der Rolle von Energieeffizienzmaßnahmen und ihres Einflusses auf den jährlichen Gasendverbrauch. |
2. Zusammenfassung der Risikobewertung
Kurze Beschreibung der Ergebnisse der gemäß Artikel 7 durchgeführten einschlägigen gemeinsamen und nationalen Risikobewertung mit folgenden Angaben:
eine Liste der bewerteten Szenarien und eine kurze Beschreibung der jeweils zugrunde gelegten Annahmen sowie der ermittelten Risiken/Defizite,
die wichtigsten Schlussfolgerungen der Risikobewertung.
3. Infrastrukturstandard (Artikel 5)
Beschreiben Sie, wie die Einhaltung des Infrastrukturstandards erfolgt, mit Angabe der wichtigsten Werte, die für die N – 1-Formel verwendet werden, ebenso wie alternative Optionen für seine Einhaltung (zusammen mit benachbarten Mitgliedstaaten, nachfrageseitigen Maßnahmen) und die vorhandenen bidirektionalen Kapazitäten wie folgt:
3.1. N – 1-Formel
Benennung der größten einzelnen Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse für die Region;
Berechnung der N – 1-Formel auf regionaler Ebene;
Beschreibung der Werte, die für alle Elemente in der N – 1 Formel verwendet werden, einschließlich der für die Berechnung verwendeten Zwischenwerte (z. B: für EPm Angabe der Kapazität aller Einspeisepunkte, die bei diesem Parameter berücksichtigt wurden);
Angabe der für die Berechnung der Parameter in der N – 1 Formel (z. B. Dmax) zugrunde gelegten Methodologien und etwaigen Annahmen (Verwendung von Anhängen zwecks ausführlicher Erläuterungen).
3.2. Nationale Ebene
N – 1-Formel
Benennung der größten einzelnen Gasinfrastruktur;
Berechnung der N – 1-Formel auf nationaler Ebene;
Beschreibung der Werte, die für alle Elemente in der N – 1 Formel verwendet werden, einschließlich der für die Berechnung verwendeten Zwischenwerte (z. B: für EPm Angabe der Kapazität aller Einspeisepunkte, die bei diesem Parameter berücksichtigt wurden);
Angabe der für die Berechnung der Parameter in der N – 1 Formel (z. B. Dmax) gegebenenfalls zugrunde gelegten Methodologien (Verwendung von Anhängen zwecks ausführlicher Erläuterungen);
Falls vom Mitgliedstaat so beschlossen, Berechnung der N – 1-Formel unter Verwendung von nachfrageseitigen Maßnahmen:
Falls mit den zuständigen Behörden der betreffenden Risikogruppen(n) oder mit den direkt verbundenen Mitgliedstaaten vereinbart, gemeinsame Berechnung(en) der N – 1-Formel:
Bidirektionale Kapazitäten
Angabe der Netzkopplungspunkte, die über bidirektionale Kapazitäten verfügen, und der bidirektionalen Höchstkapazität,
Angabe der Regelungen, die für die Nutzung der Kapazitäten für den Umkehrfluss gelten (z. B. unterbrechbare Kapazität),
Angabe der Netzkopplungspunkte, für die eine Ausnahme gemäß Artikel 5 Absatz 4 gewährt wurde, der Dauer der Ausnahme und der Gründe für ihre Erteilung.
4. Einhaltung des Versorgungsstandards (Artikel 6)
Beschreiben Sie die Maßnahmen, die getroffen wurden, um den Versorgungsstandard sowie einen etwaigen erhöhten Versorgungsstandard oder eine zusätzliche, aus Gründen der Gasversorgungssicherheit eingeführte Verpflichtung einzuhalten:
Definition des Begriffs „geschützte Kunden“, die angewandt wurde, einschließlich der Kundenkategorien, die unter diesen Begriff fallen, und ihres jährlichen Gasverbrauchs (pro Kategorie, Nettohöhe und Prozentsatz des jährlichen nationalen Endgasverbrauchs);
Gasmengen, die benötigt werden, um den Versorgungsstandard nach den in Artikel 6 Absatz 1 Unterabsatz 1 beschriebenen Szenarien einzuhalten;
Kapazitäten, die benötigt werden, um den Versorgungsstandard nach den in Artikel 6 Absatz 1 Unterabsatz 1 beschriebenen Szenarien einzuhalten;
Maßnahme(n), die zur Einhaltung des Versorgungsstandards eingeführt wurden:
eine Beschreibung der Maßnahme(n),
Adressaten,
sofern vorhanden, Beschreibung des Ex-ante-Monitoringsystems für die Einhaltung des Versorgungsstandards,
Sanktionsregelung, sofern vorhanden,
Beschreibung folgender Elemente pro Maßnahme:
Sofern nicht-marktbasierte Maßnahmen angewandt werden, ist Folgendes (pro Maßnahme) vorzusehen:
auf die Versorgungssicherheit anderer Mitgliedstaaten,
auf den nationalen Markt,
auf den Binnenmarkt,
Bei Maßnahmen, die am oder nach dem 1. November 2017 eingeführt werden, ist eine kurze Zusammenfassung der Folgenabschätzung vorzulegen oder ein Link zur öffentlichen Folgenabschätzung der gemäß Artikel 9 Absatz 4 durchgeführten Maßnahme(n) anzugeben;
Beschreiben Sie, sofern zutreffend, erhöhte Versorgungsstandards oder zusätzliche Verpflichtungen, die aus Gründen der Sicherheit der Gasversorgung eingeführt wurden:
eine Beschreibung der Maßnahme(n),
der Mechanismus, um eine Reduzierung auf die üblichen Werte im Geiste der Solidarität und gemäß Artikel 13 zu erreichen,
Beschreiben Sie, sofern zutreffend, neue erhöhte Versorgungsstandards oder zusätzliche Verpflichtungen, die aus Gründen der Sicherheit der Gasversorgung am oder nach dem 1. November 2017 eingeführt wurden,
Adressaten,
betroffene Gasmengen und Kapazitäten,
Geben Sie an, wie diese Maßnahme die in Artikel 6 Absatz 2 festgelegten Bedingungen erfüllt.
5. Präventionsmaßnahmen
Beschreiben Sie die bereits eingeführten oder zu treffenden Präventionsmaßnahmen:
Beschreibung jeder einzelnen Präventionsmaßnahme, die für jedes gemäß der Risikobewertung ermittelte Risiko verabschiedet wurde, einschließlich einer Beschreibung
ihrer nationalen oder regionalen Dimension
ihrer wirtschaftlichen Auswirkungen, Wirksamkeit und Effizienz
ihrer Auswirkungen auf die Kunden
Gegebenenfalls ist Folgendes anzugeben:
Beschreibung anderer Maßnahmen, die nicht aufgrund der Risikobewertung, sondern aus anderen Gründen verabschiedet wurden, jedoch positive Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit des Mitgliedstaats der betreffenden Risikogruppe(n)/haben;
falls nicht-marktbasierte Maßnahmen angewandt werden, ist Folgendes (pro Maßnahme) vorzusehen:
Begründung, weshalb die Maßnahme notwendig ist (d. h., warum die Versorgungssicherheit nicht durch marktbasierte Maßnahmen allein erreicht werden kann),
Begründung, weshalb die Maßnahme verhältnismäßig ist (d. h., warum die nicht-marktbasierte Maßnahme das am wenigsten restriktive Mittel zur Erzielung der beabsichtigten Wirkung ist),
Bereitstellung einer Analyse der Auswirkungen einer solchen Maßnahme:
auf die Versorgungssicherheit anderer Mitgliedstaaten,
auf den nationalen Markt,
auf den Binnenmarkt,
Erläuterung, in welchem Umfang Energieeffizienzmaßnahmen, unter Einbeziehung von Energieeffizienzmaßnahmen auf der Nachfrageseite, zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in Betracht gezogen wurden,
Erläuterung, in welchem Umfang erneuerbare Energiequellen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in Betracht gezogen wurden.
6. Sonstige Maßnahmen und Verpflichtungen (z. B. sicherer Betrieb des Netzes)
Beschreiben Sie sonstige Maßnahmen und Verpflichtungen, die Erdgasunternehmen und sonstigen relevanten Stellen auferlegt wurden und voraussichtlich Auswirkungen auf die Sicherheit der Gasversorgung haben, z. B. Verpflichtungen für den sicheren Betrieb des Netzes, und auch, wer von dieser Verpflichtung betroffen wäre, und geben Sie die jeweiligen Gasmengen an. Erläutern Sie genau, wann und wie diese Maßnahmen angewandt werden würden.
7. Infrastrukturprojekte
Beschreiben Sie künftige Infrastrukturprojekte in den betreffenden Risikogruppen, einschließlich Vorhaben von gemeinsamem Interesse, mit einem voraussichtlichen Zeitplan für ihre Einführung, den Kapazitäten und den voraussichtlichen Auswirkungen auf die Gasversorgungssicherheit in der Risikogruppe.
Geben Sie an, wie die Infrastrukturprojekte den vom ENTSOG gemäß Artikel 8 Absatz 10 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 erarbeiteten unionsweiten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan berücksichtigen.
8. Gemeinwirtschaftliche Verpflichtungen im Zusammenhang mit der Versorgungssicherheit
Geben Sie die im Zusammenhang mit der Versorgungssicherheit bestehenden gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen an und beschreiben Sie sie kurz (Verwendung von Anhängen für ausführlichere Informationen). Legen Sie klar dar, wer diese Verpflichtungen einzuhalten hat und wie. Beschreiben Sie gegebenenfalls, wie und wann diese gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen greifen würden.
9. Konsultation der Interessenträger
Beschreiben Sie gemäß Artikel 8 Absatz 2 dieser Verordnung, welcher Mechanismus für die Konsultationen für die Erarbeitung des Plans sowie des Notfallplans verwendet wurde und welche Ergebnisse erzielt wurden bei den entsprechenden Konsultationen mit
Gasunternehmen,
einschlägigen Organisationen, die die Interessen von Privathaushalten vertreten,
einschlägigen Organisationen, die die Interessen gewerblicher Gaskunden einschließlich Stromerzeuger vertreten,
nationalen Regulierungsbehörden.
10. Regionale Dimension
Nennen Sie nationale Gegebenheiten und Maßnahmen, die für die Versorgungssicherheit relevant sind und nicht in den vorausgegangenen Abschnitten des Plans erfasst wurden.
Geben Sie an, wie etwaige Bemerkungen im Anschluss an die Konsultationen gemäß Artikel 8 Absatz 2 berücksichtigt wurden.
11.1. Berechnung der N – 1 auf Ebene der Risikogruppe, wenn das von den zuständigen Behörden der Risikogruppe vereinbart worden ist
N – 1-Formel
Benennung der größten einzelnen Gasinfrastruktur von gemeinsamem Interesse für die Risikogruppe,
Berechnung der N – 1-Formel auf Ebene der Risikogruppe,
Beschreibung der Werte, die für alle Elemente in der N – 1 Formel verwendet werden, einschließlich der für die Berechnung verwendeten Zwischenwerte (z. B: für EPm Angabe der Kapazität aller Einspeisepunkte, die bei diesem Parameter berücksichtigt wurden),
Angabe der für die Berechnung der Parameter in der N – 1 Formel (z. B. Dmax) zugrunde gelegten Methodologien und etwaigen Annahmen (Verwendung von Anhängen zwecks ausführlicher Erläuterungen).
11.2. Mechanismen für die Zusammenarbeit
Beschreiben Sie die Mechanismen, die für die Zusammenarbeit zwischen den Mitgliedstaaten in den betreffenden Risikogruppen verwendet werden, auch für die Ausarbeitung grenzüberschreitender Maßnahmen in dem Präventions- und dem Notfallplan.
Beschreiben Sie die Mechanismen, die für die Zusammenarbeit mit anderen Mitgliedstaaten für die Konzipierung und die Verabschiedung der für die Anwendung des Artikels 13 erforderlichen Bestimmungen verwendet werden.
11.3. Präventionsmaßnahmen
Beschreiben Sie die Präventionsmaßnahmen, die bereits eingeführt wurden oder in der Risikogruppe oder infolge regionaler Vereinbarungen vorgesehen sind:
Beschreibung jeder einzelnen Präventionsmaßnahme, die für jedes gemäß der Risikobewertung ermittelte Risiko verabschiedet wurde, einschließlich einer Beschreibung
ihrer Auswirkungen bei den Mitgliedern der Risikogruppe,
ihrer wirtschaftlichen Auswirkungen, Wirksamkeit und Effizienz,
ihrer Umweltauswirkungen,
ihrer Auswirkungen auf die Kunden.
Gegebenenfalls ist Folgendes anzugeben:
Beschreibung anderer Maßnahmen, die nicht aufgrund der Risikobewertung, sondern aus anderen Gründen verabschiedet wurden, jedoch positive Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit der Risikogruppe haben;
Falls nicht marktbasierte Maßnahmen angewandt werden, ist Folgendes (pro Maßnahme) vorzusehen:
Begründung, weshalb die Maßnahme notwendig ist (d. h., warum die Versorgungssicherheit nicht durch marktbasierte Maßnahmen allein erreicht werden kann),
Begründung, weshalb die Maßnahme verhältnismäßig ist (d. h., warum die nicht-marktbasierte Maßnahme das am wenigsten restriktive Mittel zur Erzielung der beabsichtigten Wirkung ist),
Bereitstellung einer Analyse der Auswirkungen einer solchen Maßnahme
auf die Versorgungssicherheit anderer Mitgliedstaaten,
auf den nationalen Markt,
auf den Binnenmarkt;
Erläuterung, in welchem Umfang Energieeffizienzmaßnahmen, unter Einbeziehung von Energieeffizienzmaßnahmen auf der Nachfrageseite, zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in Betracht gezogen wurden;
Erläuterung, in welchem Umfang erneuerbare Energiequellen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in Betracht gezogen wurden.
ANHANG VII
Vorlage für den Notfallplan
Allgemeine Angaben
Name der für die Erstellung des vorliegenden Plans verantwortlichen zuständigen Behörde ( 21 )
1. Festlegung der Krisenstufen
Geben Sie die für die Ausrufung der einzelnen Krisenstufen zuständige Stelle sowie die bei der Ausrufung einer Krisenstufe jeweils zu befolgenden Verfahren an.
Sofern vorhanden, sind hier die Indikatoren oder Parameter aufzuführen, die verwendet werden, um zu prüfen, ob ein Ereignis zu einer erheblichen Verschlechterung der Versorgungslage führen kann, und um zu entscheiden, ob eine bestimmte Krisenstufe ausgerufen wird.
2. Bei den einzelnen Krisenstufen zu treffende Maßnahmen ( 22 )
2.1. Frühwarnstufe
Beschreiben Sie die auf dieser Stufe anzuwendenden Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
eine kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Beschreibung des zu befolgenden Verfahrens, sofern zutreffend,
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Bewältigung der Auswirkungen eines Ereignisses oder zur Vorbereitung auf ein Ereignis vor seinem Eintritt,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren.
2.2. Alarmstufe
Beschreiben Sie die auf dieser Stufe anzuwendenden Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
eine kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Beschreibung des zu befolgenden Verfahrens, sofern zutreffend,
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Bewältigung der auf der Alarmstufe gegebenen Lage,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren;
Beschreibung, welchen Berichtspflichten die Erdgasunternehmen auf der Alarmstufe unterliegen.
2.3. Notfallstufe
Erstellen Sie eine Liste der vorab festgelegten Maßnahmen, die auf der Angebots- und der Nachfrageseite ergriffen werden müssen, damit im Notfall Gas zur Verfügung steht; das beinhaltet kommerzielle Vereinbarungen der an solchen Maßnahmen beteiligten Parteien und gegebenenfalls Entschädigungsmechanismen für Erdgasunternehmen.
Beschreiben Sie die auf dieser Stufe anzuwendenden marktbasierten Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
eine kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Beschreibung des zu befolgenden Verfahrens,
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Begrenzung der Folgen der auf der Notfallstufe gegebenen Lage,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren;
Beschreiben Sie die auf der Notfallstufe geplanten oder durchzuführenden nicht-marktbasierten Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
Kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Eine Bewertung der Notwendigkeit einer solchen Maßnahme im Hinblick auf die Bewältigung einer Krise und des Umfangs ihrer Verwendung,
Ausführliche Beschreibung des Verfahrens zur Durchführung der Maßnahme (Beispiel: Was würde die Einführung dieser Maßnahme auslösen, wer würde das entscheiden?),
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Begrenzung der Folgen der auf der Notfallstufe gegebenen Lage als Ergänzung zu marktbasierten Maßnahmen,
Bewertung anderer Auswirkungen der Maßnahme,
Begründung, weshalb die Maßnahme die in Artikel 11 Absatz 6 festgelegten Bedingungen erfüllt,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren;
Beschreibung, welchen Berichtspflichten die Erdgasunternehmen unterliegen.
3. Besondere Maßnahmen für den Stromsektor und für den Fernwärmesektor
Fernwärmesektor
Stellen Sie die voraussichtlichen Auswirkungen einer Störung der Gasversorgung im Fernwärmesektor kurz dar.
Geben Sie Maßnahmen und Aktionen an, die zur Minderung potenzieller Folgen einer Störung der Gasversorgung auf den Fernwärmesektor eingeführt wurden. Alternativ ist anzugeben, weshalb die Annahme spezifischer Maßnahmen nicht angebracht ist.
Versorgung mit durch Gas erzeugtem Strom
Stellen Sie die voraussichtlichen Auswirkungen einer Störung der Gasversorgung im Stromsektor kurz dar.
Geben Sie Maßnahmen und Aktionen an, die zur Minderung potenzieller Folgen einer Störung der Gasversorgung für den Stromsektor eingeführt wurden. Alternativ ist anzugeben, weshalb die Annahme spezifischer Maßnahmen nicht angebracht ist.
Geben Sie die Mechanismen/bestehenden Bestimmungen zur Gewährleistung einer angemessenen Koordinierung zwischen den wichtigsten Akteuren im Gas- und im Stromsektor, insbesondere der Verteilernetzbetreiber/Übertragungsnetzbetreiber, auf den verschiedenen Krisenstufen unter Einbeziehung des Informationsaustauschs an.
4. Krisenmanager oder Krisenteam
Geben Sie an, wer der Krisenmanager ist, und legen sie dessen Aufgaben fest.
5. Aufgaben und Zuständigkeiten verschiedener Akteure
Legen Sie pro Krisenstufe unter Einbeziehung der Interaktion mit den zuständigen Behörden und ggf. mit der nationalen Regulierungsbehörde die Aufgaben und Zuständigkeiten folgender Akteure fest:
Erdgasunternehmen,
gewerbliche Kunden,
relevante Stromerzeuger;
Legen Sie pro Krisenstufe die Aufgaben und Zuständigkeiten der zuständigen Behörden und der Stellen, denen Aufgaben übertragen wurden, fest.
6. Maßnahmen bei einem ungerechtfertigten Verbrauch durch nicht geschützte Kunden
Beschreiben Sie Maßnahmen, die eingeführt wurden, um — ohne den sicheren und verlässlichen Betrieb des Gasnetzes zu gefährden oder unsichere Situationen herbeizuführen — so weit wie möglich zu verhindern, dass Gas, das während eines Notfalls für geschützte Kunden bestimmt ist, durch nicht geschützte Kunden verbraucht wird. Geben Sie die der Art der Maßnahme (administrative, technische usw.), die wichtigsten Akteure und die zu befolgenden Verfahren an.
7. Notfalltests
Geben Sie den Zeitplan für die Echtzeit-Simulationen der Reaktionen auf Notfallsituationen an.
Geben Sie die beteiligten Akteure, die Verfahren und die konkret simulierten Szenarien mit starken und mittleren Auswirkungen an.
Für Aktualisierungen des Notfallplans: Beschreiben Sie kurz die seit der Vorlage des letzten Notfallplans durchgeführten Tests und die wichtigsten Ergebnisse. Geben Sie an, welche Maßnahmen infolge dieser Tests verabschiedet wurden.
8. Regionale Dimension
8.1. Bei den einzelnen Krisenstufen zu treffende Maßnahmen
8.1.1. Frühwarnstufe
Beschreiben Sie die auf dieser Stufe anzuwendenden Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
Kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Beschreibung des zu befolgenden Verfahrens, sofern zutreffend,
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Bewältigung der Auswirkungen eines Ereignisses oder zur Vorbereitung auf ein Ereignis vor seinem Eintritt,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren.
8.1.2. Alarmstufe
Beschreiben Sie die auf dieser Stufe anzuwendenden Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
Kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Beschreibung des zu befolgenden Verfahrens, sofern zutreffend,
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Bewältigung der Auswirkungen eines Ereignisses oder zur Vorbereitung auf ein Ereignis vor seinem Eintritt,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren;
Beschreibung, welchen Berichtspflichten die Erdgasunternehmen auf der Alarmstufe unterliegen.
8.1.3. Notfallstufe
Erstellen Sie eine Liste der vorab festgelegten Maßnahmen, die auf der Angebots- und der Nachfrageseite ergriffen werden müssen, damit im Notfall Gas zur Verfügung steht; das beinhaltet kommerzielle Vereinbarungen der an solchen Maßnahmen beteiligten Parteien und gegebenenfalls Entschädigungsmechanismen für Erdgasunternehmen.
Beschreiben Sie die auf dieser Stufe anzuwendenden marktbasierten Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
Kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Beschreibung des zu befolgenden Verfahrens,
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Begrenzung der Folgen der auf der Notfallstufe gegebenen Lage,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren;
Beschreiben Sie die auf der Notfallstufe geplanten oder durchzuführenden nicht-marktbasierten Maßnahmen, wobei pro Maßnahme Folgendes vorzusehen ist:
Kurze Beschreibung der Maßnahme und der beteiligten Hauptakteure,
Eine Bewertung der Notwendigkeit einer solchen Maßnahme im Hinblick auf die Bewältigung einer Krise und des Umfangs ihrer Verwendung,
Ausführliche Beschreibung des Verfahrens zur Durchführung der Maßnahme (Beispiel: Was würde die Einführung der Maßnahme auslösen, wer würde das entscheiden?),
Angabe des voraussichtlichen Beitrags der Maßnahme zur Begrenzung der Folgen der auf der Notfallstufe gegebenen Lage als Ergänzung zu marktbasierten Maßnahmen,
Bewertung anderer Auswirkungen der Maßnahme,
Begründung, weshalb die Maßnahme die in Artikel 11 Absatz 6 festgelegten Bedingungen erfüllt,
Beschreibung der Informationsflüsse zwischen den beteiligten Akteuren;
Beschreibung, welchen Berichtspflichten die Erdgasunternehmen unterliegen.
8.2. Mechanismen für die Zusammenarbeit
Beschreiben Sie die bestehenden Mechanismen für die Zusammenarbeit innerhalb jeder der betreffenden Risikogruppen und zur Gewährleistung einer angemessenen Koordination für die einzelnen Krisenstufen. Beschreiben Sie die Entscheidungsverfahren für angemessene Reaktionen auf regionaler Ebene auf jeder Krisenstufe, soweit vorhanden und nicht von Nummer 2 abgedeckt.
Beschreiben Sie für jede Krisenstufe die Mechanismen, die für die Zusammenarbeit mit anderen Mitgliedstaaten außerhalb der Risikogruppen und zur Koordinierung von Maßnahmen eingeführt wurden.
8.3. Solidarität zwischen den Mitgliedstaaten
Beschreiben Sie die Vereinbarungen, die zwischen direkt miteinander verbundenen Mitgliedstaaten getroffen wurden, damit die Anwendung des Grundsatzes der Solidarität gemäß Artikel 13 der Verordnung sichergestellt wird.
Beschreiben Sie etwaige Vereinbarungen, die zwischen Mitgliedstaaten, die über ein Drittland miteinander verbunden sind, getroffen wurden, damit die Anwendung des Grundsatzes der Solidarität gemäß Artikel 13 der Verordnung sichergestellt wird.
ANHANG VIII
Liste nicht-marktbasierter Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung
Bei der Erstellung des Präventions- und des Notfallplans erwägt die zuständige Behörde die Anwendung von Maßnahmen, die in der folgenden nicht erschöpfenden Liste enthalten sind, ausschließlich im Notfall:
Maßnahmen auf der Angebotsseite:
Maßnahmen auf der Nachfrageseite:
ANHANG IX
Entsprechungstabelle
|
Verordnung (EU) Nr. 994/2010 |
Vorliegende Verordnung |
|
Artikel 1 |
Artikel 1 |
|
Artikel 2 |
Artikel 2 |
|
Artikel 3 |
Artikel 3 |
|
Artikel 6 |
Artikel 5 |
|
Artikel 8 |
Artikel 6 |
|
Artikel 9 |
Artikel 7 |
|
Artikel 4 |
Artikel 8 |
|
Artikel 5 |
Artikel 9 |
|
Artikel 10 |
Artikel 10 |
|
Artikel 10 |
Artikel 11 |
|
Artikel 11 |
Artikel 12 |
|
— |
Artikel 13 |
|
Artikel 13 |
Artikel 14 |
|
Artikel 12 |
Artikel 4 |
|
— |
Artikel 15 |
|
— |
Artikel 16 |
|
Artikel 14 |
Artikel 17 |
|
— |
Artikel 18 |
|
— |
Artikel 19 |
|
Artikel 16 |
Artikel 20 |
|
Artikel 15 |
Artikel 21 |
|
Artikel 17 |
Artikel 22 |
|
ANHANG I |
ANHANG II |
|
Artikel 7 |
Anhang III |
|
Anhang IV |
ANHANG I |
|
— |
Anhang IV |
|
— |
Anhang V |
|
— |
Anhang VI |
|
— |
Anhang VII |
|
ANHANG II |
— |
|
Anhang III |
Anhang VIII |
|
— |
Anhang IX |
( 1 ) Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39).
( 2 ) Verordnung (EU) 2017/459 der Kommission vom 16. März 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 984/2013 (ABl. L 72 vom 17.3.2017, S. 1).
( 3 ) Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 11. Dezember 2018 über das Governance-System für die Energieunion und für den Klimaschutz, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 663/2009 und (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates, der Richtlinien 94/22/EG, 98/70/EG, 2009/31/EG, 2009/73/EG, 2010/31/EU, 2012/27/EU und 2013/30/EU des Europäischen Parlaments und des Rates, der Richtlinien 2009/119/EG und (EU) 2015/652 des Rates und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 525/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1).
( 4 ) Verordnung (EU) 2022/869 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 2022 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 715/2009, (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 sowie der Richtlinien 2009/73/EG und (EU) 2019/944 und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 (ABl. L 152 vom 3.6.2022, S. 45).
( 5 ) Verordnung (EU) Nr. 182/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 16. Februar 2011 zur Festlegung der allgemeinen Regeln und Grundsätze, nach denen die Mitgliedstaaten die Wahrnehmung der Durchführungsbefugnisse durch die Kommission kontrollieren (ABl. L 55 vom 28.2.2011, S. 13).
( 6 ) Dieser Anhang unterliegt den anteiligen Verpflichtungen der einzelnen Mitgliedstaaten im Rahmen dieser Verordnung, insbesondere den Artikeln 6a, 6b und 6c.
Für Mitgliedstaaten, die unter Artikel 6a Absatz 2 fallen, wird das anteilige Zwischenziel berechnet, indem der in der Tabelle angegebene Wert mit dem Grenzwert von 35 % multipliziert und das Ergebnis durch 80 % geteilt wird.
( 7 ) Sofern diese Aufgabe von einer zuständigen Behörde delegiert wurde, ist der Name der Stelle(n) anzugeben, die in ihrem Auftrag für die Erstellung der vorliegenden Risikobewertung verantwortlich ist (sind).
( 8 ) Für die erste Bewertung sind Daten der letzten beiden Jahre aufzunehmen. Für Aktualisierungen sind Daten der letzten vier Jahre aufzunehmen.
( 9 ) Einschließlich industrieller Kunden, Stromerzeugung, Fernwärme, Wohnsektor sowie Dienstleistungssektor und sonstige (bitte geben Sie die Art der hier erfassten Kunden an). Geben Sie außerdem den Verbrauch der geschützten Kunden an.
( 10 ) Beschreiben Sie die angewandte Methodik.
( 11 ) Sofern diese Aufgabe von der zuständigen Behörde delegiert wurde, ist der Name der Stelle(n) anzugeben, die in ihrem Auftrag für die Erstellung der vorliegenden Risikobewertung verantwortlich ist (sind).
( 12 ) Der Einfachheit halber stellen Sie die Informationen nach Möglichkeit auf der höchsten Ebene der Risikogruppen dar; Einzelheiten sind nach Bedarf zusammenzufassen.
( 13 ) Für die erste Bewertung sind Daten der letzten beiden Jahre aufzunehmen. Für Aktualisierungen sind Daten der letzten vier Jahre aufzunehmen.
( 14 ) Einschließlich industrieller Kunden, Stromerzeugung, Fernwärme, Wohnsektor sowie Dienstleistungssektor und sonstige (bitte geben Sie die Art der hier erfassten Kunden an). Geben Sie außerdem den Verbrauch der geschützten Kunden an.
( 15 ) Beschreiben Sie die angewandte Methodik.
( 16 ) Sofern diese Aufgabe von einer zuständigen Behörde delegiert wurde, ist der Name der Stelle(n) anzugeben, die im Auftrag dieser zuständigen Behörde für die Erstellung des vorliegenden Plans verantwortlich ist (sind).
( 17 ) Der Einfachheit halber stellen Sie die Informationen nach Möglichkeit auf der höchsten Ebene der Risikogruppen dar; Einzelheiten sind nach Bedarf zusammenzufassen.
( 18 ) Für den ersten Plan sind Daten der letzten beiden Jahre aufzunehmen. Für Aktualisierungen sind Daten der letzten vier Jahre aufzunehmen.
( 19 ) Einschließlich industrieller Kunden, Stromerzeugung, Fernwärme, Wohnsektor sowie Dienstleistungssektor und sonstige (bitte geben Sie die Art der hier erfassten Kunden an).
( 20 ) Beschreiben Sie die angewandte Methodik.
( 21 ) Sofern diese Aufgabe von einer zuständigen Behörde delegiert wurde, ist der Name der Stelle(n) anzugeben, die im Auftrag dieser zuständigen Behörde für die Erstellung des vorliegenden Plans verantwortlich ist (sind).
( 22 ) Regionale und nationale Maßnahmen sind einzuschließen.
( 23 ) Richtlinie 2009/119/EG des Rates vom 14. September 2009 zur Verpflichtung der Mitgliedstaaten, Mindestvorräte an Erdöl und/oder Erdölerzeugnissen zu halten (ABl. L 265 vom 9.10.2009, S. 9).