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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: Regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (Testo rilevante ai fini del SEE)Testo rilevante ai fini del SEE
Regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2017, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (Testo rilevante ai fini del SEE)Testo rilevante ai fini del SEE
02017R1938 — IT — 01.07.2022 — 002.002
Il presente testo è un semplice strumento di documentazione e non produce alcun effetto giuridico. Le istituzioni dell’Unione non assumono alcuna responsabilità per i suoi contenuti. Le versioni facenti fede degli atti pertinenti, compresi i loro preamboli, sono quelle pubblicate nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea e disponibili in EUR-Lex. Tali testi ufficiali sono direttamente accessibili attraverso i link inseriti nel presente documento
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REGOLAMENTO (UE) 2017/1938 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 25 ottobre 2017 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (Testo rilevante ai fini del SEE) (GU L 280 del 28.10.2017, pag. 1) |
Modificato da:
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Gazzetta ufficiale |
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REGOLAMENTO DELEGATO (UE) 2022/517 DELLA COMMISSIONE del 18 novembre 2021 |
L 104 |
53 |
1.4.2022 |
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REGOLAMENTO (UE) 2022/1032 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 29 giugno 2022 |
L 173 |
17 |
30.6.2022 |
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Rettificato da:
REGOLAMENTO (UE) 2017/1938 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO
del 25 ottobre 2017
concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010
(Testo rilevante ai fini del SEE)
Articolo 1
Oggetto
Il presente regolamento detta disposizioni atte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione assicurando il corretto e costante funzionamento del mercato interno del gas naturale («gas»), permettendo l'adozione di misure eccezionali da attuare qualora il mercato non sia più in grado di fornire i necessari approvvigionamenti di gas, comprese misure di solidarietà di ultima istanza, e prevedendo la chiara definizione e attribuzione delle responsabilità fra le imprese di gas naturale, gli Stati membri e l'Unione per quanto riguarda l'azione preventiva e la reazione a reali interruzioni dell'approvvigionamento di gas. Il presente regolamento stabilisce anche meccanismi di trasparenza che riguardano, in uno spirito di solidarietà, il coordinamento della pianificazione e delle contromisure da attuare in caso di emergenze a livello nazionale, regionale e dell'Unione.
Articolo 2
Definizioni
Ai fini del presente regolamento si applicano le seguenti definizioni:
«sicurezza», la sicurezza quale definita all'articolo 2, punto 32, della direttiva 2009/73/CE;
«cliente», il cliente quale definito all'articolo 2, punto 24, della direttiva 2009/73/CE;
«cliente civile», il cliente quale definito all'articolo 2, punto 25, della direttiva 2009/73/CE;
«servizio sociale essenziale», il servizio di assistenza sanitaria, di assistenza sociale essenziale, di emergenza, di sicurezza, di istruzione o di pubblica amministrazione;
«cliente protetto», il cliente civile che è connesso a una rete di distribuzione del gas; qualora lo Stato membro interessato lo decida, può comprendere anche, purché le imprese o i servizi di cui alle lettere a) e b) rappresentino insieme al massimo il 20 % del consumo totale annuale finale di gas in tale Stato membro:
la piccola o media impresa, purché connessa a una rete di distribuzione del gas;
un servizio sociale essenziale, purché connesso a una rete di distribuzione o di trasporto del gas;
l'impianto di teleriscaldamento, nella misura in cui serve i clienti civili, le piccole o medie imprese o i servizi sociali essenziali, se non può essere alimentato anche da combustibili diversi dal gas.
«cliente protetto nel quadro della solidarietà», il cliente civile che è connesso ad una rete di distribuzione del gas, e può comprendere anche uno o entrambi i seguenti casi:
l'impianto di teleriscaldamento se si tratta di un «cliente protetto» nello Stato membro interessato e solo nella misura in cui serve clienti civili o servizi sociali essenziali diversi dai servizi di istruzione e di pubblica amministrazione;
un servizio sociale essenziale se si tratta di un «cliente protetto» nello Stato membro interessato, diverso dai servizi di istruzione e di pubblica amministrazione;
«autorità competente», l'autorità governativa nazionale o un'autorità nazionale di regolamentazione designata da uno Stato membro per garantire l'attuazione delle misure previste nel presente regolamento;
«autorità nazionale di regolamentazione», l'autorità nazionale di regolamentazione designata ai sensi dell'articolo 39, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE;
«impresa di gas naturale», l'impresa di gas quale definita all'articolo 2, punto 1, della direttiva 2009/73/CE;
«contratto di fornitura di gas», il contratto di fornitura di gas quale definito all'articolo 2, punto 34, della direttiva 2009/73/CE;
«trasporto», il trasporto quale definito all'articolo 2, punto 3, della direttiva 2009/73/CE;
«gestore del sistema di trasporto», il gestore del sistema di trasporto quale definito all'articolo 2, punto 4, della direttiva 2009/73/CE;
«distribuzione», la distribuzione quale definita all'articolo 2, punto 5, della direttiva 2009/73/CE;
«gestore del sistema di distribuzione», il gestore del sistema di distribuzione quale definito all'articolo 2, punto 6, della direttiva 2009/73/CE;
«interconnettore», l'interconnettore quale definito all'articolo 2, punto 17, della direttiva 2009/73/CE;
«corridoi di approvvigionamento di emergenza», le rotte di approvvigionamento di gas dell'Unione che aiutano gli Stati membri a mitigare meglio gli effetti delle potenziali interruzioni dell'approvvigionamento o dell'operatività dell'infrastruttura;
«capacità di stoccaggio», la capacità di stoccaggio quale definita all'articolo 2, punto 28, del regolamento (CE) n. 715/2009;
«capacità tecnica», la capacità tecnica quale definita all'articolo 2, punto 18, del regolamento (CE) n. 715/2009;
«capacità continua», la capacità continua quale definita all'articolo 2, punto 16, del regolamento (CE) n. 715/2009;
«capacità interrompibile», la capacità interrompibile quale definita all'articolo 2, punto 13, del regolamento (CE) n. 715/2009;
«capacità di un impianto GNL», la capacità di un impianto GNL quale definita all'articolo 2, punto 24, del regolamento (CE) n. 715/2009;
«impianto GNL» l'impianto GNL quale definito all'articolo 2, punto 11, della direttiva 2009/73/CE;
«impianto di stoccaggio», l'impianto di stoccaggio quale definito all'articolo 2, punto 9, della direttiva 2009/73/CE;
«sistema», il sistema quale definito all'articolo 2, punto 13, della direttiva 2009/73/CE;
«utente del sistema», l'utente del sistema quale definito all'articolo 2, punto 23, della direttiva 2009/73/CE;
«servizi ausiliari», i servizi ausiliari quali definiti all'articolo 2, punto 14, della direttiva 2009/73/CE;
«traiettoria di riempimento», una serie di obiettivi intermedi per gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas di ciascuno Stato membro di cui all'allegato I bis per il 2022 e, per gli anni successivi, definiti a norma dell'articolo 6 bis;
«obiettivo di riempimento», l'obiettivo vincolante relativo al livello di riempimento della capacità aggregata degli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas;
grave scarsità dell'approvvigionamento;
interruzione dello stesso; o
emergenza dichiarata di cui all'articolo 11, paragrafo 1, lettera c);
«riserva di bilanciamento», gas naturale non liquefatto:
acquistato, gestito e stoccato nel sottosuolo da gestori del sistema di trasporto o da un'entità designata dallo Stato membro con le uniche finalità di svolgere le funzioni di gestore del sistema di trasporto e garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas; e
distribuito solo qualora ciò sia necessario per mantenere il sistema in funzione in condizioni di sicurezza e affidabilità in conformità dell'articolo 13 della direttiva 2009/73/CE e degli articoli 8 e 9 del regolamento (UE) n. 312/2014;
«impianto di stoccaggio sotterraneo del gas», un impianto di stoccaggio, quale definito all'articolo 2, punto 9, della direttiva 2009/73/CE, utilizzato per lo stoccaggio di gas naturale, compresa la riserva di bilanciamento, e collegato a un sistema di trasporto o di distribuzione, ma che esclude gli impianti di stoccaggio fuori terra sferici o linepack.
Articolo 3
Responsabilità della sicurezza dell'approvvigionamento di gas
L'elenco dei gruppi di rischio con relativa composizione è riportato nell'allegato I. La composizione dei gruppi di rischio non osta a che altre forme di cooperazione regionale vadano a vantaggio della sicurezza dell'approvvigionamento.
Articolo 4
Gruppo di coordinamento del gas
Il GCG è consultato e assiste la Commissione, in particolare per quanto riguarda le seguenti questioni:
la sicurezza dell'approvvigionamento di gas, in qualsiasi momento e più specificamente in caso di emergenza;
tutte le informazioni importanti della sicurezza dell'approvvigionamento di gas a livello nazionale, regionale e dell'Unione;
le buone prassi ed eventuali linee guida destinate a tutte le parti interessate;
il livello di sicurezza dell'approvvigionamento di gas, i parametri di riferimento e i metodi di valutazione;
gli scenari nazionali, regionali e dell'Unione e le prove per determinare il grado di preparazione;
la valutazione dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza, la coerenza tra i vari piani e l'attuazione delle misure ivi contemplate;
il coordinamento delle misure intese a far fronte all'emergenza dell'Unione, con le parti contraenti della Comunità dell'energia e con altri paesi terzi;
l'assistenza necessaria per gli Stati membri più colpiti.
Articolo 5
Standard infrastrutturale
L'obbligo di cui al primo comma del presente paragrafo non pregiudica la responsabilità dei gestori del sistema di trasporto di effettuare gli investimenti del caso né gli obblighi dei gestori del sistema di trasporto previsti dal regolamento (CE) n. 715/2009 e dalla direttiva 2009/73/CE.
I gestori del sistema di trasporto realizzano una capacità fisica permanente di trasporto del gas in entrambe le direzioni («capacità bidirezionale») su tutte le interconnessioni tra Stati membri salvo:
nei casi di connessioni a impianti di produzione, impianti GNL e reti di distribuzione; o
esenzioni da tale obbligo, accordate previe valutazione dettagliata e consultazione degli altri Stati membri e della Commissione in conformità dell'allegato III.
Per dotare l'interconnessione della capacità bidirezionale o per potenziarla, oppure per ottenere o prorogare un'esenzione da tale obbligo si applica la procedura di cui all'allegato III. La Commissione pubblica e aggiorna l'elenco delle esenzioni.
Una proposta di realizzazione o potenziamento della capacità bidirezionale o una richiesta di concessione o proroga di un'esenzione includono un'analisi costi/benefici elaborata sulla base della metodologia di cui all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio ( 1 ) e si basano sui seguenti elementi:
sulla valutazione della domanda del mercato;
sulle proiezioni della domanda e dell'offerta;
sul possibile impatto economico sull'infrastruttura esistente;
sullo studio di fattibilità;
sui costi della capacità bidirezionale, ivi compresi quelli del necessario rafforzamento del sistema di trasporto; e
sui benefici della sicurezza dell'approvvigionamento di gas, tenendo conto della misura in cui la capacità bidirezionale contribuisce a soddisfare lo standard infrastrutturale stabilito nel presente articolo.
L'autorità competente determina, nella valutazione del rischio, in una prospettiva integrata che abbraccia i sistemi del gas e dell'elettricità, se esistano strozzature interne e se la capacità d'entrata e l'infrastruttura nazionale di entrata, in particolare le reti di trasporto, siano in grado di adattare i flussi nazionali e transfrontalieri di gas allo scenario di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas a livello nazionale e di interesse comune per il gruppo di rischio individuato nella valutazione del rischio.
La deroga si applica al Lussemburgo purché:
abbia almeno due interconnettori con altri Stati membri;
almeno due diverse fonti di approvvigionamento di gas; e
nessun impianto di stoccaggio sul proprio territorio.
La deroga si applica alla Slovenia purché:
abbia almeno due interconnettori con altri Stati membri;
almeno due diverse fonti di approvvigionamento di gas; e
nessun impianto di stoccaggio o GNL sul proprio territorio.
La deroga si applica alla Svezia purché:
non abbia alcun transito di gas verso altri Stati membri sul proprio territorio;
il consumo interno lordo annuale di gas sia inferiore a 2 Mtep; e
corrisponda a meno del 5 % del consumo totale di energia primaria prodotta da gas.
Lussemburgo, Slovenia e Svezia informano la Commissione di qualsiasi cambiamento che possa incidere sulle condizioni di cui al presente paragrafo. La deroga di cui al presente paragrafo cessa di applicarsi qualora venga meno almeno una di tali condizioni.
Nell'ambito della valutazione nazionale del rischio effettuata in conformità dell'articolo 7, paragrafo 3, Lussemburgo, Slovenia e Svezia descrivono la situazione per quanto riguarda le rispettive condizioni di cui al presente paragrafo e le prospettive di conformità all'obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo, tenendo conto dell'impatto economico della conformità allo standard infrastrutturale nonché dell'evoluzione del mercato del gas e dei progetti di infrastrutture del gas nel gruppo di rischio. In base alle informazioni fornite nella valutazione nazionale del rischio e se le rispettive condizioni di cui al presente paragrafo sono soddisfatte, la Commissione può decidere che la deroga si applichi per altri quattro anni. In caso di decisione positiva, la procedura di cui al primo comma si ripete dopo quattro anni.
Articolo 6
Standard di approvvigionamento di gas
L'autorità competente prescrive alle imprese di gas naturale, che l'autorità stessa identifica, di adottare misure volte ad assicurare ai clienti protetti dello Stato membro l'approvvigionamento di gas in ciascuno dei casi seguenti:
temperature estreme per un periodo di picco di sette giorni che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni;
un periodo di trenta giorni di domanda di gas eccezionalmente elevata che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni;
un periodo di trenta giorni in caso di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas in condizioni invernali medie.
Entro il 2 febbraio 2018, ogni Stato membro notifica alla Commissione le proprie definizioni di clienti protetti, i volumi di consumo annuo di gas dei clienti protetti e la percentuale del consumo totale annuo finale di gas che tali volumi di consumo rappresentano in tale Stato membro. Gli Stati membri, se nella definizione di clienti protetti inseriscono le categorie di cui all'articolo 2, punto 5, lettera a) o b), specificano i volumi di consumo di gas corrispondenti ai clienti appartenenti a tali categorie e la percentuale che ciascuno di tali gruppi di clienti rappresenta nel consumo finale complessivo di gas all'anno.
L'autorità competente individua le imprese di gas naturale di cui al primo comma del presente paragrafo e le specifica nel piano d'azione preventivo.
Le nuove misure non di mercato previste per assicurare lo standard di approvvigionamento di gas sono conformi alla procedura di cui all'articolo 9, paragrafi da 4 a 9.
Gli Stati membri possono conformarsi all'obbligo di cui al primo comma attuando misure di efficienza energetica o sostituendo il gas con un'altra fonte di energia, tra cui le fonti di energia rinnovabili, nella misura in cui risulti lo stesso livello di sicurezza.
Eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas al di là del periodo di trenta giorni di cui al paragrafo 1, lettere b) e c), o obblighi supplementari imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas si basano sulla valutazione del rischio, sono riportati nel piano d'azione preventivo e:
sono conformi alle disposizioni dell'articolo 8, paragrafo 1;
non incidono negativamente sulla capacità di altri Stati membri di approvvigionare di gas i rispettivi clienti protetti in conformità del presente articolo in caso di emergenza a livello nazionale, regionale o dell'Unione; e
sono conformi all'articolo 12, paragrafo 5, in caso di emergenza a livello regionale o dell'Unione.
La Commissione può chiedere una giustificazione che mostri la conformità di qualsiasi misura di cui al primo comma alle condizioni ivi indicate. Tale giustificazione è resa pubblica dall'autorità competente dello Stato membro che introduce la misura.
Ogni nuova misura non di mercato a norma del primo comma del presente paragrafo adottate il 1o novembre 2017, o successivamente, sono conformi alla procedura stabilita all'articolo 9, paragrafi da 4 a 9.
Articolo 6 bis
Obiettivi di riempimento e traiettorie di riempimento
Fatti salvi i paragrafi da 2 a 5, entro il 1°novembre di ogni anno, gli Stati membri conseguono gli obiettivi di riempimento seguenti per la capacità aggregata di tutti gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas ubicati nel proprio territorio e direttamente interconnessi con un'area di mercato nel proprio territorio e per gli impianti di stoccaggio elencati nell'allegato I ter:
per il 2022: l'80 %;
a partire dal 2023: il 90 %.
Al fine di ottemperare al presente paragrafo, gli Stati membri tengono conto dell'obiettivo di salvaguardare la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione a norma dell'articolo 1.
Uno Stato membro può conseguire parzialmente l'obiettivo di riempimento contabilizzando il GNL fisicamente stoccato e disponibile nei propri impianti di GNL ove siano soddisfatte entrambe le condizioni seguenti:
il sistema del gas comprende una notevole capacità di stoccaggio di GNL, che rappresenta ogni anno oltre il 4 % del consumo nazionale medio dei cinque anni precedenti;
lo Stato membro ha imposto ai fornitori di gas l'obbligo di stoccare volumi minimi di gas negli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas e/o negli impianti di GNL a norma dell'articolo 6 ter, paragrafo 1, lettera a).
Gli Stati membri adottano le misure necessarie per conseguire gli obiettivi intermedi o per garantire che essi siano conseguiti come segue:
per il 2022: conformemente all'allegato I bis; e
a partire dal 2023: conformemente al paragrafo 7.
Per gli Stati membri per i quali l'obiettivo di riempimento è ridotto al 35 % del loro consumo medio annuo di gas ai sensi del paragrafo 2, gli obiettivi intermedi della traiettoria di riempimento sono ridotti di conseguenza.
Sulla base delle informazioni tecniche fornite da ciascuno Stato membro e tenendo conto della valutazione del GCG, la Commissione adotta atti di esecuzione che fissano la traiettoria di riempimento per ciascuno Stato membro. Tali atti di esecuzione sono adottati conformemente alla procedura d'esame di cui all'articolo 18 bis, paragrafo 2. Essi sono adottati entro il 15 novembre dell'anno precedente, ove necessario e anche nel caso in cui uno Stato membro abbia presentato un progetto aggiornato di traiettoria di riempimento. Si basano su una valutazione della situazione generale della sicurezza dell'approvvigionamento di gas e dell'andamento di domanda e offerta di gas nell'Unione e nei singoli Stati membri e sono fissati in modo da garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas evitando nel contempo oneri inutili per gli Stati membri, i partecipanti al mercato del gas, i gestori dei sistemi di stoccaggio o i clienti e senza distorcere indebitamente la concorrenza tra impianti di stoccaggio ubicati in Stati membri confinanti.
Qualora lo scostamento non sia significativamente ridotto entro un mese dalla ricezione della raccomandazione della Commissione, la Commissione, previa consultazione del GCG e degli Stati membri interessati, adotta una decisione come misura di ultima istanza per imporre allo Stato membro interessato di adottare misure che pongano rimedio allo scostamento in modo efficace, comprese eventualmente una o più delle misure di cui all'articolo 6 ter, paragrafo 1, o qualsiasi altra misura volta a garantire il raggiungimento dell'obiettivo di riempimento a norma del presente articolo.
Nel decidere quali delle misure adottare a norma del secondo comma, la Commissione tiene conto della situazione specifica degli Stati membri interessati, quali le dimensioni degli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas in relazione al consumo interno di gas, la loro importanza per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nella regione e l'esistenza di eventuali impianti di stoccaggio di GNL.
Le misure adottate dalla Commissione per far fronte agli scostamenti dalla traiettoria di riempimento o dall'obiettivo di riempimento per il 2022 tengono conto del breve lasso di tempo per l'attuazione del presente articolo a livello nazionale che può aver contribuito alla deviazione dalla traiettoria di riempimento o dall'obiettivo di riempimento per l'anno in questione.
La Commissione assicura che le misure adottate a norma del presente paragrafo:
non vadano al di là di quanto necessario per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas;
non pongono oneri sproporzionati sugli Stati membri, sui partecipanti al mercato del gas, sui gestori dei sistemi di stoccaggio o sui clienti.
Articolo 6 ter
Attuazione degli obiettivi di riempimento
Nella misura in cui una qualsiasi delle misure di cui al presente articolo costituisce compiti e competenze dell'autorità di regolamentazione nazionale, a norma dell'articolo 41 della direttiva 2009/73/CE, le autorità di regolamentazione nazionali sono responsabili dell'adozione di tali misure.
Le misure adottate a norma del presente paragrafo possono in particolare:
imporre ai fornitori di gas di stoccare volumi minimi di gas negli impianti di stoccaggio, incluso negli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas e/o negli impianti di stoccaggio di GNL, laddove tali volumi devono essere determinati sulla base della quantità di gas fornita dai fornitori di gas ai clienti protetti;
imporre ai gestori dei sistemi di stoccaggio di offrire le proprie capacità ai partecipanti al mercato;
imporre ai gestori del sistema di trasporto o a entità designate dallo Stato membro di acquistare e gestire riserve di bilanciamento esclusivamente allo scopo di svolgere le proprie funzioni di gestori del sistema di trasporto e, ove necessario, imporre un obbligo su altre entità designate ai fini della sicurezza dell'approvvigionamento di gas in caso di emergenza di cui all'articolo 11, paragrafo 1, lettera c);
utilizzare strumenti coordinati, quali piattaforme per l'acquisto di GNL, con altri Stati membri per massimizzare l'utilizzo del GNL e ridurre gli ostacoli infrastrutturali e normativi all'uso condiviso del GNL per riempire gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas;
ricorrere a un meccanismo volontario di acquisizione congiunta di gas naturale per la cui applicazione la Commissione può, se necessario, emanare orientamenti entro il 1o agosto 2022;
fornire incentivi finanziari ai partecipanti al mercato, compresi i gestori dei sistemi di stoccaggio, come contratti per differenza, o compensare i partecipanti al mercato per la perdita di ricavi o per i costi da essi sostenuti imputabili agli obblighi imposti ai partecipanti al mercato, compresi i gestori dei sistemi di stoccaggio, che non possono essere coperti dai ricavi;
imporre ai detentori di capacità di stoccaggio di utilizzare o svincolare le capacità prenotate inutilizzate e obbligare nel contempo il detentore di capacità di stoccaggio che non la utilizza a pagare il prezzo convenuto per l'intera durata del contratto di stoccaggio;
adottare strumenti efficaci per l'acquisto e la gestione dell’impianto di stoccaggio strategico da parte di entità pubbliche o private, a condizione che tali strumenti non comportino distorsioni della concorrenza o non alterino il buon funzionamento del mercato interno;
designare un’entità specificamente incaricata di raggiungere l'obiettivo di riempimento nel caso in cui esso non sia altrimenti raggiunto;
applicare sconti sulle tariffe di stoccaggio;
riscuotere le entrate necessarie per recuperare il capitale e le spese operative relative agli impianti di stoccaggio regolamentati, come tariffe di stoccaggio e un onere specifico incorporato nelle tariffe di trasporto, da riscuotere solo ai punti di uscita verso i clienti finali situati all'interno degli stessi Stati membri, a condizione che le entrate riscosse attraverso le tariffe non siano superiori alle entrate autorizzate.
Articolo 6 quater
Accordi per lo stoccaggio e meccanismo di ripartizione degli oneri
Nel caso in cui le limitazioni tecniche non consentano a uno Stato membro di rispettare l'obbligo stabilito nel primo comma, e detto Stato membro abbia l'obbligo di stoccaggio di altri combustibili per sostituire il gas, l'obbligo di cui al primo comma può essere eccezionalmente sostituito da un obbligo equivalente di stoccaggio di combustibili diversi dal gas. Le limitazioni tecniche e l'equivalenza della misura sono dimostrate dallo Stato membro interessato.
Il meccanismo di ripartizione degli oneri si basa sui dati pertinenti dell'ultima valutazione dei rischi a norma dell'articolo 7 e tiene conto di tutti i parametri seguenti:
il costo del sostegno finanziario per soddisfare l’obiettivo di riempimento, escludendo i costi per l'adempimento di eventuali obblighi di stoccaggio strategico;
i volumi di gas necessari per soddisfare la domanda dei clienti protetti a norma dell'articolo 6, paragrafo 1;
eventuali limitazioni tecniche, inclusi la capacità di stoccaggio sotterraneo disponibile, la capacità tecnica di trasmissione transfrontaliera e i tassi di prelievo.
Gli Stati membri comunicano il meccanismo di ripartizione degli oneri alla Commissione entro il 2 settembre 2022. In mancanza di un accordo sul meccanismo di ripartizione degli oneri entro tale data, gli Stati membri privi di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas dimostrano di rispettare il paragrafo 1 e ne informano la Commissione.
Fatto salvo il paragrafo 1, qualora uno Stato membro sia dotato di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas situati nel proprio territorio e la capacità aggregata di tali impianti sia superiore al consumo annuo di gas di tale Stato membro, gli Stati membri privi di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas che hanno accesso a tali impianti:
provvedono affinché entro il 1 novembre i volumi di stoccaggio corrispondano almeno all'uso medio della capacità di stoccaggio dei cinque anni precedenti determinato tenendo conto, tra l'altro, dei flussi durante il periodo di prelievo nei cinque anni precedenti provenienti dagli Stati membri in cui sono situati gli impianti di stoccaggio; o
dimostrano che è stata prenotata una capacità di stoccaggio equivalente al volume oggetto dell'obbligo di cui alla lettera a).
Se lo Stato membro privo di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas può dimostrare che è stata prenotata una capacità di stoccaggio equivalente al volume oggetto dell'obbligo di cui alla lettera a), primo comma, si applica il paragrafo 1.
L'obbligo di cui al presente paragrafo è limitato al 15 % del consumo medio annuo di gas dei cinque anni precedenti nello Stato membro interessato.
Articolo 6 quinquies
Monitoraggio e applicazione della normativa
I gestori dei sistemi di stoccaggio comunicano il livello di riempimento all’autorità competente dello Stato membro in cui sono situati e, se del caso, a un'entità designata da tale Stato membro («entità designata»), come segue:
per il 2022: per ciascuno degli obiettivi intermedi che figurano nell'allegato I bis; e
a partire dal 2023: come disposto all'articolo 6 bis, paragrafo 7.
La Commissione può, ove opportuno, invitare l'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) a fornire assistenza a tale monitoraggio.
Gli Stati membri informano senza ritardo la Commissione delle misure di esecuzione adottate a norma del presente paragrafo.
La Commissione, le autorità di regolamentazione nazionali e gli Stati membri garantiscono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili ricevute ai fini dell'adempimento dei loro obblighi.
Articolo 7
Valutazione del rischio
Le autorità competenti di ciascun gruppo di rischio concordano un meccanismo di cooperazione per procedere alla valutazione comune del rischio e lo riferiscono al GCG undici mesi prima del termine per notificare la valutazione comune del rischio e i relativi aggiornamenti. Su richiesta di un'autorità competente la Commissione può svolgere un ruolo di facilitatore nella preparazione della valutazione comune del rischio, in particolare per quanto riguarda l'istituzione del meccanismo di cooperazione. Se in un gruppo di rischio le autorità competenti non raggiungono un accordo sul meccanismo di cooperazione, la Commissione propone un meccanismo di cooperazione per tale gruppo di rischio, previa consultazione delle autorità competenti interessate. Le autorità competenti concordano un meccanismo di cooperazione per tale gruppo di rischio tenendo nella massima considerazione la proposta della Commissione.
Dieci mesi prima del termine di notifica della valutazione comune del rischio o dei suoi aggiornamenti, ciascuna autorità competente, nell'ambito del meccanismo di cooperazione convenuto, condivide e aggiorna tutti i dati nazionali necessari per preparare la valutazione comune del rischio, in particolare per i diversi scenari di cui al paragrafo 4, lettera c).
Le valutazioni del rischio di cui ai paragrafi 2 e 3 del presente articolo sono effettuate, a seconda dei casi:
con gli standard di cui agli articoli 5 e 6. La valutazione del rischio illustra il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale e, ove opportuno, contiene il calcolo della formula N – 1 a livello regionale. La valutazione del rischio contiene inoltre le ipotesi utilizzate, se del caso, anche per il calcolo della formula N – 1 a livello regionale, e i dati necessari per tale calcolo. Il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale è corredato di una simulazione dell'interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale di gas, ottenuta con la modellizzazione idraulica per il territorio nazionale, e calcolando la formula N – 1 tenendo conto del livello di stoccaggio di gas al 30 % e al 100 % del volume massimo di lavoro;
tenendo conto di tutte le situazioni nazionali e transnazionali pertinenti, in particolare delle dimensioni del mercato, della configurazione della rete, dei flussi effettivi, compresi i flussi in uscita dagli Stati membri interessati, dell'eventualità di flussi fisici di gas in entrambe le direzioni, inclusa l'eventuale necessità di un conseguente rafforzamento del sistema di trasporto, della presenza di capacità di produzione e di stoccaggio e del ruolo del gas nel mix energetico, in particolare per quanto riguarda il teleriscaldamento, la produzione di energia elettrica e il funzionamento delle industrie, nonché di considerazioni sulla sicurezza e la qualità del gas;
prevedendo diversi scenari di domanda eccezionalmente elevata di gas e interruzione dell'approvvigionamento di gas, tenendo conto dei precedenti, della probabilità, della stagione, della frequenza e della durata di tali eventi, e valutandone le probabili conseguenze, ad esempio:
interruzione dell'operatività dell'infrastruttura pertinente alla sicurezza dell'approvvigionamento di gas, in particolare l'infrastruttura di trasporto, gli impianti di stoccaggio o i terminali di GNL, compresa l'infrastruttura principale di gas individuata per il calcolo della formula N – 1; e
interruzione degli approvvigionamenti dai paesi terzi e, ove opportuno, rischi geopolitici;
individuando l'interazione e la correlazione dei rischi tra gli Stati membri del gruppo di rischio e con altri Stati membri o altri gruppi di rischio, se opportuno, anche per quanto riguarda le interconnessioni, gli approvvigionamenti transfrontalieri, l'accesso transfrontaliero agli impianti di stoccaggio e la capacità bidirezionale;
tenendo conto dei rischi correlati al controllo di infrastrutture importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nella misura in cui possano comportare, tra l'altro, rischi di carenza di investimenti, un freno alla diversificazione, un cattivo uso delle infrastrutture esistenti o una violazione del diritto dell'Unione;
tenendo conto della capacità massima di interconnessione di ciascun punto d'entrata e d'uscita frontaliero e dei diversi livelli di riempimento dello stoccaggio;
tenendo conto di scenari di interruzione prolungata di un'unica fonte di approvvigionamento.
Articolo 8
Definizione dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza
L'autorità competente di ciascuno Stato membro, previa consultazione delle imprese di gas naturale, delle pertinenti organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti civili e industriali del gas, ivi compresi i produttori di energia elettrica, dei gestori di sistemi di trasporto dell'energia elettrica e, qualora questa non sia l'autorità competente, l'autorità nazionale di regolamentazione, definisce:
un piano d'azione preventivo contenente le misure necessarie per eliminare o mitigare i rischi individuati, compresi gli effetti delle misure di efficienza energetica e delle misure sul versante della domanda contenuti nelle valutazioni comuni e nazionali del rischio, e conformemente all'articolo 9;
un piano di emergenza contenente le misure da adottare per eliminare o mitigare l'impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas conformemente all'articolo 10.
Detti capitoli regionali sono elaborati congiuntamente da tutti gli Stati membri del gruppo di rischio prima di essere integrati nei rispettivi piani nazionali. La Commissione svolge un ruolo di facilitatore in modo da far sì che i capitoli regionali migliorino collettivamente la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione e non diano luogo a contraddizioni, e in modo da superare gli ostacoli alla cooperazione.
Il capitolo o i capitoli regionali contengono misure transfrontaliere adeguate ed efficaci, anche in relazione al GNL, soggette ad accordo tra gli Stati membri di uno stesso o di diversi gruppi di rischio che attuano le misure e che sono interessati dalla misura sulla base della simulazione di cui all'articolo 7, paragrafo 1, e della valutazione comune del rischio.
La Commissione può svolgere un ruolo di facilitatore nella preparazione del piano d'azione preventivo e del piano di emergenza, in particolare per quanto riguarda l'istituzione del meccanismo di cooperazione. Se in un gruppo di rischio le autorità competenti non raggiungono un accordo sul meccanismo di cooperazione, la Commissione propone un meccanismo di cooperazione per tale gruppo di rischio. Le autorità competenti interessate concordano il meccanismo di cooperazione per quel gruppo di rischio tenendo in considerazione la proposta della Commissione. Le autorità competenti provvedono al regolare monitoraggio dell'attuazione del piano d'azione preventivo e del piano di emergenza.
Le autorità competenti, all'interno di ciascun gruppo di rischio, provvedono allo scambio dei progetti di piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza con proposte di cooperazione, al più tardi cinque mesi prima del termine per la presentazione dei piani.
Le versioni finali dei capitoli regionali di cui al paragrafo 3 sono approvate da tutti gli Stati membri del gruppo di rischio. I piani d'azione preventivi e i piani di emergenza contengono anche le misure nazionali necessarie per attuare e far rispettare le misure transfrontaliere di cui ai capitoli regionali.
Entro quattro mesi dalla notifica a cura delle autorità competenti, la Commissione esamina i piani tenendo conto dei pareri espressi in sede di GCG.
La Commissione trasmette un parere all'autorità competente raccomandando di riesaminare un piano d'azione preventivo o un piano di emergenza se si applica uno o più dei casi seguenti:
esso non serve a mitigare i rischi individuati nella valutazione del rischio;
esso non è compatibile con gli scenari di rischio o con i piani di un altro Stato membro o di un gruppo di rischio;
esso non è conforme al requisito di cui al paragrafo 1 di non distorcere indebitamente la concorrenza o il funzionamento efficace del mercato interno;
esso non è conforme alle disposizioni del presente regolamento o ad altre disposizioni del diritto dell'Unione.
In caso di disaccordo riguardo agli elementi di cui al paragrafo 8 la Commissione può, entro quattro mesi dalla risposta dell'autorità competente, ritirare la propria richiesta o convocare l'autorità competente e, se lo ritiene necessario, il GCG, per esaminare la questione. La Commissione espone nei dettagli i motivi per la richiesta di eventuali modifiche del piano di azione preventivo o del piano di emergenza. L'autorità competente interessata tiene pienamente conto dei motivi dettagliati della Commissione.
Se del caso, l'autorità competente interessata modifica senza indugio e rende pubblici il piano d'azione preventivo o il piano di emergenza modificati.
Se la posizione finale dell'autorità competente interessata differisce dai motivi dettagliati della Commissione, l'autorità competente fornisce e rende pubblica, unitamente alla propria posizione e ai motivi dettagliati della Commissione, la giustificazione alla base della propria posizione entro due mesi dalla ricezione dei motivi dettagliati della Commissione.
Articolo 9
Contenuto dei piani d'azione preventivi
Il piano d'azione preventivo contiene:
i risultati della valutazione del rischio e una sintesi degli scenari considerati di cui all'articolo 7, paragrafo 4, lettera c);
la definizione di clienti protetti e le informazioni di cui all'articolo 6, paragrafo 1, secondo comma;
misure, volumi e capacità necessarie per rispettare lo standard infrastrutturale e lo standard di approvvigionamento di gas di cui agli articoli 5 e 6, incluso, ove opportuno, il limite fino al quale le misure sul versante della domanda possono compensare adeguatamente e in maniera tempestiva l'interruzione dell'approvvigionamento di gas di cui all'articolo 5, paragrafo 2, l'individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune in caso di applicazione dell'articolo 5, paragrafo 3, i volumi di gas necessari per categoria di clienti protetti e per scenario, di cui all'articolo 6, paragrafo 1, eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas, compresa qualsiasi giustificazione che dimostri la conformità alle condizioni di cui all'articolo 6, paragrafo 2, e la descrizione di un meccanismo volto a ridurre temporaneamente eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas o altri obblighi conformemente all'articolo 11, paragrafo 3;
gli obblighi delle imprese di gas naturale, delle imprese elettriche se del caso, e di altri organi pertinenti che possono ripercuotersi sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas, ad esempio gli obblighi relativi al funzionamento sicuro del sistema del gas;
le altre misure di prevenzione destinate a far fronte ai rischi individuati nella valutazione del rischio, ad esempio quelle relative alla necessità di rafforzare le interconnessioni tra Stati membri confinanti, di migliorare ulteriormente l'efficienza energetica e di ridurre la domanda di gas, nonché alla possibilità, laddove opportuno, di diversificare le rotte del gas, le fonti di approvvigionamento di gas e l'utilizzo regionale delle capacità esistenti di stoccaggio e GNL, per preservare il più possibile l'approvvigionamento di gas a tutti i clienti;
informazioni sull'impatto economico, l'efficienza e l'efficacia delle misure contenute nel piano, compresi gli obblighi di cui alla lettera k);
una descrizione degli effetti delle misure contenute nel piano sul funzionamento del mercato interno dell'energia e sui mercati nazionali, compresi gli obblighi di cui alla lettera k);
una descrizione dell'impatto delle misure sull'ambiente e i clienti;
i meccanismi da usare nella cooperazione con altri Stati membri, compresi quelli volti a preparare e attuare i piani d'azione preventivi e i piani di emergenza;
informazioni riguardanti le interconnessioni e infrastrutture esistenti e future, incluse quelle che forniscono accesso al mercato interno, i flussi transfrontalieri, l'accesso transfrontaliero agli impianti di stoccaggio e di GNL e la capacità bidirezionale, in particolare in caso di emergenza;
informazioni riguardanti tutti gli obblighi di servizio pubblico che si riferiscono alla sicurezza dell'approvvigionamento di gas.
Possono essere escluse informazioni critiche in relazione al primo comma, lettere a), c) e d), se una volta rivelate, possono compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento di gas.
Una valutazione d'impatto ai sensi del paragrafo 6 comprende almeno:
l'impatto potenziale sullo sviluppo del mercato nazionale del gas e sulla concorrenza a livello nazionale;
l'impatto potenziale sul mercato interno del gas;
l'impatto potenziale sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas degli Stati membri confinanti, in particolare per le misure che potrebbero ridurre la liquidità nei mercati regionali o limitare i flussi verso gli Stati membri confinanti;
i costi e benefici, valutati a fronte di misure di mercato alternative;
una valutazione della necessità e proporzionalità rispetto ad altre eventuali misure di mercato;
una valutazione se la misura assicuri pari opportunità a tutti gli operatori del mercato;
una strategia di eliminazione progressiva, la durata prevista della misura e un calendario appropriato per la revisione.
L'autorità nazionale di regolamentazione svolge l'analisi di cui alle lettere a) e b). La valutazione d'impatto è resa pubblica dall'autorità competente e notificata alla Commissione.
La misura adottata entra in vigore solo una volta approvata dalla Commissione o modificata in conformità della decisione della Commissione.
Il periodo di quattro mesi decorre dal giorno successivo a quello di ricezione di una notifica completa. Il termine di quattro mesi può essere prorogato previo consenso della Commissione e dell'autorità competente.
Il periodo di quattro mesi decorre dal giorno successivo a quello di ricezione di una notifica completa. Il termine di quattro mesi può essere prorogato previo consenso della Commissione e dell'autorità competente.
Articolo 10
Contenuto dei piani di emergenza
Il piano di emergenza:
si fonda sui livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
definisce ruoli e responsabilità delle imprese di gas naturale, dei gestori di sistemi di trasporto dell'energia elettrica, se del caso, e dei clienti industriali del gas, compresi i pertinenti produttori di energia elettrica, secondo il loro diverso livello d'interesse in caso di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas, nonché la loro interazione con le autorità competenti e, se del caso, con le autorità di regolamentazione nazionali a ciascuno dei livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
definisce ruoli e responsabilità delle autorità competenti e degli altri organi cui sono state delegate le competenze di cui all'articolo 3, paragrafo 2, a ciascuno dei livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
fa sì che le imprese di gas naturale e i clienti industriali del gas, compresi i pertinenti produttori di energia elettrica, abbiano sufficienti opportunità per reagire ai livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
definisce, se del caso, misure e azioni da intraprendere per mitigare il potenziale impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas sul teleriscaldamento e sull'approvvigionamento di energia elettrica prodotta dal gas, anche, se necessario, attraverso una visione integrata del funzionamento dei sistemi energetici nei settori dell'elettricità e del gas;
istituisce procedure e misure dettagliate per i livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1, compresi i corrispondenti sistemi sui flussi d'informazione;
designa un responsabile per la gestione della crisi e ne definisce il ruolo;
individua il contributo delle misure di mercato nel far fronte alla situazione al livello di allarme e nel mitigare la situazione al livello di emergenza;
individua il contributo delle misure non di mercato pianificate o da attuare per il livello di emergenza e ne valuta il grado di necessità per far fronte alla crisi. Sono esaminati gli effetti delle misure non di mercato e sono definite le relative procedure di attuazione. Si ricorre a misure non di mercato solo quando i meccanismi di mercato non riescono più, da soli, ad assicurare gli approvvigionamenti, in particolare ai clienti protetti, oppure ai fini dell'applicazione dell'articolo 13;
descrive i meccanismi di cooperazione con altri Stati membri per i livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1, e le modalità per lo scambio di informazioni tra le autorità competenti;
illustra nei particolari gli obblighi di comunicazione delle imprese di gas naturale e, se del caso, delle imprese elettriche ai livelli di allarme e di emergenza;
descrive le modalità tecniche o giuridiche disposte per evitare l'indebito consumo di gas dei consumatori che sono connessi ad una rete di distribuzione o di trasporto del gas ma non sono consumatori protetti;
descrive le modalità tecniche, giuridiche e finanziarie disposte per applicare gli obblighi di solidarietà di cui all'articolo 13;
produce una stima dei volumi di gas che potrebbero essere consumati dai clienti protetti nel quadro della solidarietà, contemplando almeno i casi descritti all'articolo 6, paragrafo 1;
dispone un elenco di azioni predefinite per rendere disponibile il gas in caso di emergenza, compresi accordi commerciali tra le parti coinvolte nelle azioni e meccanismi di compensazione per le imprese di gas naturale, se del caso, tenendo debitamente conto della riservatezza delle informazioni sensibili. Tali azioni possono comportare accordi transfrontalieri tra Stati membri e/o imprese di gas naturale.
Al fine di prevenire tale indebito consumo di gas nel corso di un'emergenza, di cui al primo comma, lettera l), o per applicare le disposizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 3, e all'articolo 13, l'autorità competente dello Stato membro interessato informa i clienti che non sono clienti protetti che sono tenuti a sospendere o ridurre il loro consumo di gas senza creare situazioni pericolose dal punto di vista tecnico.
Articolo 11
Dichiarazione di uno stato di crisi
Si riconoscono i tre seguenti livelli di crisi:
livello di preallarme («preallarme»): qualora ci siano informazioni concrete, serie e affidabili che possa verificarsi un evento che rischi di deteriorare gravemente la situazione dell'approvvigionamento di gas innescando il livello di allarme o di emergenza; il livello di preallarme può essere attivato da un meccanismo di preallarme;
livello di allarme («allarme»): qualora un'interruzione dell'approvvigionamento di gas o una domanda di gas eccezionalmente elevata deteriori gravemente la situazione dell'approvvigionamento di gas, ma il mercato è ancora in grado di farvi fronte senza dover ricorrere a misure non di mercato;
livello di emergenza («emergenza»): qualora ci sia una domanda di gas eccezionalmente elevata, o grave interruzione o altro serio deterioramento dell'approvvigionamento di gas e tutte le misure di mercato sono state attuate ma l'approvvigionamento di gas è insufficiente a soddisfare la domanda rimanente; occorre quindi varare misure non di mercato, soprattutto per garantire gli approvvigionamenti di gas ai clienti protetti ai sensi dell'articolo 6.
Gli obblighi di cui al primo comma del presente paragrafo cessano di applicarsi immediatamente dopo che l'autorità competente dichiari la fine dello stato di emergenza, o che la Commissione giunga alla conclusione, in conformità del paragrafo 8, primo comma, che la dichiarazione dello stato di emergenza non è o non è più giustificato.
Gli Stati membri e, in particolare, le autorità competenti provvedono affinché:
non siano varate misure che limitino indebitamente il flusso di gas nel mercato interno in qualsiasi momento;
non siano varate misure che potrebbero seriamente compromettere la situazione dell'approvvigionamento di gas in un altro Stato membro; e
sia preservato l'accesso transfrontaliero alle infrastrutture in conformità al regolamento (CE) n. 715/2009, nella misura del possibile sotto il profilo tecnico e della sicurezza, secondo il piano di emergenza.
Durante un'emergenza e sulla base di validi motivi uno Stato membro può decidere, su richiesta del gestore di sistemi di trasporto dell'energia elettrica o del gas interessato, di attribuire priorità all'approvvigionamento di gas a determinate centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas, rispetto ad alcune categorie di clienti protetti, se il mancato approvvigionamento di gas alle centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas:
potrebbe causare gravi danni al funzionamento del sistema elettrico; o
ostacolerebbe la produzione e/o il trasporto di gas.
Gli Stati membri basano ciascuna di tali misure sulla valutazione del rischio.
Le centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas di cui al primo comma sono definite con chiarezza, unitamente agli eventuali volumi di gas a cui si applicherebbe tale misura, e incluse nei capitoli regionali dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza. La loro identificazione è effettuata in stretta collaborazione con i gestori di sistemi di trasporto dell'energia elettrica e del gas dello Stato membro interessato.
Entro tre giorni dalla notifica della richiesta della Commissione l'autorità competente modifica le misure e le notifica alla Commissione oppure, se non concorda con la richiesta, ne illustra i motivi alla Commissione. Nell'ultimo caso, la Commissione può, entro tre giorni da quando è stata informata, modificare o ritirare la richiesta oppure convocare l'autorità competente o, se opportuno, le autorità competenti interessate e, se lo ritiene necessario, il GCG, per esaminare la questione. La Commissione espone nei particolari le ragioni della richiesta di modificare l'azione. L'autorità competente tiene pienamente conto della posizione della Commissione. Se la decisione finale dell'autorità competente differisce dalla posizione della Commissione, l'autorità competente ne illustra i motivi.
Articolo 12
Risposte all'emergenza a livello regionale e dell'Unione
La Commissione dichiara, se del caso, uno stato di emergenza a livello regionale o dell'Unione su richiesta di almeno due autorità competenti che hanno dichiarato lo stato di emergenza e in seguito a verifica ai sensi dell'articolo 11, paragrafo 8, e se i motivi di tali stati di emergenze sono collegati.
In ogni caso, quando dichiara uno stato di emergenza a livello regionale o dell'Unione, la Commissione, avvalendosi dei mezzi di comunicazione più adatti alla situazione, raccoglie i pareri e tiene in debito conto tutte le informazioni pertinenti fornite dalle altre autorità competenti. La Commissione, se decide, a seguito di una valutazione, che il motivo di fondo dell'emergenza a livello regionale o dell'Unione non giustifichi più la dichiarazione dello stato di emergenza, ne dichiara la fine e informa il Consiglio della propria decisione illustrandone i motivi.
Durante un'emergenza a livello regionale o dell'Unione, la Commissione coordina l'azione delle autorità competenti, tenendo pienamente conto delle informazioni e dei risultati della consultazione del GCG. In particolare, la Commissione:
assicura lo scambio di informazioni;
assicura la coerenza e l'efficacia dell'azione a livello dello Stato membro e a livello regionale in relazione al livello dell'Unione;
coordina le azioni concernenti i paesi terzi.
Gli Stati membri e, in particolare, le autorità competenti assicurano che:
non siano varate misure che limitino indebitamente il flusso di gas nel mercato interno, in qualsiasi momento, in particolare il flusso di gas verso i mercati interessati;
non siano varate misure che potrebbero seriamente compromettere la situazione dell'approvvigionamento di gas in un altro Stato membro; e
sia preservato l'accesso transfrontaliero alle infrastrutture in conformità al regolamento (CE) n. 715/2009, nella misura del possibile sotto il profilo tecnico e della sicurezza, secondo il piano di emergenza.
Entro tre giorni dalla notifica della richiesta della Commissione, lo Stato membro o l'autorità competente modifica l'azione e la notifica alla Commissione oppure, se non concorda con la richiesta, ne illustra i motivi. In quest'ultimo caso la Commissione può, entro tre giorni da quando è stata informata, modificare o ritirare la richiesta o convocare lo Stato membro o l'autorità competente e, se la Commissione lo ritiene necessario, il GCG, per esaminare la questione. La Commissione espone nei particolari le ragioni della richiesta di modificare l'azione. Lo Stato membro o l'autorità competente tiene pienamente conto del parere della Commissione. Se la decisione finale dell'autorità competente o dello Stato membro differisce dal parere della Commissione, l'autorità competente o lo Stato membro ne illustra i motivi.
Articolo 13
Solidarietà
In casi eccezionali e su richiesta debitamente motivata del gestore di sistemi di trasporto dell'energia elettrica o del gas alla sua autorità competente, può inoltre proseguire l'approvvigionamento di gas a determinate centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas, di cui all'articolo 11, paragrafo 7, nello Stato membro che presta solidarietà qualora il mancato approvvigionamento di gas a dette centrali causi gravi danni al funzionamento del sistema elettrico od ostacoli la produzione e/o il trasporto di gas.
Una misura di solidarietà è presa in considerazione come ultima istanza e si applica solo qualora lo Stato membro richiedente:
non sia stato in grado di coprire la carenza nell'approvvigionamento di gas ai suoi clienti protetti nel quadro della solidarietà nonostante l'applicazione della misura di cui all'articolo 11, paragrafo 3;
abbia esaurito tutte le misure di mercato e tutte le misure previste dal suo piano di emergenza;
abbia notificato alla Commissione e alle autorità competenti di tutti gli Stati membri con i quali è connesso direttamente o, a norma del paragrafo 2, tramite un paese terzo, una richiesta esplicita corredata di una descrizione delle misure attuate di cui alla lettera b) del presente paragrafo;
si impegna a versare l'equa e tempestiva compensazione nei confronti dello Stato membro interessato che presta solidarietà, in conformità del paragrafo 8.
La solidarietà a norma del presente regolamento è prestata sulla base della compensazione. Lo Stato membro richiedente solidarietà versa tempestivamente o assicura il tempestivo versamento di un'equa compensazione allo Stato membro che presta solidarietà. Tale equa compensazione copre almeno:
il gas distribuito nel territorio dello Stato membro richiedente;
tutti gli altri costi pertinenti e ragionevoli sostenuti nel prestare solidarietà, compresi, se del caso, i costi di tali misure eventualmente stabiliti in precedenza;
il versamento di eventuali compensazioni derivanti da procedimenti giudiziari, procedimenti arbitrali o analoghi e conciliazioni, nonché delle relative spese giudiziali che interessano lo Stato membro che presta solidarietà nei confronti dei soggetti coinvolti in tale prestazione di solidarietà.
L'equa compensazione ai sensi del primo comma comprende, tra l'altro, tutti i costi ragionevoli che lo Stato membro che presta solidarietà sostiene sulla base dell'obbligo di versare una compensazione in virtù dei diritti fondamentali garantiti dal diritto dell'Unione e degli obblighi internazionali applicabili nell'attuazione del presente articolo, come pure gli altri costi ragionevoli legati al pagamento della compensazione conformemente alle norme nazionali in materia di compensazione.
Entro il 1o dicembre 2018 gli Stati membri adottano le misure necessarie, in particolare le modalità tecniche, giuridiche e finanziarie a norma del paragrafo 10, per l'applicazione del primo e del secondo comma del presente paragrafo. Tali misure possono prevedere le modalità pratiche del versamento tempestivo.
Entro il 1o dicembre 2018 gli Stati membri adottano le misure necessarie, comprese le modalità tecniche, giuridiche e finanziarie concordate, per garantire che il gas sia fornito ai clienti protetti nel quadro della solidarietà dello Stato membro richiedente a norma dei paragrafi 1 e 2. Le modalità tecniche, giuridiche e finanziarie sono concordate tra gli Stati membri direttamente connessi o, in conformità del paragrafo 2, tramite un paese terzo e sono descritte nei rispettivi piani di emergenza. Tali modalità possono contemplare, tra l'altro, i seguenti elementi:
la sicurezza operativa delle reti;
i prezzi del gas da applicare e/o la metodologia per la loro fissazione, tenendo conto dell'impatto sul funzionamento del mercato;
l'uso delle interconnessioni, compresa la capacità bidirezionale e lo stoccaggio sotterraneo del gas;
i volumi di gas o la metodologia per la loro fissazione;
le categorie di costi che dovranno essere oggetto di un'equa e tempestiva compensazione, ciò può includere i danni dovuti a una riduzione dell'attività industriale;
un'indicazione del metodo con cui si potrebbe calcolare l'equa compensazione.
Le modalità finanziarie concordate tra gli Stati membri prima della richiesta di solidarietà contengono disposizioni che consentono il calcolo dell'equa compensazione di almeno tutti i costi pertinenti e ragionevoli sostenuti nel prestare solidarietà come pure un impegno a versare tale compensazione.
I meccanismi di compensazione forniscono incentivi a partecipare a soluzioni di mercato, come le aste e i meccanismi di risposta alla domanda. Essi non creano incentivi perversi, ad esempio nella forma di condizioni finanziarie, affinché gli operatori del mercato posticipino la loro azione fino a quando non vengono applicate misure non di mercato. Tutti i meccanismi di compensazione, o almeno una loro sintesi, sono inclusi nei piani di emergenza.
Articolo 14
Scambio di informazioni
Qualora uno Stato membro abbia dichiarato uno dei livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1, le imprese di gas naturale interessate mettono giornalmente a disposizione dell'autorità competente dello Stato membro interessato, in particolare, le seguenti informazioni:
le previsioni sull'approvvigionamento di gas e sulla domanda giornaliera di gas per i tre giorni successivi, espresse in milioni di metri cubi al giorno;
il flusso di gas giornaliero presso tutti i punti d'entrata e d'uscita transfrontalieri e presso tutti i punti che collegano la rete a un impianto di produzione, a un impianto di stoccaggio o a un terminale di GNL, espresso in milioni di metri cubi al giorno;
il periodo, espresso in giorni, durante il quale si prevede che possa essere garantito l'approvvigionamento di gas ai clienti protetti.
In caso di emergenza a livello regionale o dell'Unione, la Commissione può chiedere all'autorità competente di cui al paragrafo 1 di fornirle senza indugio almeno quanto segue:
le informazioni di cui al paragrafo 1;
le informazioni sulle misure che l'autorità competente prevede di adottare e su quelle che ha già messo in atto per mitigare l'emergenza e le informazioni sulla relativa efficacia;
le richieste di adottare misure supplementari presentate da altre autorità competenti;
le misure messe in atto su richiesta di altre autorità competenti.
La Commissione esamina le valutazioni delle autorità competenti e ne comunica i risultati in forma aggregata agli Stati membri, al Parlamento europeo e al GCG.
Affinché le autorità competenti e la Commissione valutino la situazione della sicurezza dell'approvvigionamento di gas a livello nazionale, regionale e dell'Unione, ciascuna impresa di gas naturale notifica:
all'autorità competente interessata i seguenti elementi dei contratti di fornitura di gas aventi una dimensione transfrontaliera e di durata superiore a un anno che ha concluso per il reperimento del gas:
la durata;
i volumi annuali;
in caso di allarme o di emergenza, i volumi massimi giornalieri;
i punti di consegna;
i volumi di gas minimi giornalieri e mensili;
le condizioni di sospensione delle forniture di gas;
un'indicazione se il contratto, individualmente o cumulativamente con i contratti con lo stesso fornitore o suoi collegati, equivale o è superiore alla soglia del 28 % di cui al paragrafo 6, lettera b), nello Stato membro più colpito;
all'autorità competente dello Stato membro più colpito, non appena conclusi o modificati, i suoi contratti di fornitura di gas di durata superiore a un anno conclusi o modificati il 1o novembre 2017, o successivamente, che, individualmente o cumulativamente con i contratti con lo stesso fornitore o suoi collegati, equivalgono al 28 % o più del consumo annuo di gas in tale Stato membro, da calcolare sulla base dei dati disponibili più recenti. Inoltre, entro il 2 novembre 2018, le imprese di gas naturale comunicano all'autorità competente tutti i contratti esistenti che soddisfano le medesime condizioni. L'obbligo di comunicazione non riguarda le informazioni relative ai prezzi e non si applica alle modifiche relative solo al prezzo del gas. L'obbligo di comunicazione si applica anche a tutti gli accordi commerciali che sono pertinenti per l'esecuzione del contratto di fornitura di gas, a esclusione delle informazioni relative ai prezzi.
L'autorità competente notifica alla Commissione, in forma anonima, le informazioni di cui alla lettera a) del primo comma. In caso di conclusione di nuovi contratti o modifiche ai contratti esistenti, l'intero insieme di informazioni è notificato entro la fine di settembre dell'anno in questione. Qualora nutra il dubbio che un determinato contratto ottenuto ai sensi della lettera b) del primo comma metta a rischio la sicurezza dell'approvvigionamento di gas di uno Stato membro o di una regione, l'autorità competente notifica il contratto alla Commissione.
Articolo 15
Segreto professionale
L'obbligo di segreto professionale si applica alle persone seguenti, che ricevono informazioni riservate conformemente al presente regolamento:
alle persone che lavorano o hanno lavorato per la Commissione;
ai revisori dei conti e agli esperti che agiscono per conto della Commissione;
alle persone che lavorano o hanno lavorato per le autorità competenti e le autorità nazionali di regolamentazione o per altre autorità pertinenti;
ai revisori dei conti e agli esperti incaricati dalle autorità competenti e dalle autorità nazionali di regolamentazione o da altre autorità pertinenti.
Articolo 16
Collaborazione con le parti contraenti della Comunità dell'energia
Articolo 17
Monitoraggio della Commissione
La Commissione provvede continuamente al monitoraggio delle misure di sicurezza dell'approvvigionamento di gas e ne riferisce regolarmente al GCG.
In base alle valutazioni di cui all'articolo 8, paragrafo 7, entro il 1o settembre 2023 la Commissione redige conclusioni su eventuali mezzi intesi a rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento di gas a livello dell'Unione e presenta una relazione al Parlamento europeo e al Consiglio in merito all'applicazione del presente regolamento, includendo, se necessario, una proposta legislativa volta a modificarlo.
Articolo 17 bis
Relazioni della Commissione
Entro il 28 febbraio 2023, e successivamente su base annua, la Commissione presenta al Parlamento europeo e al Consiglio relazioni contenenti:
una panoramica delle misure adottate dagli Stati membri per adempiere agli obblighi di stoccaggio;
una panoramica del tempo necessario per la procedura di certificazione di cui all'articolo 3 bis del regolamento (CE) n. 715/2009;
una panoramica delle misure richieste dalla Commissione per garantire il rispetto delle traiettorie di riempimento e il raggiungimento degli obiettivi di riempimento;
un'analisi dei potenziali effetti del presente regolamento sui prezzi del gas e dei potenziali risparmi di gas in relazione all'articolo 6 ter, paragrafo 4.
Articolo 18
Notifiche
La valutazione del rischio, i piani d'azione preventivi, i piani d'emergenza e tutti gli altri documenti sono notificati alla Commissione via la piattaforma elettronica CIRCABC.
Tutta la corrispondenza connessa a una notifica è trasmessa per via elettronica.
Articolo 18 bis
Procedura di comitato
Articolo 19
Esercizio della delega
Articolo 20
Deroga
Il presente regolamento non si applica a Malta né a Cipro fintantoché i rispettivi territori non saranno approvvigionati di gas. Gli obblighi e le scelte di Malta e Cipro in base alle disposizioni seguenti si articolano entro il termine specifico calcolato a decorrere dalla data in cui i rispettivi territori sono approvvigionati di gas:
articolo 2, punto 5, articolo 3, paragrafo 2, articolo 7, paragrafo 5 e articolo 14, paragrafo 6, lettera a): 12 mesi;
articolo 6, paragrafo 1: 18 mesi;
articolo 8, paragrafo 7: 24 mesi;
articolo 5, paragrafo 4: 36 mesi;
articolo 5, paragrafo 1: 48 mesi.
Al fine di soddisfare l'obbligo di cui all'articolo 5, paragrafo 1, Malta e Cipro possono applicare le disposizioni di cui all'articolo 5, paragrafo 2, anche ricorrendo a misure non di mercato sul versante della domanda.
Articolo 21
Abrogazione
Il regolamento (UE) n. 994/2010 è abrogato.
I riferimenti al regolamento abrogato si intendono fatti al presente regolamento e si leggono secondo la tavola di concordanza di cui all'allegato IX.
Articolo 22
Entrata in vigore
Il presente regolamento entra in vigore il quarto giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.
Esso si applica a decorrere dal 1o novembre 2017.
Tuttavia, l'articolo 13, paragrafi da 1 a 6, l'articolo 13, paragrafo 8, primo e secondo comma e l'articolo 13, paragrafi 14 e 15, si applicano a decorrere dal 1o dicembre 2018.
L'articolo 2, punti da 27 a 31, gli articoli da 6 bis a 6 quinquies, l'articolo 16, paragrafo 3, l'articolo 17 bis, l'articolo 18 bis, l'articolo 20, paragrafo 4, e gli allegati I bis e I ter si applicano fino al 31 dicembre 2025.
Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.
ALLEGATO I
Cooperazione regionale
I gruppi di rischio degli Stati membri che fungono da base per la cooperazione in materia di rischi di cui all’articolo 3, paragrafo 7, sono i seguenti:
gruppi di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta orientale:
Ucraina: Bulgaria, Cechia, Danimarca, Germania, Grecia, Croazia, Italia, Lussemburgo, Ungheria, Austria, Polonia, Romania, Slovenia, Slovacchia, Svezia;
Bielorussia: Belgio, Cechia, Danimarca, Germania, Estonia, Lettonia, Lituania, Lussemburgo, Paesi Bassi, Polonia, Slovacchia, Finlandia, Svezia;
Mar Baltico: Belgio, Cechia, Danimarca, Germania, Francia, Lussemburgo, Paesi Bassi, Austria, Slovacchia, Svezia;
Nord-orientale: Cechia, Danimarca, Germania, Estonia, Lettonia, Lituania, Polonia, Slovacchia, Finlandia, Svezia;
Transbalcanico: Bulgaria, Grecia, Ungheria, Romania;
gruppi di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta del Mare del Nord:
Norvegia: Belgio, Danimarca, Germania, Irlanda, Spagna, Francia, Italia, Lussemburgo, Paesi Bassi, Polonia, Portogallo, Svezia;
Gas a basso potere calorifico: Belgio, Germania, Francia, Paesi Bassi;
Danimarca: Danimarca, Germania, Lussemburgo, Paesi Bassi, Polonia, Svezia;
Regno Unito: Belgio, Germania, Irlanda, Lussemburgo, Paesi Bassi;
gruppi di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta nordafricana:
Algeria: Grecia, Spagna, Francia, Croazia, Italia, Malta, Austria, Portogallo, Slovenia;
Libia: Croazia, Italia, Malta, Austria, Slovenia;
gruppi di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta sudorientale:
Corridoio meridionale del gas — Mar Caspio: Bulgaria, Grecia, Croazia, Italia, Ungheria, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovacchia;
Mediterraneo orientale: Grecia, Italia, Cipro, Malta.
ALLEGATO I bis ( 6 )
Traiettoria di riempimento con obiettivi intermedi e obiettivo di riempimento per il 2022 per gli Stati membri dotati di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas
|
Stato membro |
Obiettivo intermedio al 1° agosto |
Obiettivo intermedio al 1° settembre |
Obiettivo intermedio al 1° ottobre |
Obiettivo di riempimento al 1o novembre |
|
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 % |
ALLEGATO I ter
Responsabilità condivisa per l'obiettivo di riempimento e la traiettoria di riempimento
Per quanto riguarda l'obiettivo di riempimento e la traiettoria di riempimento di cui all'articolo 6 bis, la Repubblica federale di Germania e la Repubblica d'Austria condividono la responsabilità per quanto riguarda gli impianti di stoccaggio Haidach e 7Fields. Il rapporto e la portata esatti di tale responsabilità condivisa dalla Repubblica federale di Germania e dalla Repubblica d'Austria sono oggetto di un accordo bilaterale di tali Stati membri.
ALLEGATO II
Calcolo della formula N – 1
1. Definizione della formula N – 1
La formula N – 1 descrive la capacità tecnica dell'infrastruttura del gas di soddisfare la domanda totale di gas nell'area calcolata nell'eventualità di un'interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata di gas, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni.
L'infrastruttura del gas copre la rete di trasporto del gas, ivi compresi le interconnessioni e gli impianti di produzione, GNL e di stoccaggio connessi all'area calcolata.
La capacità tecnica delle infrastrutture del gas rimanenti in caso di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale deve essere almeno uguale alla somma della domanda totale giornaliera di gas dell'area calcolata durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata di gas, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni.
I risultati della formula N – 1 calcolata di seguito devono essere almeno pari a 100 %.
2. Metodo di calcolo della formula N – 1
, N – 1 ≥ 100 %
I parametri utilizzati per il calcolo sono descritti e giustificati in modo chiaro.
Per il calcolo del valore EPm, deve essere fornito un elenco dettagliato dei punti di entrata con la relativa capacità individuale.
3. Definizioni dei parametri della formula N – 1
«Area calcolata» : area geografica, definita dall'autorità competente, per la quale si calcola la formula N – 1.
«Dmax» : domanda totale giornaliera di gas (in milioni di m3/giorno) dell'area calcolata durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata di gas, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni.
«EPm» : capacità tecnica dei punti di entrata (in milioni di m3/giorno), diversa da quella degli impianti di produzione, GNL e di stoccaggio di cui alle definizioni di Pm, GNLm e Sm pari alla somma della capacità tecnica di tutti i punti di entrata frontalieri in grado di approvvigionare di gas l'area calcolata.
«Pm» : capacità tecnica massima di produzione (in milioni di m3/giorno), pari alla somma della capacità tecnica massima di produzione giornaliera di tutti gli impianti di produzione del gas che può essere erogata ai punti di entrata nell'area calcolata.
«Sm» : erogabilità massima tecnica di stoccaggio (in milioni di m3/giorno), pari alla somma della capacità tecnica massima di prelievo giornaliera di tutti gli impianti di stoccaggio che può essere erogata ai punti di entrata della zona calcolata, tenendo conto delle rispettive caratteristiche fisiche.
«LNGm» : capacità tecnica massima dell'impianto GNL (in milioni di m3/giorno), pari alla somma della capacità tecnica massima di send-out giornaliera in tutti gli impianti GNL nell'area calcolata, tenuto conto di elementi critici come lo scarico, i servizi ausiliari, lo stoccaggio temporaneo e la rigassificazione di GNL nonché la capacità tecnica di send-out al sistema.
«Im» : capacità tecnica dell'infrastruttura principale del gas (in milioni di m3/giorno) caratterizzata dalla capacità più elevata di approvvigionare l'area calcolata. Se più infrastrutture del gas sono connesse a un'infrastruttura comune a monte o a valle e non possono essere gestite separatamente, esse sono considerate un'infrastruttura unica.
4. Calcolo della formula N – 1 utilizzando le misure sul versante della domanda
, N – 1 ≥ 100 %
«Deff» : la parte (in milioni di m3/giorno) di Dmax che, in caso di interruzione dell'approvvigionamento di gas, può essere coperta adeguatamente e in maniera tempestiva mediante le misure di mercato sul versante della domanda in conformità dell'articolo 9, paragrafo 1, lettera c), e dell'articolo 5, paragrafo 2.
5. Calcolo della formula N – 1 a livello regionale
L'area calcolata di cui al punto 3, è estesa, ove applicabile, al livello regionale adeguato, come stabilito dalle autorità competenti degli Stati membri interessati. Il calcolo può estendersi altresì al livello regionale del gruppo di rischio, ove concordato con le autorità competenti del gruppo di rischio. Ai fini del calcolo della formula N – 1 a livello regionale si utilizza un'infrastruttura principale del gas d'interesse comune. L'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per una regione corrisponde all'infrastruttura principale del gas della regione che, direttamente o indirettamente, contribuisce ad approvvigionare di gas gli Stati membri di quella regione; essa deve essere definita nella valutazione del rischio.
Il calcolo della formula N – 1 a livello regionale può sostituire il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale solo se l'infrastruttura principale del gas d'interesse comune è di grande importanza ai fini dell'approvvigionamento di gas di tutti gli Stati membri interessati in conformità della valutazione comune del rischio.
A livello del gruppo di rischio, per i calcoli di cui all'articolo 7, paragrafo 4, si utilizza l'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per i gruppi di rischio elencati nell'allegato I.
ALLEGATO III
Capacità bidirezionale permanente
1. Ai fini dell'esecuzione delle disposizioni di cui al presente allegato, l'autorità nazionale di regolamentazione può agire in qualità di autorità competente, se così deciso dallo Stato membro.
2. Per dotare un'interconnessione della capacità bidirezionale o potenziare quella di cui è già dotato, oppure per ottenere o prorogare un'esenzione da tale obbligo, i gestori del sistema di trasporto su entrambi i lati dell'interconnessione presentano alle rispettive autorità competenti («autorità competenti interessate») e alle rispettive autorità di regolamentazione («autorità di regolamentazione interessate»), previa consultazione di tutti i gestori del sistema di trasporto potenzialmente coinvolti:
una proposta volta a realizzare una capacità fisica permanente di trasporto del gas in entrambe le direzioni per la capacità bidirezionale permanente relativa alla direzione invertita («capacità di flusso fisico inverso»); oppure
la richiesta di esenzione dall'obbligo di predisporre la capacità bidirezionale.
I gestori del sistema di trasporto si adoperano per presentare una proposta congiunta o una richiesta di esenzione. Nel caso di una proposta volta a realizzare la capacità bidirezionale, i gestori dei sistemi di trasporto possono presentare una proposta motivata per la ripartizione transfrontaliera dei costi. La proposta o la richiesta è presentata entro il 1o dicembre 2018 per tutte le interconnessioni esistenti il 1o novembre 2017, dopo il completamento della fase di studio di fattibilità ma prima dell'inizio della fase di progettazione tecnica dettagliata di nuove interconnessioni.
3. Le autorità competenti interessate, dopo avere ricevuto la proposta o la richiesta di esenzione, consultano immediatamente le autorità competenti e, qualora queste non siano le autorità competenti, le autorità nazionali di regolamentazione dello Stato membro che, in conformità della valutazione del rischio, potrebbe beneficiare della capacità di flusso inverso, nonché l'Agenzia e la Commissione su richiesta o su richiesta di deroga. Le autorità consultate possono formulare un parere entro quattro mesi dal ricevimento della richiesta di consultazione.
4. Entro sei mesi dalla ricezione della proposta congiunta, le autorità di regolamentazione interessate, conformemente all'articolo 5, paragrafi 6 e 7, previa consultazione dei promotori del progetto interessati, adottano decisioni coordinate sulla ripartizione transfrontaliera dei costi d'investimento che ciascun gestore di sistema di trasporto del progetto è tenuto a sostenere. Qualora non raggiungano un accordo entro tale termine, le autorità di regolamentazione interessate ne informano senza indugio le autorità competenti interessate.
5. Le autorità competenti interessate, sulla base della valutazione del rischio, delle informazioni di cui all'articolo 5, paragrafo 5, del presente regolamento, dei pareri ricevuti a seguito della consultazione in conformità del punto 3 del presente allegato e tenuto conto della sicurezza dell'approvvigionamento di gas e del contributo al mercato interno del gas, assumono una decisione coordinata. Tale decisione coordinata è adottata entro due mesi. Il periodo di due mesi inizia al termine del periodo di quattro mesi previsto per la formulazione di pareri di cui al punto 3 del presente allegato, salvo ricezione di tutti i pareri prima di tale scadenza, o al termine del periodo di sei mesi di cui al punto 4 del presente allegato di cui le autorità di regolamentazione interessate dispongono per adottare una decisione coordinata. La decisione coordinata:
accetta la proposta di capacità bidirezionale. La decisione contiene un'analisi costi/benefici, il calendario di attuazione e le modalità per un utilizzo successivo ed è accompagnata dalla decisione coordinata sulla ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al punto 4 predisposta dalle autorità di regolamentazione interessate;
concede o proroga l'esenzione temporanea per un periodo massimo di quattro anni, se l'analisi costi/benefici contenuta nella decisione dimostra che la capacità di flusso inverso non migliorerebbe la sicurezza dell'approvvigionamento di gas di nessuno Stato membro interessato oppure che i costi di investimento supererebbero in misura significativa i potenziali benefici per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas; oppure
chiede ai gestori dei sistemi di trasporto di modificare e ripresentare la proposta o la richiesta di esenzione entro un periodo massimo di quattro mesi.
6. Le autorità competenti interessate trasmettono senza indugio la decisione coordinata alle autorità competenti e alle autorità nazionali di regolamentazione che hanno presentato un parere conformemente al punto 3, alle autorità di regolamentazione interessate, all'Agenzia e alla Commissione, allegando i pareri ricevuti in seguito alla consultazione di cui al punto 3.
7. Entro due mesi dalla ricezione della decisione coordinata, le autorità competenti di cui al punto 6 possono presentare obiezioni alle autorità competenti interessate che l'hanno adottata, all'Agenzia e alla Commissione. Le obiezioni devono riferirsi esclusivamente ai fatti e alla valutazione, in particolare alla ripartizione transfrontaliera dei costi che non sia stata oggetto della consultazione di cui al punto 3.
8. Entro tre mesi dalla ricezione della decisione coordinata di cui al punto 6, l'Agenzia formula un parere sugli elementi della decisione coordinata tenendo conto delle eventuali obiezioni e lo trasmette a tutte le autorità competenti interessate e alle autorità competenti di cui al punto 6 e alla Commissione.
9. Entro quattro mesi dalla ricezione del parere formulato dall'Agenzia ai sensi del punto 8, la Commissione può adottare una decisione con cui impone di modificare la decisione coordinata. Ogni decisione in tal senso della Commissione è adottata sulla base dei criteri di cui al punto 5, dei motivi della decisione delle autorità interessate e del parere dell'Agenzia. Le autorità competenti interessate soddisfano la richiesta della Commissione modificando la loro decisione entro un termine di quattro settimane.
Nel caso in cui la Commissione non reagisca entro il summenzionato termine di quattro mesi, si ritiene che non abbia sollevato obiezioni nei confronti della decisione delle autorità competenti interessate.
10. Se le autorità competenti interessate non sono state in grado di adottare una decisione coordinata entro il termine di cui al punto 5, o se le autorità di regolamentazione interessate non hanno potuto raggiungere un accordo sulla ripartizione dei costi entro il termine di cui al punto 4, le autorità competenti interessate ne informano l'Agenzia e la Commissione al più tardi il giorno della scadenza del termine. Entro quattro mesi dalla ricezione di tale informazione, la Commissione, previa eventuale consultazione con l'Agenzia, adotta una decisione che contempli tutti gli elementi della decisione coordinata di cui al punto 5 ad eccezione della ripartizione transfrontaliera dei costi e la trasmette alle autorità competenti interessate e all'Agenzia.
11. Se la decisione della Commissione a norma del punto 10 del presente allegato richiede una capacità bidirezionale, l'Agenzia, entro tre mesi dalla ricezione della decisione della Commissione, adotta una decisione che contempli la ripartizione transfrontaliera dei costi in linea con l'articolo 5, paragrafo 7, del presente regolamento. Prima di adottare tale decisione, l'Agenzia consulta le autorità di regolamentazione interessate e i gestori dei sistemi di trasporto. Il periodo di tre mesi può essere prorogato di un periodo supplementare di due mesi qualora l'Agenzia debba chiedere informazioni aggiuntive. Tale periodo supplementare inizia il giorno successivo alla ricezione delle informazioni complete.
12. La Commissione, l'Agenzia, le autorità competenti, le autorità nazionali di regolamentazione e i gestori del sistema di trasporto garantiscono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
13. Le esenzioni dall'obbligo di realizzare la capacità bidirezionale accordata a norma del regolamento (UE) n. 994/2010 restano valide a meno che la Commissione o l'altro Stato membro interessato non ne chiedano un riesame o la loro validità giunga a scadenza.
ALLEGATO IV
Modello per la valutazione comune del rischio
Il seguente modello è redatto in una lingua concordata all'interno del gruppo di rischio.
Informazioni generali
1. Descrizione del sistema
Descrivere brevemente il sistema del gas del gruppo di rischio, indicando i seguenti elementi:
il funzionamento del sistema del gas nel gruppo di rischio, ossia flussi principali (entrata/uscita/transito), capacità dei punti di entrata/uscita dell'infrastruttura da e verso la regione e per Stato membro, compreso il tasso di utilizzo, gli impianti GNL (capacità massima giornaliera, tasso di utilizzo e regime di accesso) ecc;
una ripartizione, nella misura possibile, delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine ( 10 );
il ruolo degli impianti di stoccaggio pertinenti per il gruppo di rischio, compreso l'accesso transfrontaliero:
la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;
la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);
il ruolo della produzione nazionale nel gruppo di rischio:
il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;
la capacità massima di produzione giornaliera;
il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale).
2. Standard infrastrutturale (articolo 5)
Descrivere i calcoli per la formula/le formule N – 1 a livello regionale per il gruppo di rischio, se così convenuto con le autorità competenti del gruppo di rischio, e le capacità bidirezionali esistenti, come indicato di seguito:
Formula N – 1
L'individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per il gruppo di rischio;
il calcolo della formula N – 1 a livello regionale;
i valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per il calcolo (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);
un'indicazione delle eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato).
Capacità bidirezionale
Indicare i punti d'interconnessione dotati di capacità bidirezionale e la capacità massima dei flussi bidirezionali;
Indicare le modalità che regolano l'uso della capacità di flusso inverso (ad esempio capacità interrompibile);
Indicare i punti di interconnessione per i quali è stata accordata un'esenzione a norma dell'articolo 5, paragrafo 4, la durata dell'esenzione e i motivi per i quali è stata accordata.
3. Individuazione dei rischi
Descrivere i principali rischi transnazionali per cui à stato creato il gruppo di rischio, nonché i fattori di rischio, in varie occasioni, che potrebbero causare il verificarsi di tale rischio, la loro probabilità e le relative conseguenze.
Elenco non esaustivo dei fattori di rischio che, secondo la pertinente autorità competente, devono essere inclusi nella valutazione solo ove applicabile:
politico
tecnologico
commerciale/di mercato/finanziario
sociale
naturale
Analisi
descrivere i principali rischi transnazionali e altri pertinenti fattori di rischio per il gruppo di rischio, specificandone la probabilità e l'impatto, nonché l'eventuale interazione e correlazione dei rischi tra Stati membri;
descrivere i criteri utilizzati per determinare se un sistema è esposto a rischi elevati/inaccettabili;
elencare i pertinenti scenari di rischio in base alle fonti di rischio, spiegando come sono stati scelti;
indicare in che misura sono stati presi in considerazione gli scenari elaborati dall'ENTSOG.
4. Analisi e valutazione del rischio
Analizzare la serie di scenari di rischio individuati al punto 3. Nella simulazione degli scenari di rischio includere le misure esistenti a tutela della sicurezza dell'approvvigionamento di gas, quali lo standard infrastrutturale calcolato usando la formula N – 1 di cui al punto 2 dell'allegato II, ove opportuno, e lo standard di approvvigionamento di gas. Per ogni scenario di rischio:
descrivere dettagliatamente lo scenario di rischio, ivi comprese le ipotesi e le eventuali metodologie utilizzate per il loro calcolo;
descrivere dettagliatamente l'esito della simulazione svolta, compresa la quantificazione dell'impatto (ad esempio, volumi di gas non forniti, l'impatto socioeconomico, sul teleriscaldamento e sulla produzione di energia elettrica).
5. Conclusioni
Descrivere i principali risultati della valutazione comune del rischio, compresa l'individuazione di scenari di rischio che richiedono ulteriori interventi.
ALLEGATO V
Modello per la valutazione nazionale del rischio
Informazioni generali
Nome dell'autorità competente responsabile della preparazione della presente valutazione del rischio ( 11 ).
1. Descrizione del sistema
|
1.1. |
Fornire una descrizione breve e consolidata del sistema regionale del gas per ciascun gruppo di rischio ( 12 ) a cui lo Stato membro partecipa, indicando i seguenti elementi:
a)
b)
il funzionamento del sistema o dei sistemi del gas nei pertinenti gruppi di rischio, ossia flussi principali (entrata/uscita/transito), capacità dei punti di entrata/uscita dell'infrastruttura da e verso la o le regioni del gruppo di rischio e per Stato membro, compreso il tasso di utilizzo, gli impianti GNL (capacità massima giornaliera, tasso di utilizzo e regime di accesso) ecc.;
c)
una ripartizione, nella misura del possibile, della percentuale delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine ( 15 )
d)
il ruolo degli impianti di stoccaggio pertinenti per il gruppo di rischio, compreso l'accesso transfrontaliero:
i)
la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;
ii)
la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e livelli di fine stagione);
e)
il ruolo della produzione nazionale nel gruppo o nei gruppi di rischio:
i)
il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas:
ii)
la capacità massima di produzione giornaliera e come questa può soddisfare il consumo massimo giornaliero;
f)
il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale). |
|
1.2. |
Descrivere brevemente il sistema del gas dello Stato membro, indicando i seguenti elementi:
a)
i principali dati relativi al consumo di gas, ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3), ripartizione per tipo di clienti e picchi della domanda (in milioni di m3/giorno).
b)
il funzionamento del sistema del gas a livello nazionale, comprese le infrastrutture [se non considerate al punto 1.1., lettera b)]; Se pertinente, includere il sistema del gas L.
c)
l'identificazione delle infrastrutture più importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento.
d)
una ripartizione, nella misura possibile, a livello nazionale delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine;
e)
il ruolo dello stoccaggio, specificando:
i)
la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;
ii)
la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);
f)
il ruolo della produzione nazionale, specificando:
i)
il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;
ii)
la capacità massima di produzione giornaliera
g)
il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale). |
2. Standard infrastrutturale (articolo 5)
Descrivere in che modo è ottenuta la conformità allo standard infrastrutturale, specificando i principali valori utilizzati per la formula N – 1, le alternative per ottenere tale conformità (con gli Stati membri direttamente connessi, con misure sul versante della domanda) e le capacità bidirezionali esistenti, come indicato di seguito.
Formula N – 1
l'individuazione dell'infrastruttura principale del gas;
il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale;
i valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);
un'indicazione delle eventuali metodologie utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato);
una spiegazione dei risultati del calcolo della formula N – 1 per lo stoccaggio al 30 % e al 100 % del volume massimo di lavoro;
una spiegazione dei risultati principali del calcolo della simulazione della formula N – 1 mediante l'uso di un modello idraulico;
se lo Stato membro lo ha deciso, un calcolo della formula N – 1 tenendo conto delle misure sul versante della domanda:
ove concordato con le autorità competenti del gruppo o dei gruppi di rischio interessati o con gli Stati membri direttamente connessi, il calcolo congiunto o i calcoli congiunti della formula N – 1:
capacità bidirezionale:
indicare i punti d'interconnessione dotati di capacità bidirezionale e la capacità massima dei flussi bidirezionali;
indicare le modalità che regolano l'uso della capacità di flusso inverso (ad esempio capacità interrompibile);
indicare i punti di interconnessione per i quali è stata accordata un'esenzione a norma dell'articolo 5, paragrafo 4, la durata dell'esenzione e i motivi per i quali è stata accordata.
3. Individuazione dei rischi
Descrivere i fattori di rischio che potrebbero avere un impatto negativo sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas dello Stato membro, la loro probabilità e le relative conseguenze.
Elenco non esaustivo dei tipi di fattori di rischio che, secondo l'autorità competente, devono essere inclusi nella valutazione solo ove applicabile:
politico
tecnologico:
commerciale/di mercato/finanziario:
sociale
naturale:
Analisi:
indicare i pertinenti fattori di rischio per lo Stato membro, specificandone la probabilità e l'impatto;
descrivere i criteri utilizzati per determinare se un sistema è esposto a rischi elevati/inaccettabili;
elencare i pertinenti scenari di rischio in base ai fattori di rischio e alla loro probabilità, spiegando come sono stati scelti.
4. Analisi e valutazione del rischio:
Analizzare gli scenari di rischio individuati al punto 3. Nella simulazione degli scenari di rischio includere le misure esistenti a tutela della sicurezza dell'approvvigionamento di gas, quali lo standard infrastrutturale calcolato usando la formula N – 1 di cui all'allegato II, punto 2 e lo standard di approvvigionamento di gas. Per ogni scenario di rischio:
descrivere dettagliatamente lo scenario di rischio, ivi comprese le ipotesi e le eventuali metodologie utilizzate per il loro calcolo;
descrivere dettagliatamente l'esito della simulazione svolta, compresa la quantificazione dell'impatto (ad esempio, volumi di gas non forniti, l'impatto socioeconomico, l'impatto sul teleriscaldamento e sulla produzione di energia elettrica).
5. Conclusioni:
Descrivere i principali risultati della valutazione comune del rischio a cui gli Stati membri hanno partecipato, compresa l'individuazione di scenari di rischio che richiedono ulteriori interventi.
ALLEGATO VI
Modello di piano d'azione preventivo
Informazioni generali
1. Descrizione del sistema
|
1.1. |
Fornire una descrizione breve e consolidata dei sistemi regionali del gas per ciascun gruppo di rischio ( 17 ) a cui lo Stato membro partecipa, indicando i seguenti elementi:
a)
b)
il funzionamento del sistema del gas nei gruppi di rischio, ossia flussi principali (entrata/uscita/transito), capacità dei punti di entrata/uscita dell'infrastruttura da e verso la o le regioni de gruppo di rischio e per Stato membro, compreso il tasso di utilizzo, gli impianti GNL (capacità massima giornaliera, tasso di utilizzo e regime di accesso) ecc.
c)
una ripartizione, nella misura possibile, delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine ( 20 );
d)
il ruolo degli impianti di stoccaggio pertinenti per la regione, incluso l'accesso transfrontaliero:
i)
la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;
ii)
la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);
e)
il ruolo della produzione nazionale nella regione:
i)
il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;
ii)
la capacità massima di produzione giornaliera;
f)
il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale);
g)
il ruolo delle misure di efficienza energetica e il loro effetto sul consumo finale annuo di gas. |
|
1.2. |
Descrivere brevemente il sistema del gas in ogni Stato membro, indicando i seguenti elementi:
a)
i principali dati relativi al consumo di gas, ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3) e ripartizione per tipo di clienti, e picchi della domanda (in milioni di m3/giorno);
b)
il funzionamento del sistema del gas a livello nazionale, compresa l'infrastruttura [se non considerata al punto 1.1, lettera b)];
c)
l'identificazione delle infrastrutture più importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento;
d)
una ripartizione, nella misura possibile, a livello nazionale delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine;
e)
il ruolo dello stoccaggio nello Stato membro, specificando:
i)
la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;
ii)
la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);
f)
il ruolo della produzione nazionale, specificando:
i)
il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;
ii)
la capacità massima di produzione giornaliera;
g)
il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale);
h)
il ruolo delle misure di efficienza energetica e il loro effetto sul consumo finale annuo di gas. |
2. Sintesi della valutazione del rischio
Descrivere brevemente i risultati della pertinente valutazione comune e nazionale del rischio svolta conformemente all'articolo 7, includendo:
un elenco degli scenari valutati e una sintesi delle principali ipotesi utilizzate per ciascuno di essi, nonché i rischi/le carenze individuati;
le principali conclusioni della valutazione del rischio.
3. Standard infrastrutturale (articolo 5)
Descrivere in che modo è ottenuta la conformità allo standard infrastrutturale, specificando i principali valori utilizzati per la formula N – 1, le alternative per ottenere tale conformità (con gli Stati membri confinanti, con misure sul versante della domanda) e le capacità bidirezionali esistenti, come indicato di seguito:
3.1. Formula N – 1
individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per la regione;
calcolo della formula N – 1 a livello regionale;
descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);
indicare le eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato).
3.2. Livello nazionale
Formula N – 1
individuazione dell'infrastruttura principale del gas;
calcolo della formula N – 1 a livello nazionale;
descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);
eventuali metodologie utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato);
se lo Stato membro prevede di ricorrere a misure sul versante della domanda, calcolo della formula N – 1 tenendo conto di dette misure:
ove concordato con le autorità competenti del gruppo o dei gruppi di rischio interessati o con gli Stati membri connessi direttamente, il calcolo congiunto o i calcoli congiunti della formula N – 1:
capacità bidirezionale
Indicare i punti d'interconnessione dotati di capacità bidirezionale e la capacità massima dei flussi bidirezionali;
Indicare le modalità che regolano l'uso della capacità di flusso inverso (ad esempio capacità interrompibile);
Indicare i punti di interconnessione per i quali è stata accordata un'esenzione a norma dell'articolo 5, paragrafo 4, la durata dell'esenzione e i motivi per i quali è stata accordata.
4. Conformità allo standard di approvvigionamento (articolo 6)
Descrivere le misure adottate per conformarsi allo standard di approvvigionamento nonché a qualsiasi aumento dello standard o obbligo supplementare imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas, specificando:
la definizione applicata di «clienti protetti», incluse le categorie di clienti che vi rientrano e il loro consumo annuo di gas (per categoria, valore netto e in percentuale del consumo finale nazionale annuo di gas).
i volumi di gas necessari a soddisfare lo standard di approvvigionamento in conformità degli scenari descritti all'articolo 6, paragrafo 1, primo comma;
la capacità necessaria a soddisfare lo standard di approvvigionamento in conformità degli scenari descritti all'articolo 6, paragrafo 1, primo comma;
la o le misure in atto per soddisfare lo standard di approvvigionamento, indicando:
la o le misure;
i destinatari;
laddove esista, la descrizione dell'eventuale sistema di monitoraggio ex ante della conformità allo standard di approvvigionamento;
il regime di sanzioni, se applicabile;
la descrizione, per ciascuna misura:
nel caso in cui siano applicate misure non di mercato (per ciascuna misura):
sulla sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri;
sul mercato nazionale;
sul mercato interno;
nel caso di misure introdotte il 1o novembre 2017, o successivamente, fornire una breve sintesi della valutazione d'impatto o un link alla pagina web in cui è pubblicata la valutazione d'impatto della o delle misure effettuata a norma dell'articolo 9, paragrafo 4;
ove applicabile, eventuali aumenti dello standard o obblighi supplementari imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas, fornendo:
la descrizione della o delle misure;
il meccanismo per ripristinare i valori normali in uno spirito di solidarietà e conformemente all'articolo 13;
ove applicabile, eventuali nuovi aumenti dello standard o obblighi supplementari imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas adottati il 1o novembre 2017, o successivamente,
i destinatari;
i volumi e le capacità di gas interessati;
in che modo tale misura soddisfa le condizioni di cui all'articolo 6, paragrafo 2.
5. Misure preventive
Descrivere le misure preventive adottate o da adottare:
descrivere ciascuna misura preventiva adottata per ciascun rischio individuato in conformità della valutazione del rischio, indicando anche i seguenti elementi:
la dimensione regionale o nazionale;
l'impatto economico, l'efficacia e l'efficienza;
l'impatto sui clienti.
Se del caso, includere:
Descrivere le altre misure adottate a fini diversi dalla valutazione del rischio, ma con un impatto positivo sulla sicurezza dell'approvvigionamento del pertinente Stato membro del gruppo o dei gruppi di rischio.
Qualora siano applicate misure non di mercato (per ciascuna misura):
le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato);
le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato);
un'analisi dell'impatto di tale misura:
sulla sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri;
sul mercato nazionale;
sul mercato interno;
spiegare se e come sono state prese in considerazione misure intese a migliorare l'efficienza, anche sul versante della domanda, per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento;
spiegare se e come sono state prese in considerazione fonti rinnovabili di energia per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento.
6. Altri obblighi e misure (ad esempio, sicurezza del funzionamento del sistema)
Descrivere le misure e gli obblighi imposti alle imprese di gas naturale e ad altri organismi pertinenti che possono avere un impatto sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas: ad esempio obblighi volti a garantire il funzionamento del sistema, specificando i soggetti su cui si ripercuotono tali obblighi, nonché i volumi di gas interessati. Spiegare con precisione quando e in che modo si applicano tali misure.
7. Progetti di infrastrutture
descrivere i progetti infrastrutturali futuri, tra cui i progetti di interesse comune nei pertinenti gruppi di rischio, indicando anche il calendario previsto per la loro realizzazione, la capacità e l'impatto previsto sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas nel gruppo di rischio;
indicare in che modo i progetti infrastrutturali tengono conto del piano decennale di sviluppo della rete elaborato a livello di Unione dall'ENTSOG in applicazione dell'articolo 8, paragrafo 10, del regolamento (CE) n. 715/2009.
8. Obblighi di servizio pubblico inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento
Indicare gli attuali obblighi di servizio pubblico inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento e descriverli brevemente (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato). Spiegare chiaramente chi deve adempiere a tale obbligo e in che modo. Se del caso, descrivere come e quando scatterebbero tali obblighi di servizio pubblico.
9. Consultazione delle parti interessate
Ai sensi dell'articolo 8, paragrafo 2, del presente regolamento descrivere il meccanismo e i risultati delle consultazioni effettuate ai fini dell'elaborazione del piano e del piano di emergenza, presso:
le imprese del gas;
le organizzazioni che rappresentano gli interessi delle famiglie;
le organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti industriali del gas, ivi compresi i produttori di energia elettrica;
l'autorità nazionale di regolamentazione.
10. Dimensione regionale
Indicare le eventuali circostanze e misure nazionali inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento non contemplate nelle sezioni precedenti del piano.
Indicare in che modo le eventuali osservazioni ricevute a seguito della consultazione di cui all'articolo 8, paragrafo 2, sono state prese in considerazione.
11.1. Calcolo della formula N – 1 a livello del gruppo di rischio ove concordato dalle autorità competenti del gruppo di rischio
Formula N – 1
individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per il gruppo di rischio;
calcolo della formula N – 1 a livello del gruppo di rischio;
descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per il calcolo (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);
indicazione delle eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato).
11.2. Meccanismi di cooperazione
Descrivere i meccanismi utilizzati per la cooperazione tra gli Stati membri nei pertinenti gruppi di rischio, segnatamente a fini di elaborazione delle misure transfrontaliere nel piano d'azione preventivo e nel piano di emergenza.
Descrivere i meccanismi utilizzati per la cooperazione con altri Stati membri a fini di concezione e adozione delle disposizioni necessarie per l'applicazione dell'articolo 13.
11.3. Misure preventive
Descrivere le misure preventive già predisposte o da adottare nel gruppo di rischio o a seguito di accordi regionali:
descrivere ciascuna misura preventiva adottata per ciascun rischio individuato in conformità della valutazione del rischio, indicando anche i seguenti elementi:
l'impatto per gli Stati membri del gruppo di rischio;
l'impatto economico, l'efficacia e l'efficienza;
l'impatto sull'ambiente;
l'impatto sui clienti.
Se del caso, includere:
descrivere le altre misure adottate a fini diversi dalla valutazione del rischio, ma con un impatto positivo sulla sicurezza dell'approvvigionamento del gruppo di rischio;
qualora siano applicate misure non di mercato (per ciascuna misura):
le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato);
le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato);
un'analisi dell'impatto di tale misura:
sulla sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri;
sul mercato nazionale;
sul mercato interno;
spiegare se e come sono state prese in considerazione misure intese a migliorare l'efficienza, anche sul versante della domanda, per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento;
spiegare se e come sono state prese in considerazione fonti rinnovabili di energia per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento.
ALLEGATO VII
Modello di piano di emergenza
Informazioni generali
Nome dell'autorità competente responsabile della preparazione del piano ( 21 )
1. Definizione dei livelli di crisi
Indicare l'organismo responsabile della dichiarazione di ciascun livello di crisi e, per ciascun livello, le procedure che vigono per tale dichiarazione;
laddove esistano, specificare gli eventuali indicatori o parametri utilizzati per valutare se un evento può causare un deterioramento significativo dell'approvvigionamento e per decidere in merito alla dichiarazione di un certo livello di crisi.
2. Misure da adottare per livello di crisi ( 22 )
2.1. Preallarme
Descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;
la descrizione della procedura da seguire, se del caso;
il contributo previsto della misura a fronte dell'impatto causato dall'evento o in preparazione ad esso;
i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti.
2.2. Allarme
descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;
la descrizione della procedura da seguire, se del caso;
il contributo previsto della misura nella situazione corrispondente al livello di allarme;
i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti;
illustrare gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale al livello di allarme.
2.3. Emergenza
elencare le azioni predefinite sul versante dell'offerta e della domanda che permettono di rendere disponibile il gas in caso di emergenza, compresi gli accordi commerciali tra le parti coinvolte nelle azioni e, se del caso, i meccanismi di compensazione per le imprese di gas naturale;
descrivere le misure di mercato applicabili in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;
la procedura da seguire;
il contributo previsto della misura a mitigare la situazione corrispondente al livello di emergenza;
i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti;
descrivere le misure non di mercato in programma o da attuare al livello di emergenza, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti interessati;
la valutazione della necessità della misura per far fronte alle crisi, specificando fino a che punto è necessaria;
una descrizione dettagliata della procedura di attuazione della misura (ad esempio, cosa fa scattare la misura, chi prende la decisione);
il contributo previsto della misura ad attenuare la situazione corrispondente al livello di emergenza a complemento delle misure di mercato;
la valutazione di altri effetti della misura;
le ragioni per cui la misura è conforme alle condizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 6;
i flussi di informazioni tra i soggetti interessati;
descrivere gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale.
3. Misure specifiche per l'energia elettrica e il teleriscaldamento
teleriscaldamento
descrivere brevemente l'impatto che potrebbe causare un'interruzione dell'approvvigionamento di gas nel settore del teleriscaldamento;
indicare le misure e le azioni cui ricorrere per attenuare il potenziale impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas sul teleriscaldamento. Oppure indicare i motivi per cui non è opportuno adottare misure specifiche;
approvvigionamento di energia elettrica prodotta dal gas
indicare brevemente l'impatto che potrebbe causare un'interruzione dell'approvvigionamento di gas nel settore dell'energia elettrica;
indicare le misure e le azioni predisposte per limitare il potenziale impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas nel settore dell'energia elettrica. Oppure indicare i motivi per cui non è opportuno adottare misure specifiche;
indicare i meccanismi o le disposizioni vigenti per garantire l'opportuno coordinamento, compreso lo scambio di informazioni, tra i soggetti principali dei settori del gas e dell'energia elettrica, in particolare i gestori dei sistemi di trasporto nei diversi livelli di crisi.
4. Responsabile o squadra di gestione della crisi
Indicare il responsabile incaricato di gestire la crisi e definirne il ruolo.
5. Ruoli e responsabilità dei vari soggetti
per livello di crisi definire i ruoli e le responsabilità, incluse le interazioni con le autorità competenti e, se del caso, con l'autorità nazionale di regolamentazione, di:
imprese di gas naturale;
clienti industriali;
produttori di energia elettrica pertinenti;
per livello di crisi definire i ruoli e le responsabilità delle autorità competenti e degli organi cui sono state delegate competenze.
6. Misure in caso di indebito consumo dei clienti che non sono clienti protetti
Descrivere le misure predisposte per evitare, per quanto possibile e senza mettere a rischio il funzionamento sicuro e affidabile del sistema del gas o creare situazioni non sicure, il consumo, da parte di clienti che non sono clienti protetti, dell'approvvigionamento di gas destinato ai clienti protetti nel corso di un'emergenza. Indicare la natura della misura (amministrativa, tecnica ecc.), i soggetti principali e le procedure da seguire.
7. Prove di emergenza
indicare il calendario per le simulazioni delle risposte in tempo reale a situazioni di emergenza;
indicare i soggetti coinvolti, le procedure e gli scenari concreti simulati di forte e medio impatto.
Per gli aggiornamenti del piano di emergenza: descrivere brevemente le prove effettuate da quando è stato presentato l'ultimo piano di emergenza e i risultati principali. Indicare quali misure sono state adottate a seguito di tali prove.
8. Dimensione regionale
8.1. Misure da adottare per livello di crisi
8.1.1. Preallarme
Descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;
la descrizione della procedura da seguire, se del caso;
il contributo previsto della misura a fronte dell'impatto causato dall'evento o in preparazione ad esso;
i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti.
8.1.2. Allarme:
descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;,
la descrizione della procedura da seguire, se del caso;
il contributo previsto della misura a fronte dell'impatto causato dall'evento o in preparazione ad esso;
i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti;
illustrare gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale a livello di allarme.
8.1.3. Livello di emergenza:
elencare le azioni predefinite sul versante dell'offerta e della domanda che permettono di rendere disponibile il gas in caso di emergenza, compresi gli accordi commerciali tra le parti coinvolte nelle azioni e, se del caso, i meccanismi di compensazione per le imprese di gas naturale;
descrivere le misure di mercato applicabili in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti interessati,
la procedura da seguire;
il contributo previsto della misura a mitigare la situazione corrispondente al livello di emergenza;
i flussi di informazioni tra i soggetti interessati;
descrivere le misure non di mercato in programma o da attuare al livello di emergenza, fornendo, per ciascuna misura:
una breve descrizione della misura e dei principali soggetti interessati,
la valutazione della necessità della misura per far fronte alle crisi, specificando fino a che punto è necessaria;
una descrizione dettagliata della procedura di attuazione della misura (ad esempio, cosa fa scattare la misura, chi prende la decisione);
il contributo previsto della misura ad attenuare la situazione corrispondente al livello di emergenza a complemento delle misure di mercato;
la valutazione di altri effetti della misura;
le ragioni per cui la misura è conforme alle condizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 6;
una descrizione dei flussi di informazioni tra i soggetti interessati;
descrivere gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale.
8.2. Meccanismi di cooperazione:
descrivere, per ciascun livello di crisi: i meccanismi predisposti per cooperare all'interno di ciascuno dei gruppi di rischio interessati e garantire un coordinamento appropriato. Descrivere le procedure decisionali che innescano la reazione adeguata a livello regionale, se esistono e non sono state contemplate nel punto 2;
descrivere per ciascun livello di crisi i meccanismi predisposti per cooperare con gli altri Stati membri non appartenenti ai gruppi di rischio e coordinare le azioni.
8.3. Solidarietà tra gli Stati membri:
descrivere le modalità concordate tra gli Stati membri direttamente connessi per garantire l'applicazione del principio di solidarietà di cui all'articolo 13;
ove applicabile, descrivere le modalità concordate tra gli Stati membri connessi l'un l'altro attraverso un paese terzo per garantire l'applicazione del principio di solidarietà di cui all'articolo 13.
ALLEGATO VIII
Elenco delle misure non di mercato per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas
Quando elabora il piano d'azione preventivo e il piano di emergenza, l'autorità competente prende in considerazione il contributo del seguente elenco indicativo e non esaustivo di misure solo nel caso di un'emergenza:
misure sul versante dell'offerta:
misure a livello della domanda:
ALLEGATO IX
Tavola di concordanza
|
Regolamento (UE) n. 994/2010 |
Presente regolamento |
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Articolo 1 |
Articolo 1 |
|
Articolo 2 |
Articolo 2 |
|
Articolo 3 |
Articolo 3 |
|
Articolo 6 |
Articolo 5 |
|
Articolo 8 |
Articolo 6 |
|
Articolo 9 |
Articolo 7 |
|
Articolo 4 |
Articolo 8 |
|
Articolo 5 |
Articolo 9 |
|
Articolo 10 |
Articolo 10 |
|
Articolo 10 |
Articolo 11 |
|
Articolo 11 |
Articolo 12 |
|
— |
Articolo 13 |
|
Articolo 13 |
Articolo 14 |
|
Articolo 12 |
Articolo 4 |
|
— |
Articolo 15 |
|
— |
Articolo 16 |
|
Articolo 14 |
Articolo 17 |
|
— |
Articolo 18 |
|
— |
Articolo 19 |
|
Articolo 16 |
Articolo 20 |
|
Articolo 15 |
Articolo 21 |
|
Articolo 17 |
Articolo 22 |
|
Allegato I |
Allegato II |
|
Articolo 7 |
Allegato III |
|
Allegato IV |
Allegato I |
|
— |
Allegato IV |
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— |
Allegato V |
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— |
Allegato VI |
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— |
Allegato VII |
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Allegato II |
— |
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Allegato III |
Allegato VIII |
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— |
Allegato IX |
( 1 ) Regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 aprile 2013, sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee e che abroga la decisione n. 1364/2006/CE e che modifica i regolamenti (CE) n. 713/2009, (CE) n. 714/2009 e (CE) n. 715/2009 (GU L 115 del 25.4.2013, pag. 39).
( 2 ) Regolamento (UE) 2017/459 della Commissione, del 16 marzo 2017, che istituisce un codice di rete relativo ai meccanismi di allocazione di capacità nei sistemi di trasporto del gas e che abroga il regolamento (UE) n. 984/2013 (GU L 72 del 17.3.2017, pag. 1).
( 3 ) Regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla governance dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima che modifica i regolamenti (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE) 2015/652 e che abroga il regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 328 del 21.12.2018, pag. 1).
( 4 ) Regolamento(UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio del 30 maggio 2022 sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche transeuropee, che modifica i regolamenti (CE) n. 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e le direttive 2009/73/CE e (UE) 2019/944, e che abroga il regolamento (UE) n. 347/2013 (GU L 152 del 3.6.2022, pag. 45).
( 5 ) Regolamento (UE) n. 182/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 febbraio 2011, che stabilisce le regole e i principi generali relativi alle modalità di controllo da parte degli Stati membri dell'esercizio delle competenze di esecuzione attribuite alla Commissione (GU L 55 del 28.2.2011, pag. 13).
( 6 ) Il presente allegato è soggetto agli obblighi proporzionali di ciascuno Stato membro a norma del presente regolamento, in particolare degli articoli 6 bis, 6 ter e 6 quater.
Per gli Stati membri che rientrano nel campo di applicazione dell'articolo 6 bis, paragrafo 2, l'obiettivo intermedio proporzionale è calcolato moltiplicando il valore indicato nella tabella per il limite del 35 % e dividendo il risultato per l'80 %.
( 7 ) Qualora un'autorità competente abbia delegato questo compito, indicare il nome del o degli organi responsabili della preparazione della presente valutazione del rischio a nome di detta autorità.
( 8 ) Nella prima valutazione, includere i dati degli ultimi due anni. Negli aggiornamenti, includere i dati degli ultimi quattro anni.
( 9 ) Clienti industriali, produzione di energia elettrica, teleriscaldamento, settore residenziale, servizi e altro (precisare il tipo di clienti che rientrano in questa voce). Indicare anche il volume del consumo dei clienti protetti.
( 10 ) Descrivere la metodologia applicata.
( 11 ) Qualora un'autorità competente abbia delegato questo compito, indicare il nome del o degli organi responsabili della preparazione della presente valutazione del rischio a nome di detta autorità.
( 12 ) Per motivi di semplicità, presentare le informazioni al più alto livello dei gruppi di rischio, se possibile, e raggruppare i dati nella misura necessaria.
( 13 ) Nella prima valutazione, includere i dati degli ultimi due anni. Negli aggiornamenti, includere i dati degli ultimi quattro anni.
( 14 ) Includere clienti industriali, produzione di energia elettrica, teleriscaldamento, settore residenziale, servizi e altro (precisare il tipo di clienti che rientrano in questa voce). Indicare anche il volume del consumo dei clienti protetti.
( 15 ) Descrivere la metodologia applicata.
( 16 ) Qualora un'autorità competente abbia delegato questo compito, indicare il nome del o degli organi responsabili della preparazione della presente valutazione del rischio a nome di detta autorità.
( 17 ) Per motivi di semplicità, presentare le informazioni al più alto livello dei gruppi di rischio, se possibile, e raggruppare i dati nella misura necessaria.
( 18 ) Nella prima valutazione, includere i dati degli ultimi due anni. Negli aggiornamenti, includere i dati degli ultimi quattro anni.
( 19 ) Includere clienti industriali, produzione di energia elettrica, teleriscaldamento, settore residenziale, servizi e altro (precisare il tipo di clienti che rientrano in questa voce).
( 20 ) Descrivere la metodologia applicata.
( 21 ) Qualora un'autorità competente abbia delegato questo compito, indicare il nome del o degli organi responsabili della preparazione della presente valutazione del rischio a nome di detta autorità.
( 22 ) Includere misure regionali e nazionali.
( 23 ) Direttiva 2009/119/CE del Consiglio, del 14 settembre 2009, che stabilisce l'obbligo per gli Stati membri di mantenere un livello minimo di scorte di petrolio greggio e/o di prodotti petroliferi (GU L 265 del 9.10.2009, pag. 9).