02017R1938 — FR — 01.07.2022 — 002.002

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►B	RÈGLEMENT (UE) 2017/1938 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010 (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE) (JO L 280 du 28.10.2017, p. 1)

Modifié par:

		Journal officiel
		n°	page	date
►M1	RÈGLEMENT DÉLÉGUÉ (UE) 2022/517 DE LA COMMISSION du 18 novembre 2021	L 104	53	1.4.2022
►M2	RÈGLEMENT (UE) 2022/1032 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 29 juin 2022	L 173	17	30.6.2022

Rectifié par:

►C1	Rectificatif, JO L 245 du 22.9.2022, p.  70 ((UE) 2022/1032)

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RÈGLEMENT (UE) 2017/1938 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

du 25 octobre 2017

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

Article premier

Objet

Le présent règlement établit des dispositions visant à préserver la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union en garantissant le fonctionnement correct et continu du marché intérieur du gaz naturel (ci-après dénommé «gaz»), en permettant la mise en œuvre de mesures exceptionnelles lorsque le marché ne peut plus fournir les volumes de gaz requis, y compris une mesure de solidarité de dernier recours, et en instaurant une définition et une répartition claires des responsabilités entre les entreprises de gaz naturel, les États membres et l'Union tant du point de vue de l'action préventive que de la réaction à des ruptures concrètes de l'approvisionnement en gaz. Le présent règlement établit également des mécanismes transparents concernant, dans un esprit de solidarité, la coordination de la préparation et de la réaction à des urgences aux niveaux national, régional et de l'Union.

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions suivantes s'appliquent:

▼M2

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Article 3

Responsabilité de la sécurité de l'approvisionnement en gaz

La liste de ces groupes de risque et leur composition figurent à l'annexe I. La composition des groupes de risque n'empêche pas toute autre forme de coopération régionale favorisant la sécurité de l'approvisionnement.

Article 4

Groupe de coordination pour le gaz

Article 5

Normes relatives aux infrastructures

L'obligation énoncée au premier alinéa du présent paragraphe s'entend sans préjudice de la responsabilité des gestionnaires de réseau de transport de procéder aux investissements correspondants et des obligations des gestionnaires de réseau de transport établies dans le règlement (CE) no 715/2009 et la directive 2009/73/CE.

Aux fins de la procédure de mise en place ou de renforcement d'une capacité bidirectionnelle sur une interconnexion ou pour obtenir ou prolonger une dérogation à cette obligation, l'annexe III s'applique. La Commission rend publique la liste des dérogations et la tient à jour.

L'autorité compétente détermine dans l'évaluation des risques si, dans une perspective intégrée des réseaux de gaz et d'électricité, il existe des goulets d'étranglement internes et si les capacités d'entrée et les infrastructures nationales, en particulier les réseaux de transport, permettent d'adapter les flux nationaux et transfrontaliers de gaz au scénario de défaillance de la plus grande infrastructure gazière au niveau national et de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun pour le groupe de risque identifié dans l'évaluation des risques.

La dérogation s'applique au Luxembourg pour autant que:

La dérogation s'applique à la Slovénie pour autant que:

La dérogation s'applique à la Suède pour autant que:

Le Luxembourg, la Slovénie et la Suède informent la Commission de toute évolution des conditions fixées au présent paragraphe. La dérogation prévue au présent paragraphe cesse de s'appliquer lorsqu'au moins une de ces conditions cesse d'être remplie.

Dans le cadre de l'évaluation nationale des risques effectuée conformément à l'article 7, paragraphe 3, le Luxembourg, la Slovénie et la Suède décrivent la situation en ce qui concerne les conditions respectives fixées au présent paragraphe et les perspectives de respect de l'obligation prévue au paragraphe 1 du présent article, compte tenu de l'impact économique de la mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, de l'évolution du marché du gaz et des projets d'infrastructures gazières au sein du groupe de risque. Sur la base des informations fournies dans l'évaluation nationale des risques et si les conditions respectives fixées au présent paragraphe sont toujours réunies, la Commission peut décider que la dérogation peut continuer à s'appliquer pendant quatre années supplémentaires. En cas de décision positive, la procédure énoncée au présent alinéa est répétée après quatre ans.

Article 6

Normes d'approvisionnement en gaz

Au plus tard le 2 février 2018, chaque État membre notifie à la Commission sa définition de clients protégés, les volumes de consommation annuelle de gaz des clients protégés et le pourcentage que ces volumes de consommation représentent dans la consommation finale totale annuelle de gaz dans cet État membre. Lorsqu'un État membre inclut dans sa définition de clients protégés les catégories visées à l'article 2, point 5) a) ou b), il précise les volumes de consommation de gaz correspondant aux clients appartenant à ces catégories et le pourcentage que représente chacun de ces groupes de clients dans la consommation finale totale annuelle de gaz.

L'autorité compétente identifie les entreprises de gaz naturel visées au premier alinéa du présent paragraphe et les indique dans le plan d'action préventif.

Toute nouvelle mesure non fondée sur le marché envisagée pour garantir le respect des normes d'approvisionnement en gaz respecte la procédure établie à l'article 9, paragraphes 4 à 9.

Les États membres peuvent s'acquitter de l'obligation fixée au premier alinéa en mettant en œuvre des mesures d'efficacité énergétique ou en substituant au gaz une autre source d'énergie, notamment une source d'énergie renouvelable, dans la mesure où le même niveau de protection est assuré.

La Commission peut demander une justification démontrant la conformité de toute mesure visée au premier alinéa avec les conditions qui y sont fixées. Cette justification est rendue publique par l'autorité compétente de l'État membre qui introduit la mesure.

Toute nouvelle mesure non fondée sur le marché prise en vertu du premier alinéa du présent paragraphe et adoptée le 1er novembre 2017 ou après cette date respecte la procédure établie à l'article 9, paragraphes 4 à 9.

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Article 6 bis

Objectifs et trajectoires de remplissage

Aux fins du respect du présent paragraphe, les États membres tiennent compte de l'objectif consistant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union conformément à l'article 1er.

Pour les États membres dont l'objectif de remplissage est ramené à 35 % de leur consommation annuelle moyenne de gaz conformément au paragraphe 2, les objectifs intermédiaires de la trajectoire de remplissage sont réduits en conséquence.

Sur la base des informations techniques fournies par chaque État membre et compte tenu de l'évaluation réalisée par le groupe de coordination pour le gaz, la Commission adopte des actes d'exécution pour définir la trajectoire de remplissage pour chaque État membre. Ces actes d'exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 18 bis, paragraphe 2. Ils sont adoptés au plus tard le 15 novembre de l'année précédente, lorsque cela est nécessaire et y compris lorsqu'un État membre a soumis un projet trajectoire de remplissage actualisé. Ils sont fondés sur une évaluation de la situation générale en matière de sécurité d'approvisionnement et de l'évolution de la demande et de l'offre de gaz dans l'Union et les différents États membres, et sont établis de manière à assurer la sécurité de l'approvisionnement en gaz tout en évitant une charge inutile pour les États membres, les acteurs du marché du gaz, les gestionnaires d'installations de stockage ou les clients, et sans fausser indûment la concurrence entre les installations de stockage situées dans des États membres voisins.

Lorsque l'écart n'est pas sensiblement réduit dans un délai d'un mois à compter de la réception de la recommandation de la Commission, celle-ci prend, après avoir consulté le groupe de coordination pour le gaz et l'État membre en question et en dernier recours, une décision visant à exiger de l'État membre concerné qu'il prenne des mesures qui permettent de remédier efficacement à l'écart, y compris, le cas échéant, une ou plusieurs des mesures prévues à l'article 6 ter, paragraphe 1, ou toute autre mesure visant à faire en sorte que l'objectif de remplissage en vertu du présent article soit atteint.

Lorsqu'elle décide des mesures qui sont à prendre en vertu du deuxième alinéa, la Commission tient compte des circonstances propres aux États membres concernés, telles que la taille des installations de stockage souterrain de gaz par rapport à la consommation intérieure de gaz, l'importance des installations de stockage souterrain de gaz pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans la région et toute installation existante de stockage de GNL.

Toute mesure prise par la Commission pour remédier aux écarts par rapport à la trajectoire de remplissage ou à l'objectif de remplissage pour 2022 tient compte de la brièveté du délai de mise en œuvre du présent article au niveau national, qui peut avoir contribué à l'écart par rapport à la trajectoire ou à l'objectif de remplissage pour 2022.

La Commission veille à ce que les mesures prises au titre du présent paragraphe:

Article 6 ter

Mise en œuvre des objectifs de remplissage

Pour autant que les mesures prévues dans le présent article constituent des missions et compétences de l'autorité de régulation nationale, conformément à l'article 41 de la directive 2009/73/CE, les autorités de régulation nationales sont responsables de l'adoption de ces mesures.

Les mesures prises au titre du présent paragraphe peuvent notamment consister:

Article 6 quater

Accords de stockage et mécanisme de partage de la charge

Si des limitations techniques ne permettent pas à un État membre de respecter l'obligation prévue au premier alinéa et si ledit État membre a mis en place une obligation de stockage d'autres combustibles pour remplacer le gaz, l'obligation prévue au premier alinéa peut exceptionnellement être remplie par une obligation équivalente de stocker d'autres combustibles que le gaz. L'existence de limitations techniques et l'équivalence de la mesure sont démontrées par l'État membre concerné.

Le mécanisme de partage de la charge est fondé sur les données pertinentes de la dernière évaluation des risques effectuée conformément à l'article 7 et tient compte de tous les paramètres suivants:

Les États membres notifient le mécanisme de partage de la charge à la Commission au plus tard le 2 septembre 2022. En l'absence d'accord sur le mécanisme de partage de la charge au plus tard à cette date, les États membres qui ne disposent pas d'installations de stockage souterrain de gaz démontrent qu'ils respectent le paragraphe 1 et en informent la Commission.

Si l'État membre sans installations de stockage souterrain de gaz peut démontrer que des capacités de stockage équivalentes au volume couvert par l'obligation prévue au premier alinéa, point a), ont été réservées, le paragraphe 1 s'applique.

L'obligation prévue au présent paragraphe est limitée à 15 % de la consommation annuelle moyenne de gaz au cours des cinq années précédentes dans l'État membre concerné.

Article 6 quinquies

Surveillance et contrôle de l'application

La Commission peut, s'il y a lieu, inviter l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) de l'Union européenne à l'aider à assurer cette surveillance.

Les États membres informent sans tarder la Commission des mesures relatives au contrôle de l'application prises au titre du présent paragraphe.

La Commission, les autorités de régulation nationales et les États membres préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles reçues aux fins de l'exécution des obligations qui leur incombent.

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Article 7

Évaluation des risques

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Les autorités compétentes dans chaque groupe de risque se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération aux fins de la réalisation de l'évaluation commune des risques et font rapport à ce sujet au groupe de coordination pour le gaz, onze mois avant l'expiration du délai pour la notification de l'évaluation commune des risques et de ses mises à jour. À la demande d'une autorité compétente, la Commission peut jouer un rôle de facilitateur lors de l'élaboration de l'évaluation commune des risques, en particulier pour la mise en place du mécanisme de coopération. Si les autorités compétentes au sein d'un groupe de risque ne parviennent pas à se mettre d'accord sur un mécanisme de coopération, la Commission propose un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque, après avoir consulté les autorités compétentes concernées. Les autorités compétentes concernées se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque en tenant le plus grand compte de la proposition de la Commission.

Dix mois avant l'expiration du délai pour la notification de l'évaluation commune des risques ou de ses mises à jour, chaque autorité compétente partage et met à jour, au sein du mécanisme de coopération convenu, toutes les données nationales nécessaires pour élaborer l'évaluation commune des risques, en particulier pour élaborer les différents scénarios visés au paragraphe 4, point c).

Article 8

Mise en place des plans d'action préventifs et des plans d'urgence

Les chapitres régionaux sont élaborés conjointement par tous les États membres faisant partie du groupe de risque avant d'être intégrés dans les plans nationaux respectifs. La Commission fait office de facilitateur de manière à faire en sorte que les chapitres régionaux renforcent collectivement la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union et ne donnent lieu à aucune contradiction, et de manière à lever tout obstacle à la coopération.

Les chapitres régionaux contiennent des mesures transfrontalières appropriées et efficaces, y compris en ce qui concerne le GNL, sous réserve d'un accord entre les États membres faisant partie d'un même groupe de risque ou de groupes de risque différents qui sont touchés par lesdites mesures et qui les mettront en œuvre sur la base de la simulation visée à l'article 7, paragraphe 1, et de l'évaluation commune des risques.

La Commission peut jouer un rôle de facilitateur lors de l'élaboration du plan d'action préventif et du plan d'urgence, en particulier pour la mise en place du mécanisme de coopération. Si les autorités compétentes au sein d'un groupe de risque ne parviennent pas à se mettre d'accord sur un mécanisme de coopération, la Commission propose un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque. Les autorités compétentes concernées se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque en tenant compte de la proposition de la Commission. Les autorités compétentes assurent le suivi régulier de la mise en œuvre du plan d'action préventif et du plan d'urgence.

Les autorités compétentes échangent, au sein de chaque groupe de risque, les projets de plans d'action préventifs et de plans d'urgence assortis de propositions de coopération, au plus tard cinq mois avant l'expiration du délai pour la présentation des plans.

Les versions finales des chapitres régionaux visés au paragraphe 3 sont approuvées par tous les États membres faisant partie du groupe de risque. Les plans d'actions préventifs et les plans d'urgence contiennent également les mesures nationales nécessaires pour mettre en œuvre et faire appliquer les mesures transfrontalières figurant dans les chapitres régionaux.

Dans un délai de quatre mois à compter de la notification par les autorités compétentes, la Commission évalue les plans en tenant compte des vues exprimées au sein du groupe de coordination pour le gaz.

En cas de désaccord en rapport avec des éléments visés au paragraphe 8, la Commission peut, dans un délai de quatre mois à compter de la réponse de l'autorité compétente, retirer sa demande ou convoquer l'autorité compétente et, lorsqu'elle le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, afin d'étudier la question. La Commission expose de manière détaillée les motifs qui l'amènent à demander une modification du plan d'action préventif ou du plan d'urgence. L'autorité compétente concernée tient pleinement compte des motifs détaillés de la Commission.

S'il y a lieu, l'autorité compétente concernée procède sans tarder aux modifications et rend public le plan d'action préventif ou le plan d'urgence modifié.

Lorsque la position finale de l'autorité compétente concernée diverge des motifs détaillés de la Commission, cette autorité compétente expose et rend public, conjointement avec sa position et les motifs détaillés de la Commission, la justification qui sous-tend sa position, dans un délai de deux mois à compter de la réception des motifs détaillés de la Commission.

Article 9

Contenu des plans d'action préventifs

Les informations sensibles concernant les points a), c) et d) du premier alinéa qui, si elles étaient divulguées, pourraient menacer la sécurité de l'approvisionnement en gaz peuvent être exclues.

L'analyse visée aux points a) et b) est effectuée par l'autorité de régulation nationale. L'analyse d'impact est rendue publique par l'autorité compétente et est notifiée à la Commission.

La mesure adoptée n'entre en vigueur que lorsqu'elle est approuvée par la Commission ou a été modifiée conformément à la décision de la Commission.

Le délai de quatre mois commence à courir à compter du jour suivant celui de la réception d'une notification complète. Ce délai de quatre mois peut être prolongé avec le consentement de la Commission et de l'autorité compétente.

Le délai de quatre mois commence à courir à compter du jour suivant celui de la réception d'une notification complète. Ce délai de quatre mois peut être prolongé avec le consentement de la Commission et de l'autorité compétente.

Article 10

Contenu des plans d'urgence

Pour empêcher une consommation indue de gaz pendant une urgence, visée au point l) du premier alinéa, ou pendant l'application des mesures visées à l'article 11, paragraphe 3, et à l'article 13, l'autorité compétente de l'État membre concerné informe les clients qui ne sont pas des clients protégés qu'ils doivent interrompre ou réduire leur consommation de gaz sans générer de situation dangereuse d'un point de vue technique.

Article 11

Déclaration de crise

Les obligations fixées au premier alinéa du présent paragraphe cessent de s'appliquer immédiatement après que l'autorité compétente déclare la fin de l'urgence ou que la Commission conclut, conformément au paragraphe 8, premier alinéa, que la déclaration d'urgence n'est pas ou n'est plus justifiée.

Les États membres fondent une telle mesure sur l'évaluation des risques.

Les centrales au gaz d'importance stratégique visées au premier alinéa sont clairement identifiées comme le sont les volumes de gaz qui feraient éventuellement l'objet d'une telle mesure et ces données sont consignées dans les chapitres régionaux des plans d'action préventifs et des plans d'urgence. Leur identification est effectuée en étroite coopération avec les gestionnaires de réseau de transport du réseau d'électricité et du réseau de gaz de l'État membre concerné.

Dans un délai de trois jours à compter de la notification de la demande de la Commission, l'autorité compétente modifie les mesures et les notifie à la Commission ou informe celle-ci des raisons pour lesquelles elle n'est pas d'accord avec la demande. Dans ce dernier cas, la Commission peut, dans un délai de trois jours à compter de son information, modifier ou retirer sa demande ou convoquer l'autorité compétente ou, le cas échéant, les autorités compétentes concernées et, lorsqu'elle le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, afin d'étudier la question. La Commission expose de manière détaillée les motifs qui l'amènent à demander la modification de l'action. L'autorité compétente tient pleinement compte de la position de la Commission. Lorsque la décision finale de l'autorité compétente diverge de la position de la Commission, l'autorité compétente expose les motifs qui sous-tendent cette décision.

Article 12

Mesures d'urgence aux niveaux régional et de l'Union

La Commission déclare, selon le cas, une urgence au niveau régional ou de l'Union à la demande d'au moins deux autorités compétentes qui ont déclaré une urgence et à la suite des vérifications prévues à l'article 11, paragraphe 8, et lorsque les motifs de ces urgences sont liés.

Dans tous les cas, quand elle déclare une urgence au niveau régional ou de l'Union, la Commission, utilisant les moyens de communication les plus appropriés à la situation, consulte d'autres autorités compétentes et tient dûment compte de toutes les informations pertinentes fournies par celles-ci. Lorsque la Commission décide, à la suite d'une évaluation, qu'il n'y a plus de raison suffisante au niveau régional ou de l'Union pour justifier la déclaration d'urgence, la Commission déclare la fin de l'urgence au niveau régional ou de l'Union, elle motive sa décision et en informe le Conseil.

Dans un délai de trois jours à compter de la notification de la demande de la Commission, l'État membre ou l'autorité compétente modifie son action et en informe la Commission ou expose à la Commission les raisons pour lesquelles il ou elle n'est pas d'accord avec la demande. Dans ce dernier cas, la Commission peut, dans un délai de trois jours à compter de son information, modifier ou retirer sa demande ou convoquer l'État membre ou l'autorité compétente et, lorsque la Commission le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, afin d'étudier la question. La Commission expose de manière détaillée les motifs qui l'amènent à demander la modification de l'action. L'État membre ou l'autorité compétente tient pleinement compte de la position de la Commission. Lorsque la décision finale de l'État membre ou de l'autorité compétente diverge de la position de la Commission, l'autorité compétente ou l'État membre expose les motifs qui sous-tendent cette décision.

Article 13

Solidarité

Dans des circonstances exceptionnelles et sur demande dûment motivée adressée par le gestionnaire de réseau de transport d'électricité ou de gaz concerné à son autorité compétente, l'approvisionnement en gaz peut aussi être maintenu pour certaines centrales au gaz d'importance stratégique au sens de l'article 11, paragraphe 7, dans l'État membre qui répond à la demande de solidarité si le déficit d'approvisionnement en gaz de ces centrales devait entraîner un dysfonctionnement grave du réseau d'électricité ou nuire à la production et/ou au transport du gaz.

Conformément au premier alinéa, une indemnisation équitable inclut, entre autres, tous les coûts raisonnables que l'État membre qui répond à une demande de solidarité supporte du fait de l'obligation de verser une indemnisation en vertu des droits fondamentaux garantis par le droit de l'Union et en vertu des obligations internationales applicables dans le cadre de la mise en œuvre du présent article, ainsi que tout autre coût raisonnable découlant du versement d'une indemnisation conformément aux règles nationales en matière d'indemnisation.

Le 1er décembre 2018 au plus tard, les États membres adoptent les mesures nécessaires, en particulier les arrangements techniques, juridiques et financiers en application du paragraphe 10, pour mettre en œuvre les premier et deuxième alinéas du présent paragraphe. Ces mesures peuvent prévoir les modalités pratiques d'un versement rapide.

Les arrangements financiers convenus entre les États membres avant qu'il ne soit fait appel à la solidarité contiennent des dispositions permettant le calcul de l'indemnisation équitable d'au moins tous les coûts pertinents et raisonnables occasionnés par la réponse à la demande de solidarité et un engagement de verser cette indemnisation.

Tout mécanisme d'indemnisation comprend des mesures encourageant la participation à des solutions fondées sur le marché, telles que des enchères et des mesures axées sur la demande. Il ne crée aucune mesure comportant des effets pervers, notamment sur le plan financier, qui encourageraient les acteurs du marché à différer leur action jusqu'à ce que des mesures non fondées sur le marché soient appliquées. Tous les mécanismes d'indemnisation, ou du moins un résumé de ceux-ci, sont consignés dans les plans d'urgence.

Article 14

Échange d'informations

La Commission analyse les évaluations présentées par les autorités compétentes et communique aux États membres, au Parlement européen et au groupe de coordination pour le gaz les conclusions de son analyse sous une forme agrégée.

L'autorité compétente notifie à la Commission, sous une forme anonymisée, les données énumérées au point a) du premier alinéa. Si de nouveaux contrats sont conclus ou des modifications apportées à des contrats existants, l'ensemble des données est notifié avant la fin du mois de septembre de l'année concernée. Si l'autorité compétente s'interroge quant au fait qu'un contrat donné, qui a été obtenu en vertu du point b) du premier alinéa, mette en péril la sécurité de l'approvisionnement en gaz d'un État membre ou d'une région, elle notifie ledit contrat à la Commission.

Article 15

Secret professionnel

Article 16

Coopération avec les parties contractantes de la Communauté de l'énergie

▼M2

▼B

Article 17

Suivi exercé par la Commission

La Commission suit en permanence les mesures visant la sécurité de l'approvisionnement en gaz et fait rapport régulièrement au groupe de coordination pour le gaz.

Au plus tard le 1er septembre 2023, sur la base des évaluations visées à l'article 8, paragraphe 7, la Commission tire des conclusions quant aux moyens envisageables pour renforcer la sécurité de l'approvisionnement en gaz au niveau de l'Union et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil sur l'application du présent règlement, y compris, s'il y a lieu, en formulant des propositions législatives pour modifier le présent règlement.

▼M2

Article 17 bis

Rapports de la Commission

▼B

Article 18

Notifications

L'évaluation des risques, les plans d'action préventifs, les plans d'urgence et tous les autres documents sont notifiés à la Commission par voie électronique via la plateforme CIRCABC.

Toute la correspondance relative à une notification est transmise par voie électronique.

▼M2

Article 18 bis

Comité

▼B

Article 19

Exercice de la délégation

Article 20

Dérogation

Afin de satisfaire à l'obligation établie à l'article 5, paragraphe 1, Malte et Chypre peuvent appliquer les dispositions prévues à l'article 5, paragraphe 2, y compris recourir à des mesures non fondées sur le marché et axées sur la demande.

▼M2

▼B

Article 21

Abrogation

Le règlement (UE) no 994/2010 est abrogé.

Les références faites au règlement abrogé s'entendent comme faites au présent règlement et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l'annexe IX.

Article 22

Entrée en vigueur

Le présent règlement entre en vigueur le quatrième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Il est applicable à partir du 1er novembre 2017.

Toutefois, l'article 13, paragraphes 1 à 6, l'article 13, paragraphe 8, premier et deuxième alinéas, et l'article 13, paragraphes 14 et 15, s'appliquent à compter du 1er décembre 2018.

▼M2

L'article 2, points 27) à 31), les articles 6 bis à 6 quinquies, l'article 16, paragraphe 3, l'article 17 bis, l'article 18 bis, l'article 20, paragraphe 4, et les annexes I bis et I ter s'appliquent jusqu'au 31 décembre 2025.

▼B

Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.

▼M1

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ANNEXE I

Coopération régionale

Les groupes de risque d’États membres qui servent de base à la coopération fondée sur les risques visée à l’article 3, paragraphe 7, sont les suivants:

▼M2

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ANNEXE I bis ( 6 )

Trajectoire de remplissage avec objectifs intermédiaires et objectif de remplissage pour 2022 pour les États membres disposant d'installations de stockage souterrain de gaz

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ANNEXE I ter

Responsabilité partagée pour l'objectif de remplissage et la trajectoire de remplissage

En ce qui concerne l'objectif de remplissage et la trajectoire de remplissage prévus à l'article 6 bis, la République fédérale d'Allemagne et la République d'Autriche partagent la responsabilité en ce qui concerne les installations de stockage Haidach et 7Fields. Le ratio et l'étendue exacts de cette responsabilité de la République fédérale d'Allemagne et de la République d'Autriche font l'objet d'un accord bilatéral entre ces États membres.

▼B

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ANNEXE II

Calcul de la formule N – 1

1.    Définition de la formule N – 1

La formule N – 1 décrit l'aptitude de la capacité technique des infrastructures gazières à répondre à la demande totale de gaz de la zone couverte en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière pendant une journée de demande exceptionnellement élevée en gaz se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans.

Les infrastructures gazières englobent le réseau de transport de gaz, y compris les interconnexions, ainsi que les installations de production, les installations de GNL et les installations de stockage connectées à la zone couverte.

La capacité technique de toutes les autres infrastructures gazières disponibles, en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière, est au moins égale à la somme de la demande quotidienne totale de gaz de la zone couverte pendant une journée de demande exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans.

Les résultats de la formule N – 1, comme calculés ci-dessous, sont au moins égaux à 100 %.

2.    Méthode de calcul de la formule N – 1

, N – 1 ≥ 100 %

Les paramètres utilisés pour le calcul sont clairement décrits et justifiés.

Pour le calcul de l'EPm, une liste détaillée des points d'entrée et de leur capacité individuelle est fournie.

3.    Définitions des paramètres de la formule N – 1

On entend par «zone couverte» une zone géographique pour laquelle on calcule la formule N – 1; cette zone est déterminée par l'autorité compétente.

Définition relative à la demande

«Dmax» désigne la demande quotidienne totale de gaz (en Mio m3/j) de la zone couverte pendant une journée de demande exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans.

Définitions relatives à l'offre

4.    Calcul de la formule N – 1 avec utilisation de mesures axées sur la demande

, N – 1 ≥ 100 %

Définition relative à la demande

«Deff» désigne la partie (en Mio m3/j) de Dmax qui, en cas d'une rupture de l'approvisionnement en gaz, peut être couverte suffisamment et en temps utile au moyen de mesures fondées sur le marché et axées sur la demande, conformément à l'article 9, paragraphe 1, point c), et à l'article 5, paragraphe 2.

5.    Calcul de la formule N – 1 au niveau régional

La zone couverte visée au point 3 est étendue au niveau régional approprié, le cas échéant, comme l'ont déterminé les autorités compétentes des États membres concernés. Le calcul peut également s'étendre au niveau régional du groupe de risque s'il en a été convenu ainsi avec les autorités compétentes du groupe de risque. Pour le calcul de la formule N – 1 au niveau régional, on utilise la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun. La plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun d'une région est l'infrastructure gazière la plus grande de cette région qui contribue directement ou indirectement à l'approvisionnement en gaz des États membres de cette région et qui est définie dans l'évaluation des risques.

Le calcul de la formule N – 1 au niveau régional ne peut remplacer le calcul de la formule N – 1 au niveau national que lorsque la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun présente une importance majeure pour l'approvisionnement en gaz de tous les États membres concernés, conformément à l'évaluation commune des risques.

Au niveau du groupe de risque, on utilise aux fins des calculs visés à l'article 7, paragraphe 4, la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun pour les groupes de risque, tels qu'ils sont énumérés à l'annexe I.

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ANNEXE III

Capacité bidirectionnelle permanente

Les gestionnaires de réseau de transport s'efforcent de soumettre une proposition ou une demande de dérogation conjointe. Dans le cas d'une proposition visant à mettre en place une capacité bidirectionnelle, les gestionnaires de réseau de transport peuvent soumettre une proposition motivée de répartition transfrontalière des coûts. Cette soumission a lieu au plus tard le 1er décembre 2018 pour toutes les interconnexions existant au 1er novembre 2017 et, pour les nouvelles interconnexions, après l'achèvement de la phase d'étude de la faisabilité, mais avant le début de la phase de conception technique détaillée.

Si la Commission n'a pas pris de décision dans le délai de quatre mois susvisé, elle est réputée ne pas avoir soulevé d'objections à l'encontre de la décision des autorités compétentes concernées.

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ANNEXE IV

Modèle pour l'évaluation commune des risques

Les documents établis à partir des modèles suivants sont rédigés dans une langue convenue au sein du groupe de risque.

Informations générales

1.    Description du réseau

Veuillez fournir une brève description du réseau gazier du groupe de risque, comprenant:

2.    Normes relatives aux infrastructures (article 5)

Veuillez décrire le calcul de la (des) formule(s) N – 1 au niveau régional pour le groupe de risque, s'il en a été convenu ainsi avec les autorités compétentes du groupe de risque, ainsi que les capacités bidirectionnelles existantes, comme suit:

3.    Identification des risques

Décrire le risque transnational majeur pour lequel le groupe a été créé ainsi que les facteurs de risques qui, dans différents cas de figure, pourraient conduire à la réalisation de ce risque, leur probabilité et leurs conséquences.

Liste non exhaustive des facteurs de risques devant faire partie de l'évaluation uniquement si l'autorité compétente les juge applicables:

Analyse

4.    Analyse et évaluation des risques

Analyse de la série de scénarios de risque pertinents retenue au point 3. Dans la simulation des scénarios de risque, inclure les mesures existantes en matière de sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que les normes relatives aux infrastructures calculées en utilisant la formule N – 1 figurant à l'annexe II, point 2, le cas échéant, et les normes d'approvisionnement en gaz. Pour chaque scénario de risque:

5.    Conclusions

Décrire les principaux résultats de l'évaluation commune des risques, en indiquant les scénarios de risque qui nécessitent des actions supplémentaires.

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ANNEXE V

Modèle pour l'évaluation nationale des risques

Informations générales

Dénomination de l'autorité compétente responsable de l'élaboration de la présente évaluation des risques ( 11 ).

1.    Description du réseau

1.1.

Fournir une brève description récapitulative du réseau gazier régional pour chaque groupe de risque ( 12 ) dont l'État membre fait partie, comprenant: a)  les principaux chiffres de la consommation de gaz ( 13 ): consommation finale annuelle (en Mrd m3 et MWh) et ventilation par catégorie de clients ( 14 ), pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en Mio m3/j); b)  une description du fonctionnement du ou des réseaux gaziers dans les groupes de risque concernés: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la ou les régions des groupes de risque et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations de GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc.; c)  la ventilation en pourcentage, dans la mesure du possible, des sources d'importation de gaz par pays d'origine ( 15 ); d)  une description du rôle des installations de stockage pertinentes pour le groupe de risque, y compris les accès transfrontaliers: i)  la capacité de stockage (volume total et volume utile de gaz) par rapport à la demande en saison de chauffe; ii)  la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et des niveaux de fin de saison); e)  une description du rôle de la production locale du ou des groupes de risque: i)  le volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz; ii)  la capacité maximale de production journalière et une description de la manière dont elle peut couvrir la consommation maximale journalière; f)  une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production).

1.2.

Fournir une brève description du réseau gazier de l'État membre, comprenant: a)  les principaux chiffres de la consommation de gaz: consommation finale annuelle (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients, pics de demande (en Mio m3/j); b)  une description du fonctionnement du réseau gazier au niveau national, y compris les infrastructures (pour la partie non couverte par le point 1.1.b). Le cas échéant, inclure le réseau de gaz L; c)  l'identification de l'infrastructure clé pertinente pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz; d)  la ventilation, dans la mesure du possible, au niveau national, des sources d'importation de gaz par pays d'origine; e)  une description du rôle du stockage et l'indication: i)  de la capacité de stockage (volume total et volume utile) par rapport à la demande en saison de chauffe; ii)  de la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison); f)  une description du rôle de la production locale et l'indication: i)  du volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz; ii)  de la capacité maximale de production journalière; g)  une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production).

2.    Normes relatives aux infrastructures (article 5)

Décrire les modalités de mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, notamment les principales valeurs utilisées pour la formule N – 1, les autres options possibles pour la mise en conformité (avec les États membres directement connectés, par des mesures axées sur la demande) et les capacités bidirectionnelles existantes, comme suit:

3.    Identification des risques

Décrire les facteurs de risque qui pourraient avoir un impact négatif sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'État membre, leur probabilité et leurs conséquences.

Liste non exhaustive des facteurs de risques devant faire partie de l'évaluation, uniquement si l'autorité compétente concernée les juge applicables:

Analyse

4.    Analyse et évaluation des risques

Analyse de la série de scénarios de risque pertinents retenue au point 3. Dans la simulation des scénarios de risque, inclure les mesures existantes en matière de sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que les normes relatives aux infrastructures calculées en utilisant la formule N – 1 figurant à l'annexe II, point 2, et les normes d'approvisionnement en gaz. Pour chaque scénario de risque:

5.    Conclusions

Décrire les principaux résultats de l'évaluation commune des risques à laquelle l'État membre a participé, en indiquant les scénarios de risque qui nécessitent des actions supplémentaires.

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ANNEXE VI

Modèle de plan d'action préventif

Informations générales

1.    Description du réseau

1.1.

Fournir une brève description récapitulative du réseau gazier régional pour chacun des groupes de risque ( 17 ) dont l'État membre fait partie, comprenant: a)  les principaux chiffres de la consommation de gaz ( 18 ): consommation finale annuelle (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients ( 19 ), pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en Mio m3/j); b)  une description du fonctionnement du réseau gazier dans les groupes de risque: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la ou les régions du groupe de risque et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations de GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc.; c)  la ventilation, dans la mesure du possible, des sources d'importation de gaz par pays d'origine ( 20 ); d)  une description du rôle des installations de stockage pertinentes pour la région, y compris les accès transfrontaliers: i)  la capacité de stockage (volume total et volume utile de gaz) par rapport à la demande en saison de chauffe; ii)  la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison); e)  une description du rôle de la production locale de la région: i)  le volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz; ii)  la capacité maximale de production journalière; f)  une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production); g)  une description du rôle des mesures d'efficacité énergétique et de leur incidence sur la consommation annuelle finale de gaz.

1.2.

Fournir une brève description du réseau gazier par État membre, comprenant: a)  les principaux chiffres de la consommation de gaz: consommation finale annuelle (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients (en Mio m3/j); b)  une description du fonctionnement du réseau gazier au niveau national, y compris les infrastructures (pour la partie non couverte au point 1.1.b); c)  l'identification de l'infrastructure clé pertinente pour la sécurité d'approvisionnement; d)  la ventilation, dans la mesure du possible, au niveau national, des sources d'importation de gaz par pays d'origine; e)  une description du rôle du stockage dans l'État membre et l'indication: i)  de la capacité de stockage (volume total et volume utile) par rapport à la demande en saison de chauffe; ii)  de la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison); f)  une description du rôle de la production locale de la région et l'indication: i)  du volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz; ii)  de la capacité maximale de production journalière; g)  une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production); h)  une description du rôle des mesures d'efficacité énergétique et de leur incidence sur la consommation annuelle finale de gaz.

2.    Résumé de l'évaluation des risques

Décrire succinctement les résultats de l'évaluation commune des risques et de l'évaluation nationale des risques pertinentes effectuées conformément à l'article 7, avec indication:

3.    Normes relatives aux infrastructures (article 5)

Décrire les modalités de mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, notamment les principales valeurs utilisées pour la formule N – 1, les autres options possibles pour la mise en conformité (avec les États membres voisins, par des mesures axées sur la demande) et les capacités bidirectionnelles existantes, comme suit:

3.1.   Formule N – 1

3.2.   Niveau national

4.    Conformité avec les normes d'approvisionnement (article 6)

Décrire les mesures adoptées afin de respecter les normes d'approvisionnement ainsi que toute norme d'approvisionnement renforcée ou toute obligation supplémentaire imposée pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement en gaz:

5.    Mesures préventives

Décrire les mesures préventives en place ou dont l'adoption est prévue:

6.    Autres mesures et obligations (par exemple concernant la sûreté de fonctionnement du réseau)

Décrire les autres mesures et obligations qui ont été imposées aux entreprises de gaz naturel et aux autres organismes pertinents susceptibles d'avoir un impact sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que des obligations liées à la sûreté de fonctionnement du réseau, en indiquant qui serait visé par cette obligation ainsi que les volumes de gaz concernés. Expliquer précisément les conditions et les modalités d'application de ces mesures.

7.    Projets d'infrastructures

8.    Obligations de service public liées à la sécurité d'approvisionnement

Indiquer les obligations de service public liées à la sécurité d'approvisionnement et les décrire succinctement (joindre des annexes pour des informations plus détaillées). Expliquer clairement qui doit s'acquitter de ces obligations et comment. Le cas échéant, indiquer les conditions et les modalités du déclenchement de ces obligations de service public.

9.    Consultation des acteurs concernés

Conformément à l'article 8, paragraphe 2, du présent règlement, décrire le mécanisme utilisé pour les consultations et les résultats de ces dernières aux fins de l'élaboration du plan et du plan d'urgence, avec:

10.    Dimension régionale

Indiquer les éventuelles particularités et mesures nationales pertinentes pour la sécurité d'approvisionnement et non couvertes par les sections précédentes du plan.

Indiquer comment les éventuelles observations reçues à la suite de la consultation décrite à l'article 8, paragraphe 2, ont été prises en compte.

11.1.   Calcul de la formule N – 1 au niveau du groupe de risque s'il en a été convenu ainsi par les autorités compétentes du groupe de risque.

Formule N – 1

11.2.   Mécanismes de coopération

Décrire les mécanismes de coopération utilisés parmi les États membres faisant partie des groupes de risque concernés, notamment aux fins de l'élaboration de mesures transfrontalières dans le cadre du plan d'action préventif et du plan d'urgence.

Décrire les mécanismes utilisés pour la coopération avec les autres États membres aux fins de la définition et de l'adoption des dispositions nécessaires pour l'application de l'article 13.

11.3.   Mesures préventives

Décrire les mesures préventives en place ou dont l'adoption est prévue dans le groupe de risque ou à la suite d'accords régionaux:

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ANNEXE VII

Modèle de plan d'urgence

Informations générales

Dénomination de l'autorité compétente responsable de l'élaboration du présent plan ( 21 )

1.    Définition des niveaux de crise

2.    Mesures à adopter par niveau de crise ( 22 )

2.1.   Alerte précoce

Décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

2.2.   Alerte

2.3.   Urgence

3.    Mesures spécifiques pour l'électricité et le chauffage urbain

4.    Gestionnaire ou cellule de crise

Indiquer qui est le gestionnaire de crise et définir son rôle.

5.    Rôles et responsabilités des différents acteurs

6.    Mesures concernant la consommation indue des clients qui ne sont pas des clients protégés

Décrire les mesures en place visant à empêcher, dans la mesure du possible et sans compromettre la sûreté et la fiabilité du fonctionnement du réseau de gaz ni générer de situation dangereuse, la consommation, par des clients qui ne sont pas des clients protégés, de gaz destiné aux clients protégés, pendant une urgence. Indiquer la nature de la mesure (administrative, technique, etc.), les principaux acteurs et les procédures à suivre.

7.    Exercices de préparation aux situations d'urgence

Pour les mises à jour du plan d'urgence: décrire succinctement les essais effectués depuis la présentation du dernier plan d'urgence et leurs principaux résultats. Indiquer les mesures adoptées à l'issue de ces essais.

8.    Dimension régionale

8.1.   Mesures à adopter par niveau de crise:

8.1.1.   Alerte précoce

Décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

8.1.2.   Alerte

8.1.3.   Urgence

8.2.   Mécanismes de coopération

8.3.   Solidarité entre États membres

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ANNEXE VIII

Liste des mesures non fondées sur le marché visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz

Lors de l'élaboration du plan d'action préventif et du plan d'urgence, l'autorité compétente tient compte de la contribution de la liste de mesures suivante, indicative et non exhaustive, uniquement en cas d'urgence:

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ANNEXE IX

Tableau de correspondance

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( 1 ) Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision no 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) no 713/2009, (CE) no 714/2009 et (CE) no 715/2009 (JO L 115 du 25.4.2013, p. 39).

( 2 ) Règlement (UE) 2017/459 de la Commission du 16 mars 2017 établissant un code de réseau sur les mécanismes d'attribution des capacités dans les systèmes de transport de gaz et abrogeant le règlement (UE) n° 984/2013 (JO L 72 du 17.3.2017, p. 1).

( 3 ) Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JO L 328 du 21.12.2018, p. 1).

( 4 ) Règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, modifiant les règlements (CE) n° 715/2009, (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 et les directives 2009/73/CE et (UE) 2019/944, et abrogeant le règlement (UE) n° 347/2013 (JO L 152 du 3.6.2022, p. 45).

( 5 ) Règlement (UE) no 182/2011 du Parlement européen et du Conseil du 16 février 2011 établissant les règles et principes généraux relatifs aux modalités de contrôle par les États membres de l'exercice des compétences d'exécution par la Commission (JO L 55 du 28.2.2011, p. 13).

( 6 ) La présente annexe est soumise aux obligations au prorata incombant à chaque État membre au titre du présent règlement, notamment des articles 6 bis, 6 ter et 6 quater.

Pour les États membres relevant de l'article 6 bis, paragraphe 2, l'objectif intermédiaire au prorata est calculé en multipliant la valeur indiquée dans le tableau par la limite de 35 % et en divisant le résultat par 80 %.

( 7 ) Si cette tâche a été déléguée par une autorité compétente, indiquer le nom du ou des organismes responsables, pour le compte de cette autorité, de l'élaboration de la présente évaluation des risques.

( 8 ) Pour la première évaluation, inclure les données des deux dernières années. Pour les mises à jour, inclure les données des quatre dernières années.

( 9 ) Clients industriels, production d'électricité, chauffage urbain, secteur résidentiel, services et autres (veuillez préciser le type de clients inclus ici). Indiquer également le volume de consommation des clients protégés.

( 10 ) Décrire la méthodologie mise en œuvre.

( 11 ) Si cette tâche a été déléguée par l'autorité compétente, indiquer le nom du ou des organismes responsables, pour le compte de cette autorité, de l'élaboration de la présente évaluation des risques.

( 12 ) Dans un souci de simplicité, présenter si possible l'information au plus haut niveau des groupes de risque et regrouper les éléments si nécessaire.

( 13 ) Pour la première évaluation, inclure les données des deux dernières années. Pour les mises à jour, inclure les données des quatre dernières années.

( 14 ) Clients industriels, production d'électricité, chauffage urbain, secteur résidentiel, services et autres (préciser le type de clients inclus ici). Indiquer également le volume de consommation des clients protégés.

( 15 ) Décrire la méthodologie mise en œuvre.

( 16 ) Si cette tâche a été déléguée par une autorité compétente, indiquer le nom du ou des organismes responsables, pour le compte de cette autorité, de l'élaboration du plan.

( 17 ) Dans un souci de simplicité, présenter si possible l'information au plus haut niveau des groupes de risque et regrouper les éléments si nécessaire.

( 18 ) Pour le premier plan, inclure les données des deux dernières années. Pour les mises à jour, inclure les données des quatre dernières années.

( 19 ) Clients industriels, production d'électricité, chauffage urbain, secteur résidentiel, services et autres (veuillez préciser le type de clients inclus ici).

( 20 ) Décrire la méthodologie mise en œuvre.

( 21 ) Si cette tâche a été déléguée par une autorité compétente, veuillez indiquer le nom du ou des organismes responsables, pour le compte de cette autorité, de l'élaboration du plan.

( 22 ) Inclure les mesures régionales et nationales.

( 23 ) Directive 2009/119/CE du Conseil du 14 septembre 2009 faisant obligation aux États membres de maintenir un niveau minimal de stocks de pétrole brut et/ou de produits pétroliers (JO L 265 du 9.10.2009, p. 9).