EUR-Lex Access to European Union law
This document is an excerpt from the EUR-Lex website
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: Regulamentul (UE) 2017/1938 al Parlamentului European și al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 (Text cu relevanță pentru SEE)Text cu relevanță pentru SEE
Regulamentul (UE) 2017/1938 al Parlamentului European și al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 (Text cu relevanță pentru SEE)Text cu relevanță pentru SEE
02017R1938 — RO — 01.07.2022 — 002.002
Acest document are doar scop informativ și nu produce efecte juridice. Instituțiile Uniunii nu își asumă răspunderea pentru conținutul său. Versiunile autentice ale actelor relevante, inclusiv preambulul acestora, sunt cele publicate în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene și disponibile pe site-ul EUR-Lex. Aceste texte oficiale pot fi consultate accesând linkurile integrate în prezentul document.
|
REGULAMENTUL (UE) 2017/1938 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 (Text cu relevanță pentru SEE) (JO L 280 28.10.2017, p. 1) |
Astfel cum a fost modificat prin:
|
|
|
Jurnalul Oficial |
||
|
NR. |
Pagina |
Data |
||
|
REGULAMENTUL DELEGAT (UE) 2022/517 AL COMISIEI din 18 noiembrie 2021 |
L 104 |
53 |
1.4.2022 |
|
|
REGULAMENTUL (UE) 2022/1032 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI din 29 iunie 2022 |
L 173 |
17 |
30.6.2022 |
|
Rectificat prin:
REGULAMENTUL (UE) 2017/1938 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI
din 25 octombrie 2017
privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010
(Text cu relevanță pentru SEE)
Articolul 1
Obiect
Prezentul regulament stabilește dispoziții care vizează garantarea siguranței furnizării de gaze prin asigurarea funcționării corecte și continue a pieței interne a gazelor naturale (denumite în continuare „gaze”), permițând aplicarea unor măsuri excepționale atunci când piața nu mai este în măsură să furnizeze cantitățile de gaze necesare, inclusiv a unei măsuri de solidaritate de ultimă instanță, și stabilind o definiție și o atribuire clară a responsabilităților între întreprinderile din sectorul gazelor naturale, statele membre și Uniune, atât în ceea ce privește acțiunile preventive, cât și reacția la perturbările efective ale furnizării. Prezentul regulament stabilește, de asemenea, mecanisme transparente, în spiritul solidarității, privind coordonarea planificării de măsuri și de reacții în cazul unor situații de urgență la nivel național, al regiunilor și al Uniunii.
Articolul 2
Definiții
În sensul prezentului regulament se aplică următoarele definiții:
„siguranță” înseamnă siguranță astfel cum este definită la articolul 2 punctul 32 din Directiva 2009/73/CE;
„client” înseamnă client astfel cum este definit la articolul 2 punctul 24 din Directiva 2009/73/CE;
„client casnic” înseamnă client casnic astfel cum este definit la articolul 2 punctul 25 din Directiva 2009/73/CE;
„serviciu social esențial” înseamnă un serviciu în legătură cu asistența medicală, asistența socială esențială, de urgență, de securitate, cu educația sau cu administrația publică;
„client protejat” înseamnă un client casnic care este racordat la o rețea de distribuție a gazelor; în plus, în cazul în care statul membru în cauză decide astfel, această definiție mai poate cuprinde una sau mai multe dintre entitățile următoare, cu condiția ca întreprinderile sau serviciile menționate la literele (a) și (b) să nu reprezinte, împreună, mai mult de 20 % din consumul final total anual de gaze din statul membru respectiv:
o întreprindere mică sau mijlocie, cu condiția să fie racordată la o rețea de distribuție a gazelor;
un serviciu social esențial, cu condiția să fie racordat la o rețea de distribuție sau de transport de gaze;
o instalație de termoficare, în măsura în care aceasta furnizează energie termică clienților casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii sau serviciilor sociale esențiale, cu condiția ca o astfel de instalație să nu poată funcționa cu alți combustibili decât gazele.
„client protejat în virtutea principiului solidarității” înseamnă un client casnic care este racordat la o rețea de distribuție a gazelor și, în plus, poate include una sau ambele elemente următoare:
o instalație de termoficare, dacă are statutul de client protejat în statul membru relevant și numai în măsura în care furnizează energie termică gospodăriilor sau altor servicii sociale esențiale decât serviciile educaționale și de administrație publică;
un serviciu social esențial, dacă are statutul de client protejat în statul membru în cauză, altul decât serviciile educaționale și de administrație publică;
„autoritate competentă” înseamnă o autoritate guvernamentală națională sau o autoritate națională de reglementare desemnată de un stat membru pentru a asigura punerea în aplicare a măsurilor prevăzute în prezentul regulament;
„autoritate națională de reglementare” înseamnă o autoritate națională de reglementare desemnată în conformitate cu articolul 39 alineatul (1) din Directiva 2009/73/CE;
„întreprindere din sectorul gazelor naturale” înseamnă o întreprindere din sectorul gazelor naturale astfel cum este definită la articolul 2 punctul 1 din Directiva 2009/73/CE;
„contract de furnizare de gaze” înseamnă un contract de furnizare de gaze astfel cum este definit la articolul 2 punctul 34 din Directiva 2009/73/CE;
„transport” înseamnă un transport astfel cum este definit la articolul 2 punctul 3 din Directiva 2009/73/CE;
„operator de transport și de sistem” înseamnă un operator de transport și de sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 4 din Directiva 2009/73/CE;
„distribuție” înseamnă distribuție astfel cum este definită la articolul 2 punctul 5 din Directiva 2009/73/CE;
„operator de distribuție” înseamnă un operator de distribuție astfel cum este definit la articolul 2 punctul 6 din Directiva 2009/73/CE;
„conductă de interconexiune” înseamnă o conductă de interconexiune astfel cum este definită la articolul 2 punctul 17 din Directiva 2009/73/CE;
„coridoare de furnizare de urgență” înseamnă rute de furnizare cu gaze ale Uniunii care ajută statele membre să atenueze mai eficient efectele unei potențiale perturbări a furnizării sau a infrastructurii;
„capacitate de înmagazinare” înseamnă capacitatea de înmagazinare astfel cum este definită la articolul 2 punctul 28 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;
„capacitate tehnică” înseamnă capacitatea tehnică astfel cum este definită la articolul 2 punctul 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;
„capacitate fermă” înseamnă capacitatea fermă astfel cum este definită la articolul 2 punctul 16 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;
„capacitate întreruptibilă” înseamnă capacitatea întreruptibilă astfel cum este definită la articolul 2 punctul 13 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;
„capacitate a instalației GNL” înseamnă capacitatea instalației GNL astfel cum este definită la articolul 2 punctul 24 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;
„instalație GNL” înseamnă o instalație GNL astfel cum este definită la articolul 2 punctul 11 din Directiva 2009/73/CE;
„instalație de înmagazinare” înseamnă o instalație de înmagazinare astfel cum este definită la articolul 2 punctul 9 din Directiva 2009/73/CE;
„sistem” înseamnă un sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 13 din Directiva 2009/73/CE;
„utilizator de sistem” înseamnă un utilizator de sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 23 din Directiva 2009/73/CE;
„serviciu de sistem” înseamnă un serviciu de sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 14 din Directiva 2009/73/CE;
„traiectorie de constituire de stocuri” înseamnă o serie de obiective intermediare pentru instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor pentru fiecare stat membru, astfel cum sunt enumerate în anexa Ia pentru 2022, și, pentru anii următori, stabilite în conformitate cu articolul 6a;
„obiectiv de constituire de stocuri” înseamnă un obiectiv obligatoriu privind nivelul de stocuri pentru capacitatea agregată a instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor;
„înmagazinare strategică” înseamnă înmagazinarea subterană sau o parte din înmagazinarea subterană a gazelor naturale nelichefiate care sunt achiziționate, gestionate și înmagazinate de operatorii de transport și de sistem, de o entitate desemnată de statele membre sau de o întreprindere, și care pot fi eliberate numai după o notificare prealabilă sau obținerea unei autorizații de eliberare din partea autorității publice și care sunt, în general, eliberate în cazul:
unui deficit major de furnizare;
unei perturbări a furnizării; sau
unei declarații de situație de urgență, astfel cum este menționată la articolul 11 alineatul (1) litera (c);
„stoc de echilibrare” înseamnă gaze naturale nelichefiate care sunt:
achiziționate, gestionate și înmagazinate în subteran de către operatorii de transport și de sistem sau de către o entitate desemnată de statul membru exclusiv pentru îndeplinirea funcțiilor de operatori de transport și de sistem și de asigurare a siguranței furnizării de gaze; și
expediate numai în cazul în care acest lucru este necesar pentru menținerea în funcțiune a sistemului în condiții de siguranță și fiabilitate, în conformitate cu articolul 13 din Directiva 2009/73/CE și cu articolele 8 și 9 din Regulamentul (UE) nr. 312/2014;
„instalație de înmagazinare subterană a gazelor” înseamnă o instalație de înmagazinare, astfel cum este definită la articolul 2 punctul 9 din Directiva 2009/73/CE, care este utilizată pentru înmagazinarea gazelor naturale, inclusiv pentru stocul de echilibrare, și care este conectată la un sistem de transport sau de distribuție, cu excepția rezervoarelor sferice supraterane sau a volumului de gaze existent în sistemul de transport și distribuție.
Articolul 3
Responsabilitatea pentru siguranța furnizării de gaze
Lista acestor grupuri de risc și componența acestora figurează în anexa I. Componența grupurilor de risc nu împiedică desfășurarea oricărei alte forme de cooperare regională în beneficiul siguranței furnizării.
Articolul 4
Grupul de coordonare pentru gaz
GCG este consultat și asistă Comisia, în special în ceea ce privește următoarele probleme:
siguranța furnizării de gaze, în orice moment și în special în situații de urgență;
toate informațiile relevante pentru siguranța furnizării de gaze la nivel național, regional și la nivelul Uniunii;
cele mai bune practici și eventuale orientări pentru toate părțile implicate;
nivelul de siguranță a furnizării de gaze, valorile de referință și metodologiile de evaluare;
scenariile la nivel național, regional și la nivelul Uniunii și testarea nivelurilor de pregătire;
evaluarea planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență, a coerenței diferitelor planuri, precum și a implementării măsurilor prevăzute de acestea;
coordonarea măsurilor de gestionare a unei situații de urgență în Uniune cu părțile contractante la Comunitatea Energiei și cu alte țări terțe;
asistența de care au nevoie statele membre cele mai afectate.
Articolul 5
Standardul în materie de infrastructură
Obligația menționată la primul paragraf de la prezentul alineat nu aduce atingere responsabilității operatorilor de transport și de sistem de a face investițiile corespunzătoare și nici obligațiilor operatorilor de transport și de sistem prevăzute în Regulamentul (CE) nr. 715/2009 și în Directiva 2009/73/CE.
Operatorii de transport și de sistem asigură o capacitate fizică permanentă pentru transportul gazelor în ambele direcții (denumită în continuare „capacitate bidirecțională”) la toate interconexiunile dintre statele membre, cu următoarele excepții:
în cazul conductelor de legătură către instalațiile de producție, instalațiile GNL și către rețele de distribuție; sau
în cazul în care a fost acordată o derogare de la această obligație, după o evaluare detaliată și după consultarea altor state membre și a Comisiei în conformitate cu anexa III.
În ceea ce privește procedura pentru a asigura sau a îmbunătăți capacitatea bidirecțională la o interconexiune sau pentru a obține sau a prelungi o derogare de la această obligație, se aplică anexa III. Comisia publică lista de derogări și o actualizează.
O propunere referitoare la asigurarea sau la dezvoltarea capacității bidirecționale sau o cerere de acordare sau de prelungire a unei derogări include o analiză cost-beneficiu realizată pe baza metodologiei stabilite în temeiul articolului 11 din Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentul European și al Consiliului ( 1 ) și se bazează pe următoarele elemente:
o evaluare a cererii pieței;
previziunile privind cererea și oferta;
impactul economic posibil asupra infrastructurii existente;
un studiu de fezabilitate;
costurile capacității bidirecționale, incluzând consolidarea necesară a sistemului de transport; și
beneficiile pentru siguranța furnizării de gaze, luând în considerare posibila contribuție a capacității bidirecționale la îndeplinirea standardului privind infrastructura prevăzut la prezentul articol.
Autoritatea competentă examinează, în cadrul evaluării riscurilor, dacă, într-o perspectivă integrată a sistemelor de gaze și electricitate, există congestii interne și capacitatea națională de intrare și infrastructura, în special rețelele de transport, au capacitatea de a adapta fluxurile de gaze naționale și transfrontaliere în cazul unui scenariu care implică perturbarea infrastructurii unice principale de gaze la nivel național și a infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru grupul de risc identificat în evaluarea riscurilor.
Derogarea se aplică Luxemburgului dacă:
are cel puțin două conducte de interconexiune cu alte state membre;
are cel puțin două surse de furnizare de gaze diferite; și
nu are instalații de stocare a gazelor pe teritoriul său.
Derogarea se aplică Sloveniei dacă:
are cel puțin două conducte de interconexiune cu alte state membre;
are cel puțin două surse de furnizare de gaze diferite; și
nu are instalații de stocare a gazelor sau instalații GNL pe teritoriul său.
Derogarea se aplică Suediei dacă:
nu are tranzit de gaze către alte state membre pe teritoriul său;
are un consum intern brut anual de gaze mai mic de 2 Mtep; și
gazele reprezintă mai puțin de 5 % din consumul total de energie primară.
Luxemburg, Slovenia și Suedia informează Comisia în legătură cu orice schimbare a condițiilor de la prezentul alineat. Derogarea prevăzută la prezentul alineat nu se mai aplică în cazul în care cel puțin una dintre condițiile respective nu mai este îndeplinită.
În cadrul evaluării naționale a riscurilor efectuate în conformitate cu articolul 7 alineatul (3), Luxemburg, Slovenia și Suedia descriu situația în raport cu condițiile corespunzătoare stabilite la prezentul alineat, precum și perspectivele privind respectarea obligației prevăzute la alineatul (1) de la prezentul articol, luând în considerare impactul economic al îndeplinirii standardului în materie de infrastructură, dezvoltarea pieței gazelor și proiectele de infrastructură din sectorul gazelor din cadrul grupului de risc. Pe baza informațiilor furnizate în cadrul evaluării naționale a riscurilor și în cazul în care sunt îndeplinite în continuare condițiile corespunzătoare prevăzute la prezentul alineat, Comisia poate decide continuarea aplicării derogării timp de încă patru ani. În cazul unei decizii pozitive, procedura prevăzută de prezentul paragraf se repetă după patru ani.
Articolul 6
Standardul de furnizare de gaze
Autoritatea competentă solicită anumitor întreprinderi din sectorul gazelor naturale pe care le identifică să ia măsurile care vizează asigurarea furnizării de gaze către clienții protejați din statul membru în fiecare dintre următoarele cazuri:
temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, constatate statistic o dată la 20 de ani;
orice perioadă de 30 de zile în care cererea de gaze este excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani;
o perioadă de 30 de zile în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze în condiții de iarnă normale.
Până la 2 februarie 2018, fiecare stat membru informează Comisia cu privire la definiția clienților protejați, la volumele de consum anual de gaze ale clienților protejați și la procentul pe care respectivele volume de consum îl reprezintă în consumul final total anual de gaze din respectivul stat membru. În cazul în care un stat membru include în propria definiție a clienților protejați categoriile menționate la articolul 2 punctul 5 litera (a) sau (b), el precizează volumele de consum de gaze corespunzătoare clienților aparținând acestor categorii și procentul pe care îl reprezintă fiecare dintre aceste grupuri de clienți raportat la consumul final total anual de gaze.
Autoritatea competentă identifică întreprinderile din sectorul gazelor naturale menționate la primul paragraf de la prezentul alineat și le numește în planul de acțiuni preventive.
Orice nouă măsură care nu se bazează pe piață avută în vedere pentru a garanta îndeplinirea standardului de furnizare de gaze respectă procedura stabilită la articolul 9 alineatele (4)-(9).
Statele membre pot respecta obligația prevăzută la primul paragraf prin punerea în aplicare a unor măsuri în materie de eficiență energetică sau prin înlocuirea gazelor cu o altă sursă de energie, cum ar fi, între altele, sursele regenerabile de energie, în măsura în care se asigură același nivel de protecție.
Orice standard de furnizare suplimentară de gaze pe o durată mai mare de 30 de zile menționată la alineatul (1) literele (b) și (c) sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze se bazează pe evaluarea riscurilor, se reflectă în planul de acțiuni preventive și:
respectă articolul 8 alineatul (1);
nu are un efect negativ asupra capacității altui stat membru de a asigura furnizarea către clienții protejați în conformitate cu prezentul articol într-o situație de urgență la nivel național, regional sau la nivelul Uniunii; și
respectă articolul 12 alineatul (5) într-o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii.
Comisia poate solicita o justificare care să demonstreze conformitatea oricărei măsuri menționate la primul paragraf cu condițiile prevăzute de paragraful respectiv. O astfel de justificare este făcută publică de autoritatea competentă din statul membru care introduce măsura în cauză.
Orice nouă măsură nebazată pe piață în temeiul primului paragraf de la prezentul alineat, adoptată la data sau după data de 1 noiembrie 2017 este în conformitate cu procedura stabilită la articolul 9 alineatele (4)-(9).
Articolul 6a
Obiective de constituire de stocuri și traiectorii de constituire de stocuri
Sub rezerva alineatelor (2)-(5), statele membre se asigură că următoarele obiective de constituire de stocuri pentru capacitatea agregată a tuturor instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor care sunt situate pe teritoriul lor și care sunt direct interconectate la o zonă de piață de pe teritoriul lor și pentru instalațiile de înmagazinare menționate la anexa Ib sunt atinse până la data de 1 noiembrie a fiecărui an:
pentru 2022: 80 %;
începând cu 2023: 90 %.
În scopul respectării prezentului alineat, statele membre țin seama de obiectivul de garantare a siguranței furnizării de gaze în Uniune, în conformitate cu articolul 1.
Un stat membru poate îndeplinit parțial obiectivul de constituire de stocuri prin luarea în calcul a GNL stocat fizic și disponibil în instalațiile sale de GNL în cazul în care sunt îndeplinite ambele condiții următoare:
rețeaua de gaze include o capacitate semnificativă de stocare a GNL, reprezentând anual peste 4 % din consumul mediu național din perioada precedentă de cinci ani;
statul membru a impus furnizorilor de gaze obligația de a înmagazina volume minime de gaze în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor și/sau instalațiile de GNL în conformitate cu articolul 6b alineatul (1) litera (a).
Statele membre iau măsurile necesare pentru a îndeplini obiectivele intermediare sau pentru a se asigura că acestea sunt îndeplinite, după cum urmează:
pentru 2022: astfel cum au fost stabilite în anexa Ia; și
începând din 2023: în conformitate cu alineatul (7).
În cazul statelor membre pentru care obiectivul de constituire de stocuri este redus la 35 % din consumul lor mediu anual de gaze în conformitate cu alineatul (2), obiectivele intermediare ale traiectoriei de constituire de stocuri se reduc în consecință.
Pe baza informațiilor tehnice furnizate de fiecare stat membru și ținând seama de evaluarea GCG, Comisia adoptă acte de punere în aplicare pentru a stabili traiectoria de constituire de stocuri pentru fiecare stat membru. Respectivele acte de punere în aplicare se adoptă în conformitate cu procedura de examinare menționată la articolul 18a alineatul (2). Acestea se adoptă până la data de 15 noiembrie a anului precedent, dacă este necesar și inclusiv în cazul în care un stat membru a prezentat un proiect actualizat de traiectorie de constituire de stocuri. Acestea se bazează pe o evaluare a situației generale în materie de siguranță a furnizării de gaze, precum și pe o evaluare a evoluției cererii și ofertei de gaze în Uniune și în fiecare stat membru și sunt stabilite într-un mod care să garanteze siguranța furnizării de gaze, evitând în același timp sarcinile inutile pentru statele membre, pentru participanții la piața gazelor, pentru operatorii de înmagazinare sau pentru clienți și fără a denatura în mod nejustificat concurența dintre instalațiile de înmagazinare situate în state membre învecinate.
În cazul în care abaterea nu este redusă în mod semnificativ în termen de o lună de la data primirii recomandării Comisiei, Comisia, după consultarea GCG și a statului membru în cauză, ia o decizie, ca măsură de ultimă instanță, pentru a impune statului membru în cauză să ia măsuri care să corecteze efectiv abaterea, inclusiv, dacă este cazul, una sau mai multe dintre măsurile menționate la articolul 6b alineatul (1), sau orice altă măsură pentru a asigura îndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri prevăzut la prezentul articol.
Atunci când decide ce măsuri trebuie să fie luate în conformitate cu al doilea paragraf, Comisia ia în considerare situația specifică a statelor membre în cauză, cum ar fi dimensiunea instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor în raport cu consumul intern de gaze, importanța instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor pentru siguranța furnizării de gaze în regiune și orice instalații de stocare a GNL existente.
Orice măsură luată de Comisie pentru a aborda abaterile de la traiectoria de constituire de stocuri sau de la obiectivul de constituire de stocuri pentru 2022 ține seama de intervalul scurt de timp pentru punerea în aplicare a prezentului articol la nivel național, care este posibil să fi contribuit la abaterea de la traiectoria de constituire de stocuri sau de la obiectivul de constituire de stocuri pentru 2022.
Comisia se asigură că măsurile adoptate în conformitate cu prezentul alineat:
nu depășesc ceea ce este necesar pentru a garanta siguranța furnizării de gaze;
nu impun o sarcină disproporționată statelor membre, participanților la piața gazelor, operatorilor de înmagazinare sau clienților.
Articolul 6b
Punerea în aplicare a obiectivului de constituire de stocuri
În măsura în care măsurile enumerate la prezentul articol reprezintă atribuții și competențe ale autorității naționale de reglementare în conformitate cu articolul 41 din Directiva 2009/73/CE, autoritățile naționale de reglementare au responsabilitatea de a lua măsurile respective.
Măsurile luate în conformitate cu prezentul alineat pot cuprinde în special:
obligația, pentru furnizorii de gaze, de a înmagazina volume minime de gaze în instalațiile de înmagazinare, inclusiv în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor și/sau în instalațiile de stocare a GNL, volumele respective urmând a fi determinate pe baza cantității de gaze furnizate de furnizorii de gaze clienților protejați;
obligația, pentru operatorii de înmagazinare, de a-și oferi capacitățile prin licitații deschise participanților la piață;
obligația, pentru operatorii de transport și de sistem sau entitățile desemnate de statul membru, de a achiziționa și gestiona un stoc de echilibrare exclusiv pentru îndeplinirea funcțiilor lor de operatori de transport și de sistem și, dacă este necesar, impunerea unei obligații pentru alte entități desemnate în scopul garantării siguranței furnizării de gaze în cazul unei situații de urgență, astfel cum este menționată la articolul 11 alineatul (1) litera (c);
utilizarea unor instrumente coordonate, cum ar fi platformele de achiziționare de GNL, cu alte state membre pentru a maximiza utilizarea GNL și pentru a reduce barierele de infrastructură și de reglementare din calea utilizării în comun a GNL pentru constituirea de stocuri în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor;
utilizarea de mecanisme voluntare de achiziție în comun de gaze naturale, pentru aplicarea cărora Comisia poate emite, dacă este necesar, orientări până la 1 august 2022;
oferirea de stimulente financiare pentru participanții la piață, inclusiv pentru operatorii de înmagazinare, cum ar fi contracte pentru diferență sau acordarea de compensații participanților la piață pentru deficitul de venituri sau pentru costurile suportate de aceștia ca urmare a obligațiilor impuse participanților la piață, inclusiv operatorilor de înmagazinare, care nu pot fi acoperite prin venituri;
obligația, pentru deținătorii de capacitate de înmagazinare, de a utiliza sau de a elibera capacitățile rezervate neutilizate, obligând în același timp deținătorul de capacitate de înmagazinare care nu utilizează capacitatea de înmagazinare să plătească prețul convenit pentru întreaga durată a contractului de înmagazinare;
adoptarea de către entități publice sau private a unor instrumente eficace pentru achiziționarea și gestionarea înmagazinării strategice, cu condiția ca astfel de instrumente să nu denatureze concurența sau buna funcționare a pieței interne;
numirea unei entități specializate însărcinate cu îndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri în cazul în care obiectivul de constituire de stocuri nu ar fi îndeplinit altfel;
oferirea de reduceri ale tarifelor de înmagazinare;
colectarea veniturilor necesare pentru recuperarea cheltuielilor de capital și de exploatare legate de instalațiile de înmagazinare reglementate, sub forma unor tarife de înmagazinare și sub forma unei taxe specifice încorporate în tarifele de transport care este colectată numai de la punctele de ieșire către clienții finali situați în aceleași state membre, cu condiția ca veniturile colectate prin intermediul tarifelor să nu depășească veniturile permise.
Articolul 6c
Facilități de înmagazinare și mecanismul de împărțire a sarcinii
În cazul în care limitările tehnice nu permit unui stat membru să-și îndeplinească obligația de la primul paragraf, iar statul membru respectiv are obligația de a stoca alți combustibili pentru a înlocui gazul, obligația de la primul paragraf poate fi îndeplinită, în mod excepțional, printr-o obligație echivalentă de a stoca alți combustibili decât gazul. Statul membru în cauză face dovada limitărilor tehnice și a echivalenței măsurii.
Mecanismul de împărțire a sarcinii se bazează pe datele relevante ale celei mai recente evaluări a riscurilor în temeiul articolului 7 și ține seama de toți parametrii următori:
costul sprijinului financiar pentru îndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri, excluzând costurile legate de îndeplinirea oricăror obligații în materie de înmagazinare strategică;
volumele de gaze necesare pentru a satisface cererea clienților protejați în conformitate cu articolul 6 alineatul (1);
limitările tehnice, inclusiv capacitatea de înmagazinare subterană disponibilă, capacitatea tehnică transfrontalieră de transport și ratele de extracție.
Statele membre notifică Comisiei mecanismul de împărțire a sarcinii până la 2 septembrie 2022. În lipsa unui acord privind un mecanism de împărțire a sarcinii până la data respectivă, statele membre care nu dispun de instalații de înmagazinare subterană a gazelor demonstrează că respectă alineatul (1) și notifică în acest sens Comisia.
În pofida alineatului (1), în cazul în care un stat membru deține instalații de înmagazinare subterană a gazelor situate pe teritoriul său a căror capacitate agregată este mai mare decât consumul anual de gaze al statului membru respectiv, statele membre fără instalații de înmagazinare subterană a gazelor care au acces la instalațiile respective fie:
se asigură că până la 1 noiembrie volumele de stocuri corespund cel puțin utilizării medii a capacității de înmagazinare din perioada precedentă de cinci ani determinate luând în considerare, printre altele, fluxurile din cursul sezonului de extracție din perioada precedentă de cinci ani din statele membre în care se află instalațiile de înmagazinare; fie
demonstrează că a fost rezervată o capacitate de înmagazinare echivalentă cu volumul acoperit de obligația de la litera (a).
În cazul în care statul membru care nu dispune de instalații de înmagazinare subterană a gazelor poate demonstra că a fost rezervată o capacitate de înmagazinare echivalentă cu volumul acoperit de obligația de la primul paragraf litera (a), se aplică alineatul (1).
Obligația de la prezentul alineat este limitată la 15 % din consumul mediu anual de gaze din perioada precedentă de cinci ani din statul membru în cauză.
Articolul 6d
Monitorizare și executare
Operatorii de înmagazinare raportează nivelul de stocuri autorității competente din fiecare stat membru în care se află instalațiile în cauză de înmagazinare subterană a gazelor și, dacă este cazul, unei entități desemnate de statul membru respectiv (denumită în continuare „entitatea desemnată”) după cum urmează:
pentru anul 2022: la fiecare dintre obiectivele intermediare prevăzute în anexa Ia; și
începând din 2023: în conformitate cu articolul 6a alineatul (7).
Comisia poate, dacă este cazul, să invite Agenția Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER) să acorde asistență în ceea ce privește această monitorizare.
Statele membre informează fără întârziere Comisia cu privire la măsurile de executare luate în temeiul prezentului alineat.
Comisia, autoritățile naționale de reglementare și statele membre păstrează confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial primite în scopul îndeplinirii obligațiilor care le revin.
Articolul 7
Evaluarea riscurilor
Autoritățile competente din fiecare grup de risc convin asupra unui mecanism de cooperare pentru a efectua evaluarea comună a riscurilor și informează GCG cu privire acesta, cu unsprezece luni înainte de termenul pentru notificarea evaluării comune a riscurilor și pentru actualizările acesteia. La solicitarea unei autorități competente, Comisia poate avea un rol de facilitare în pregătirea evaluării comune a riscurilor, în special în ceea ce privește stabilirea mecanismului de cooperare. În cazul în care autoritățile competente din cadrul unui grup de risc nu cad de acord asupra unui mecanism de cooperare, Comisia propune un mecanism de cooperare pentru grupul de risc respectiv, în urma consultării autorităților competente în cauză. Autoritățile competente în cauză convin asupra unui mecanism de cooperare pentru grupul de risc respectiv ținând seama pe deplin de propunerea Comisiei.
Cu 10 luni înainte de termenul pentru notificarea evaluării comune a riscurilor sau a actualizărilor acesteia, fiecare autoritate competentă comunică și actualizează, în cadrul mecanismului de cooperare convenit, toate datele naționale necesare pentru pregătirea evaluării comune a riscurilor, în special cele necesare pentru elaborarea diferitelor scenarii menționate la alineatul (4) litera (c).
Evaluările riscurilor menționate la alineatele (2) și (3) de la prezentul articol se efectuează, după caz:
utilizând standardele menționate la articolele 5 și 6. Evaluarea riscurilor descrie calculul formulei N – 1 la nivel național și include, după caz, un calcul al formulei N – 1 la nivel regional. Evaluarea riscurilor include, de asemenea, ipotezele utilizate, inclusiv, dacă este cazul, cele utilizate pentru calculul formulei N – 1 la nivel regional, precum și datele necesare pentru acest calcul. Calculul formulei N – 1 la nivel național este însoțit de o simulare a perturbării infrastructurii principale unice de gaze utilizând modelarea hidraulică pentru teritoriul național, precum și de un calcul al formulei N – 1 luând în considerare un nivel de gaze în instalațiile de stocare de 30 % și de 100 % din volumul util maxim;
luând în considerare toate circumstanțele naționale și transnaționale relevante, îndeosebi mărimea pieței, configurația rețelei, fluxurile reale, inclusiv fluxurile de ieșire ale statelor membre în cauză, posibilitatea fluxurilor fizice în ambele direcții, inclusiv potențiala necesitate de consolidare ulterioară a sistemului de transport, prezența capacităților de producție și de stocare și rolul gazelor în cadrul mixului energetic, îndeosebi în ceea ce privește termoficarea, producerea de energie electrică și funcționarea consumatorilor industriali, precum și considerente legate de securitate și de calitatea gazelor;
elaborând mai multe scenarii de cerere de gaze excepțional de mare și de perturbare a furnizării de gaze, luând în considerare antecedentele, probabilitatea, anotimpul, frecvența și durata acestor evenimente și evaluându-le consecințele probabile, cum ar fi:
perturbarea infrastructurilor relevante pentru siguranța furnizării de gaze, în special a infrastructurilor de transport, a instalațiilor de stocare sau a terminalelor GNL, inclusiv a infrastructurii principale de gaze identificate pentru calculul formulei N – 1; și
perturbarea furnizării provenind de la furnizori din țări terțe, precum și, dacă este cazul, riscurile geopolitice;
identificând interacțiunea și corelarea riscurilor între statele membre din cadrul grupului de risc și cu alte state membre sau cu alte grupuri de risc, după caz, inclusiv în ceea ce privește interconexiunile, furnizarea transfrontalieră, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare și capacitatea bidirecțională;
ținând seama de riscurile asociate controlului infrastructurii relevante pentru siguranța furnizării de gaze, ceea ce poate presupune, între altele, riscul de investiții insuficiente, riscul subminării diversificării, riscul folosirii infrastructurii existente în scopuri improprii și cel al nerespectării dreptului Uniunii;
luând în calcul capacitatea maximă de interconexiune a fiecărui punct de intrare și de ieșire de la frontieră, precum și diferitele niveluri de completare a stocurilor;
luând în considerare scenarii de perturbare prelungită a unei singure surse de furnizare.
Articolul 8
Elaborarea planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență
Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, în urma consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizațiilor relevante reprezentând interesele clienților casnici și industriali de gaze, inclusiv a producătorilor de energie electrică, a operatorilor de transport și de sistem de energie electrică și, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, a autorității naționale de reglementare stabilește:
un plan de acțiuni preventive conținând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienței energetice și ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună și națională ale riscurilor și în conformitate cu articolul 9;
un plan de urgență conținând măsurile care trebuie luate pentru a elimina sau a atenua impactul unei perturbări a furnizării de gaze, în conformitate cu articolul 10.
Capitolele regionale sunt elaborate în comun de toate statele membre din grupul de risc înainte de includerea în planurile naționale respective. Comisia va acționa în calitate de facilitator, astfel încât capitolele regionale să consolideze în mod colectiv siguranța furnizării de gaze în Uniune, să nu genereze nicio contradicție și să depășească orice obstacole din calea cooperării.
Capitolele regionale conțin măsuri transfrontaliere adecvate și eficiente, inclusiv în ceea ce privește GNL, care fac obiectul acordului dintre statele membre care pun în aplicare măsurile din același grup de risc sau din grupuri de risc diferite afectate de măsuri pe baza simulării menționate la articolul 7 alineatul (1) și a evaluării comune a riscurilor.
Comisia poate avea un rol de facilitare în pregătirea planului de acțiuni preventive și a planului de urgență, în special în ceea ce privește stabilirea mecanismului de cooperare. Dacă autoritățile competente dintr-un grup de risc nu cad de acord cu privire la un mecanism de cooperare, Comisia propune un mecanism de cooperare pentru grupul de risc respectiv. Autoritățile competente în cauză convin asupra mecanismului de cooperare pentru grupul de risc respectiv ținând seama de propunerea Comisiei. Autoritățile competente asigură monitorizarea periodică a punerii în aplicare a planului de acțiuni preventive și a planului de urgență.
În cadrul fiecărui grup de risc, autoritățile competente fac schimb de proiecte de planuri de acțiuni preventive și de planuri de urgență conținând propuneri de cooperare, cu cel puțin cinci luni înainte de termenul de prezentare a planurilor.
Versiunile finale ale capitolelor regionale menționate la alineatul (3) sunt stabilite de comun acord de toate statele membre din grupul de risc. Planurile de acțiuni preventive și planurile de urgență conțin, de asemenea, măsurile naționale necesare pentru a pune în aplicare și a asigura respectarea măsurilor transfrontaliere prevăzute în capitolele regionale.
În termen de patru luni de la data notificării de către autoritățile competente, Comisia evaluează planurile ținând seama de opiniile exprimate în cadrul GCG.
Comisia emite un aviz către autoritatea competentă cu recomandarea de a revizui un plan de acțiuni preventive sau un plan de urgență, dacă se aplică una dintre următoarele caracteristici:
acesta nu este eficace pentru a atenua riscurile identificate în evaluarea riscurilor;
acesta nu este consecvent cu scenariile de risc evaluate sau cu planurile unui alt stat membru sau ale unui grup de risc;
acesta nu respectă cerința prevăzută la alineatul (1) de a nu denatura în mod nejustificat concurența sau funcționarea eficace a pieței interne;
acesta nu respectă dispozițiile prezentului regulament sau alte dispoziții ale dreptului Uniunii.
În caz de dezacord referitor la elemente menționate la alineatul (8), Comisia poate, în termen de patru luni de la răspunsul autorității competente, să își retragă solicitarea sau să convoace autoritatea competentă și, în cazul în care Comisia consideră necesar, GCG pentru a examina chestiunea. Comisia expune în detaliu motivele pentru care solicită orice modificare a planului de acțiuni preventive sau a planului de urgență. Autoritatea competentă în cauză ține seama pe deplin de motivarea detaliată a Comisiei.
Dacă este cazul, autoritatea competentă în cauză dă publicității de îndată versiunea modificată a planului și adaptează în consecință orice plan național, după care îl face public.
În cazul în care poziția finală a autorității competente în cauză diferă de motivarea detaliată a Comisiei, autoritatea competentă respectivă furnizează și dă publicității, împreună cu poziția sa și motivarea detaliată a Comisiei, justificarea care stă la baza poziției sale, în termen de două luni de la data primirii motivării detaliate a Comisiei.
Articolul 9
Conținutul planurilor de acțiuni preventive
Planurile de acțiuni preventive conțin:
rezultatele evaluării riscurilor și un rezumat al scenariilor examinate, astfel cum sunt menționate la articolul 7 alineatul (4) litera (c);
definiția clienților protejați, precum și informațiile menționate la articolul 6 alineatul (1) al doilea paragraf;
măsurile, volumele și capacitățile necesare pentru respectarea standardelor în materie de infrastructură și de furnizare de gaze, astfel cum sunt prevăzute la articolele 5 și 6, inclusiv, după caz, contribuția potențială a măsurilor axate pe cerere pentru a compensa în mod suficient și în timp util o perturbare a furnizării de gaze în conformitate cu articolul 5 alineatul (2), identificarea infrastructurii principale unice de gaze de interes comun în cazul aplicării articolului 5 alineatul (3), volumele de gaze necesare pentru fiecare categorie de clienți protejați și pentru fiecare scenariu la care se face referire la articolul 6 alineatul (1), precum și orice standard de furnizare suplimentară de gaze, inclusiv orice justificare care demonstrează respectarea condițiilor stabilite la articolul 6 alineatul (2) și o descriere a unui mecanism de reducere temporară a oricărui standard de furnizare suplimentară de gaze sau a oricărei obligații suplimentare în conformitate cu articolul 11 alineatul (3);
obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, întreprinderilor din domeniul energiei electrice, dacă este cazul, și altor organisme relevante care pot avea un impact asupra siguranței furnizării de gaze, cum ar fi obligațiile referitoare la funcționarea sigură a rețelei de gaze;
celelalte măsuri preventive concepute pentru a face față riscurilor identificate în evaluarea riscurilor, ca de exemplu cele referitoare la necesitatea de a dezvolta interconexiunile între statele membre învecinate, de a ameliora și mai mult eficiența energetică, de a reduce cererea de gaze, precum și la posibilitatea de a diversifica rutele și sursele de furnizare de gaze și la utilizarea regională a capacităților GNL și de stocare existente, dacă este cazul, în vederea asigurării furnizării de gaze către toți clienții cât mai mult timp posibil;
informații privind impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurilor prevăzute în plan, inclusiv a obligațiilor menționate la litera (k);
descrierea efectelor măsurilor cuprinse în plan asupra funcționării pieței interne a energiei, precum și asupra piețelor naționale, inclusiv ale obligațiilor menționate la litera (k);
descrierea impactului măsurilor asupra mediului și a clienților;
mecanismele care trebuie utilizate în cadrul cooperării cu alte state membre, inclusiv mecanismele pentru pregătirea și punerea în aplicare a planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență;
informații privind interconexiunile și infrastructurile existente și viitoare, inclusiv cele care oferă acces la piața internă, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare și la instalațiile GNL și capacitatea bidirecțională, îndeosebi într-o situație de urgență;
informații privind toate obligațiile de serviciu public legate de siguranța furnizării de gaze.
Informațiile esențiale privind literele (a), (c) și (d) de la primul paragraf care, dacă ar fi dezvăluite, ar putea pune în pericol siguranța furnizării de gaze pot fi excluse;
O evaluare a impactului în temeiul alineatului (6) vizează cel puțin următoarele aspecte:
impactul potențial asupra dezvoltării pieței naționale a gazelor și a concurenței la nivel național;
impactul potențial asupra pieței interne a gazelor;
impactul potențial asupra siguranței furnizării de gaze a statelor membre învecinate, în special în cazul măsurilor care ar putea să reducă lichiditatea piețelor regionale sau să restrângă fluxurile către statele membre învecinate;
costurile și beneficiile evaluate în comparație cu măsuri de piață alternative;
o evaluare a necesității și a proporționalității în comparație cu alte măsuri de piață posibile;
o apreciere a faptului dacă măsura garantează oportunități egale pentru toți participanții la piață;
o strategie de eliminare treptată, durata prevăzută a măsurii preconizate și un calendar de revizuire adecvat.
Analiza menționată la literele (a) și (b) se efectuează de către autoritatea națională de reglementare. Evaluarea impactului este făcută publică de autoritatea competentă și este notificată Comisiei.
Măsura adoptată intră în vigoare doar atunci când este aprobată de Comisie sau după ce a fost modificată în conformitate cu decizia Comisiei.
Termenul de patru luni curge din ziua următoare primirii unei notificări complete. Termenul de patru luni poate fi prelungit cu acordul Comisiei împreună cu al autorității competente.
Termenul de patru luni curge din ziua următoare primirii unei notificări complete. Termenul de patru luni poate fi prelungit, de asemenea, prin acordul Comisiei împreună cu al autorității competente.
Articolul 10
Conținutul planurilor de urgență
Planul de urgență:
se elaborează ținând cont de nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);
definește rolul și responsabilitățile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, ale operatorilor de transport și de sistem pentru electricitate, dacă este cazul, și ale clienților industriali de gaze, inclusiv ale producătorilor de energie electrică relevanți, ținând seama de diferențele în ceea ce privește măsura în care aceștia sunt afectați în cazul unor perturbări ale furnizării de gaze, precum și interacțiunea acestora cu autoritățile competente și, acolo unde este cazul, cu autoritățile naționale de reglementare pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);
definește rolul și responsabilitățile autorităților competente și ale celorlalte organisme cărora li s-au delegat sarcini în conformitate cu articolul 3 alineatul (2) pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);
asigură faptul că întreprinderile din sectorul gazelor naturale și clienții industriali de gaze, inclusiv producătorii de energie electrică relevanți, au suficient timp să reacționeze în situația fiecăruia dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);
identifică, dacă este cazul, măsurile și acțiunile necesare pentru a atenua impactul potențial al unei perturbări în furnizarea de gaze asupra instalațiilor de termoficare și asupra furnizării de energie electrică produsă pe bază de gaze, inclusiv prin intermediul unei viziuni integrate asupra funcționării sistemelor energetice bazate pe energie electrică și gaz, dacă este relevantă;
stabilește procedurile și măsurile detaliate care trebuie urmate pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1), inclusiv planurile corespunzătoare pentru fluxurile de informații;
desemnează un manager de criză și definește rolul acestuia;
determină contribuția măsurilor de piață pentru gestionarea situației în cazul nivelului de alertă și pentru atenuarea situației în cazul nivelului de urgență;
determină contribuția măsurilor nebazate pe piață, planificate sau care urmează a fi puse în aplicare în cazul nivelului de urgență, și evaluează necesitatea utilizării acestor măsuri nebazate pe piață pentru a face față unei crize. Se evaluează efectele măsurilor nebazate pe piață și se definesc procedurile necesare pentru punerea lor în aplicare. Măsurile nebazate pe piață trebuie utilizate numai în cazul în care mecanismele pieței nu mai pot asigura singure furnizarea, în special către clienții protejați, sau în vederea aplicării articolului 13;
descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte state membre pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1) și procedurile privind schimbul de informații între autoritățile competente;
detaliază obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și, dacă este cazul, întreprinderilor din domeniul energiei electrice în cazul nivelurilor de alertă și de urgență;
descrie dispozițiile tehnice sau juridice aplicabile pentru a preveni consumul de gaze nejustificat al clienților care sunt racordați la o rețea de distribuție sau de transport de gaze dar nu sunt clienți protejați;
descrie dispozițiile tehnice, juridice și financiare în vigoare pentru a aplica obligațiile în materie de solidaritate prevăzute la articolul 13;
include o estimare a volumelor de gaze care ar putea fi utilizate de clienții protejați în virtutea principiului solidarității, care să acopere cel puțin cazurile descrise la articolul 6 alineatul (1);
întocmește o listă cu acțiuni predefinite pentru punerea la dispoziție a gazelor în cazul unei situații de urgență, inclusiv contractele comerciale dintre părțile implicate în aceste acțiuni și mecanismele de compensare pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, dacă este cazul, luând în considerare în mod corespunzător confidențialitatea datelor sensibile. Astfel de acțiuni pot presupune, de exemplu, acorduri transfrontaliere între statele membre și/sau întreprinderile din sectorul gazelor naturale.
În scopul prevenirii unui consum de gaze nejustificat în timpul situațiilor de urgență, astfel cum se prevede la litera (l) de la primul paragraf, sau în timpul aplicării măsurilor prevăzute la articolul 11 alineatul (3) și la articolul 13, autoritatea competentă a statului membru vizat informează clienții care nu sunt clienți protejați că trebuie să oprească sau să reducă consumul de gaze, fără a crea situații nesigure din punct de vedere tehnic.
Articolul 11
Declararea unei crize
Există următoarele trei niveluri de criză:
nivelul de alertă timpurie (denumit în continuare „alertă timpurie”): în cazul în care există informații concrete, sigure și fiabile, conform cărora ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ situația în materie de furnizare de gaze și care ar putea conduce la declanșarea nivelului de alertă sau de urgență; nivelul de alertă timpurie poate fi activat printr-un mecanism de alertă timpurie;
nivelul de alertă (denumit în continuare „alertă”): în cazul în care are loc o perturbare a furnizării de gaze sau o cerere de gaze excepțional de mare care afectează în mod semnificativ situația în materie de furnizare de gaze, dar piața este încă în măsură să gestioneze perturbarea sau cererea respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri nebazate pe piață;
nivelul de urgență (denumit în continuare „urgență”): în cazul unei cereri excepțional de mari sau al unei perturbări semnificative a furnizării de gaze sau al unui alt tip de deteriorare semnificativă a situației în materie de furnizare de gaze și toate măsurile de piață relevante au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită, astfel încât este nevoie să se introducă în plus măsuri nebazate pe piață în special în scopul garantării furnizării de gaze către clienții protejați, în conformitate cu articolul 6.
Obligațiile prevăzute la primul paragraf de la prezentul alineat încetează să se aplice imediat ce autoritatea competentă declară încheierea situației de urgență sau când Comisia concluzionează, în conformitate cu alineatul (8) primul paragraf, că declararea situației de urgență nu se mai justifică.
Statele membre și, în special, autoritățile competente garantează că:
nu se introduce niciodată vreo măsură de restricționare nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne;
nu se introduce nicio măsură care ar putea pune în pericol în mod grav situația furnizării de gaze în alt stat membru; și
accesul transfrontalier la infrastructură în conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 715/2009 este menținut atât cât este posibil din punct de vedere tehnic și în condiții de siguranță, în conformitate cu planul de urgență.
În timpul unei situații de urgență și din motive întemeiate, la cererea operatorului relevant de transport și de sistem de energie electrică sau de gaze, un stat membru poate decide să acorde prioritate furnizării de gaze către anumite centrale electrice alimentate cu gaze și cu rol critic în rețea, în detrimentul furnizării de gaze către anumite categorii de clienți protejați, dacă nefurnizarea de gaze către respectivele centrale electrice alimentate cu gaze și cu rol critic în rețea fie:
ar putea duce la o deteriorare gravă a funcționării sistemului de energie electrică; sau
ar împiedica producția și/sau transportul de gaze.
Statele membre își bazează orice astfel de măsură pe evaluarea riscurilor.
Centralele electrice alimentate cu gaze și cu rol critic în rețea menționate la primul paragraf trebuie să fie clar identificate împreună cu posibilele volume de gaze care ar face obiectul unei astfel de măsuri și ar trebui să fie incluse în capitolele regionale ale planurilor de acțiuni preventive și ale planurilor de urgență. Identificarea lor trebuie să aibă loc în strânsă cooperare cu operatorii de transport și de sistem de energie electrică și de gaze din statul membru în cauză.
În termen de trei zile de la notificarea solicitării Comisiei, autoritatea competentă modifică măsurile și informează Comisia în acest sens sau prezintă acesteia motivele pentru care nu este de acord cu solicitarea. În ultimul caz, Comisia poate, în termen de trei zile de când a fost informată, să își modifice sau să își retragă solicitarea, în vederea examinării chestiunii, ori să convoace autoritatea competentă sau, dacă este cazul, autoritățile competente vizate și, în cazul în care Comisia consideră că este necesar, GCG. Comisia expune în detaliu motivele pentru care solicită orice modificare a măsurii. Autoritatea competentă ține seama pe deplin de poziția Comisiei. În cazul în care decizia finală a autorității competente diferă de avizul Comisiei, autoritatea competentă prezintă motivele pe care se întemeiază decizia respectivă.
Articolul 12
Reacțiile la situațiile de urgență la nivel regional și la nivelul Uniunii
Comisia declară, după caz, o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii la cererea a cel puțin două autorități competente care au declarat o situație de urgență și în urma verificării efectuate în conformitate cu articolul 11 alineatul (8), în cazul în care există o legătură între cauzele unor astfel de situații de urgență.
În toate cazurile, atunci când declară o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii, Comisia, cu ajutorul mijloacelor de comunicare celor mai adecvate situației, strânge opinii și ține cont în mod corespunzător de toate informațiile relevante furnizate de celelalte autorități competente. În cazul în care Comisia decide, în urma unei evaluări că au fost depășite cauzele declarării situației de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii, aceasta declară încetarea situației de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii și își motivează decizia și informează Consiliul în legătură cu aceasta.
Într-o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii, Comisia coordonează acțiunile autorităților competente, ținând seama pe deplin de rezultatele consultării GCG și de informațiile relevante primite de la acest grup. În special, Comisia:
asigură schimbul de informații;
asigură consecvența și eficacitatea acțiunilor de la nivelul statelor membre și de la nivel regional față de cele de la nivelul Uniunii;
coordonează acțiunile referitoare la țările terțe.
Statele membre și, în special, autoritățile competente garantează că:
nu se introduc niciodată măsuri de restricționare nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne, în special a fluxului de gaze către piețele afectate;
nu se introduce nicio măsură care poate pune în pericol în mod grav situația furnizării de gaze în alt stat membru; și
accesul transfrontalier la infrastructură în conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 715/2009 este menținut atât cât este posibil din punct de vedere tehnic și în condiții de siguranță, în conformitate cu planul de urgență.
În termen de trei zile de la notificarea solicitării Comisiei, statul membru sau autoritatea competentă își modifică măsura și notifică Comisiei acest lucru sau îi prezintă acesteia motivele pentru care nu este de acord cu solicitarea. În ultimul caz, Comisia poate, în termen de trei zile de când a fost informată, să își modifice sau să își retragă solicitarea sau să convoace statul membru sau autoritatea competentă și, în cazul în care Comisia consideră necesar, GCG pentru a examina chestiunea. Comisia expune în detaliu motivele pentru care solicită orice modificare a măsurii. Statul membru sau autoritatea competentă ține seama pe deplin de poziția Comisiei. În cazul în care decizia finală a autorității competente sau a statului membru diferă de poziția Comisiei, autoritatea competentă sau statul membru prezintă motivele care stau la baza deciziei respective.
Articolul 13
Solidaritate
În circumstanțe excepționale și în urma unei cereri motivate în mod corespunzător din partea operatorului relevant de transport și de sistem de energie electrică sau de gaze către autoritatea sa competentă, furnizarea de gaze poate, de asemenea, să fie continuată în cazul anumitor centrale electrice alimentate cu gaze și cu rol critic în rețea, astfel cum sunt definite în temeiul articolului 11 alineatul (7), din statul membru care acordă ajutor de solidaritate, dacă lipsa furnizării de gaze către astfel de centrale ar avea ca rezultat deteriorarea gravă a funcționării sistemului de energie electrică sau ar împiedica producția și/sau transportul de gaze.
O măsură de solidaritate se ia în ultimă instanță și nu se aplică decât în cazul în care statul membru solicitant:
nu au fost în măsură să acopere deficitul în furnizarea de gaze pentru clienții săi protejați în virtutea principiului solidarității, în pofida aplicării măsurii prevăzute la articolul 11 alineatul (3);
a epuizat toate măsurile de piață și toate măsurile prevăzute în planul său de urgență;
a notificat o cerere explicită adresată Comisiei și autorităților competente din toate statele membre cu care este conectat fie direct, fie, în temeiul alineatului (2), printr-o țară terță, însoțită de o descriere a măsurilor puse în aplicare menționate la litera (b) de la prezentul alineat;
se angajează să plătească o compensare echitabilă și promptă statului membru care acordă ajutor de solidaritate în conformitate cu alineatul (8).
Ajutorul de solidaritate în temeiul prezentului regulament este furnizat pe bază de compensare. Statul membru care solicită ajutor de solidaritate plătește prompt sau asigură plata la timp a unei compensări echitabile statului care acordă ajutor de solidaritate. Această compensare echitabilă trebuie să acopere cel puțin:
gazele livrate pe teritoriul statului membru solicitant;
toate celelalte costuri relevante și rezonabile generate de acordarea ajutorului de solidaritate, inclusiv, după caz, costurile unor măsuri care ar fi putut fi stabilite în prealabil;
rambursarea oricărei compensări plătite de statul membru care acordă ajutor de solidaritate unor entități implicate în acordarea ajutorului de solidaritate, ca urmare a unor proceduri judiciare, proceduri de arbitraj sau proceduri similare și ca urmare a soluționării litigiilor, precum și rambursarea costurilor aferente unor astfel de proceduri.
Compensația echitabilă în conformitate cu primul paragraf include, între altele, toate costurile rezonabile pe care statul membru care acordă ajutorul de solidaritate le suportă ca urmare a obligației de a plăti compensații în temeiul drepturilor fundamentale garantate de dreptul Uniunii și în temeiul obligațiilor internaționale în vigoare în momentul punerii în aplicare a prezentului articol, precum și costurile rezonabile suplimentare suportate din plata de compensații în conformitate cu normele naționale de compensare.
Până la 1 decembrie 2018, statele membre adoptă măsurile necesare, în special acordurile tehnice, juridice și financiare în temeiul alineatului (10), pentru a pune în aplicare primul și al doilea paragraf de la prezentul alineat. Aceste măsuri pot să prevadă modalități practice de efectuare promptă a plăților.
Până la 1 decembrie 2018, statele membre adoptă măsurile necesare, inclusiv cele convenite în acordurile tehnice, juridice și financiare, pentru a se asigura că se furnizează gaze clienților protejați în virtutea principiului solidarității în statul membru solicitant în conformitate cu alineatele (1) și (2). Acordurile tehnice, juridice și financiare sunt convenite între statele membre care sunt conectate direct sau, în conformitate cu alineatul (2), prin intermediul unei țări terțe, și sunt descrise în planurile de urgență ale acestora. Aceste acorduri pot include, între altele, următoarele elemente:
securitatea operațională a rețelelor;
prețurile gazelor care urmează să fie aplicate și/sau metodologia de stabilire a acestora, ținând seama de impactul asupra funcționării pieței;
utilizarea interconexiunilor, inclusiv a capacității bidirecționale și a depozitării subterane a gazelor;
volumele de gaze sau metodologia de stabilire a acestora;
categoriile de costuri care vor trebui să fie acoperite printr-o compensație echitabilă și promptă care poate include despăgubiri pentru restricțiile impuse la nivelul sectorului;
indicarea modului în care ar putea fi calculată compensația echitabilă.
Acordurile financiare convenite între statele membre înainte de solicitarea ajutorului de solidaritate conțin dispoziții care permit calcularea compensației echitabile pentru cel puțin toate costurile relevante și rezonabile suportate cu ocazia acordării ajutorului de solidaritate, precum și angajamentul privind plata unei astfel de compensații.
Orice mecanism de compensare oferă stimulente pentru a participa la soluții bazate pe piață, cum ar fi licitațiile și mecanismele de răspuns la cerere. Acesta nu creează stimulente neloiale, inclusiv din punct de vedere financiar, pentru ca actorii de pe piață să își amâne acțiunile până când se aplică măsuri nebazate pe piață. Toate mecanismele de compensare sau, cel puțin, rezumatele acestora sunt incluse în planurile de urgență.
Articolul 14
Schimbul de informații
În cazul în care un stat membru a declarat unul dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1), întreprinderile în cauză din sectorul gazelor naturale pun zilnic la dispoziția autorității competente a statului membru respectiv în special informațiile următoare:
previziuni pentru următoarele trei zile ale cererii zilnice de gaze și ale furnizării zilnice de gaze în milioane de metri cubi pe zi (milioane de m3/zi);
fluxul de gaze zilnic la toate punctele de intrare și ieșire transfrontaliere, precum și la toate punctele care racordează o instalație de producție, o instalație de stocare sau un terminal GNL la rețea, în milioane de metri cubi pe zi (milioane de m3/zi);
perioada, exprimată în zile, pentru care se estimează că este posibilă asigurarea furnizării de gaze către clienții protejați.
În cazul unei urgențe la nivel regional sau la nivelul Uniunii, Comisia poate solicita autorității competente menționate la alineatul (1) să îi furnizeze fără întârziere cel puțin:
informațiile prevăzute la alineatul (1);
informațiile privind măsurile planificate care urmează a fi luate și acele măsurile deja implementate de autoritatea competentă pentru atenuarea situației de urgență, precum și informații privind eficacitatea acestora;
cererile referitoare la măsurile suplimentare care trebuie luate de alte autorități competente;
măsurile implementate la cererea altor autorități competente.
Comisia analizează evaluările autorităților competente și informează statele membre, Parlamentul European și GCG cu privire la rezultatele analizei, într-o formă agregată.
Pentru a permite autorităților competente și Comisiei să evalueze situația siguranței furnizării la nivel național, regional și la nivelul Uniunii, fiecare întreprindere din sectorul gazelor naturale notifică:
autorității competente în cauză următoarele detalii ale contractelor de furnizare a gazelor cu o dimensiune transfrontalieră și o durată mai mare de un an pe care le-a încheiat în vederea furnizării de gaze:
durata contractului;
volumele anuale contractate;
volumele zilnice maxime contractate în caz de alertă sau de urgență;
punctele de livrare contractate;
volumele de gaze minime zilnice și lunare;
condițiile de suspendare a livrărilor de gaze;
o indicație dacă contractul, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu același furnizor sau cu filialele acestuia, este echivalent cu sau depășește pragul de 28 % menționat la alineatul (6) litera (b), în statul membru cel mai afectat.
autorității competente din statul membru cel mai afectat, imediat după încheierea sau modificarea lor, contractele sale de furnizare a gazelor cu o durată mai mare de un an, încheiate sau modificate la 1 noiembrie 2017 sau după această dată, care, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu același furnizor sau cu filialele acestuia, sunt echivalente cu cel puțin 28 % din consumul anual de gaze în statul membru respectiv care este calculat pe baza celor mai recente date disponibile. În plus, până la data de 2 noiembrie 2018, întreprinderile din sectorul gazelor naturale notifică autoritatea competentă cu privire la toate contractele existente care îndeplinesc aceleași condiții. Obligația de notificare nu se referă la informațiile referitoare la prețuri și nu se aplică modificărilor care vizează numai prețul gazelor. Obligația de notificare se aplică, de asemenea, tuturor acordurilor comerciale relevante pentru executarea contractului de furnizare a gazelor, cu excepția informațiilor referitoare la prețuri.
Autoritatea competentă notifică Comisiei în formă anonimizată datele enumerate la primul paragraf litera (a). În cazul încheierii unor contracte noi sau al unor modificări ale contractelor existente, toate datele trebuie transmise până la sfârșitul lunii septembrie a anului relevant. În cazul în care autoritatea competentă are îndoieli că un anumit contract obținut în temeiul primului paragraf litera (b) pune în pericol siguranța furnizării de gaze a unui stat membru sau a unei regiuni, aceasta notifică contractul Comisiei.
Articolul 15
Secretul profesional
Obligația de păstrare a secretului profesional se aplică următoarelor persoane care primesc informații confidențiale în conformitate cu prezentul regulament:
persoanelor care lucrează sau au lucrat pentru Comisie;
auditorilor și experților mandatați de Comisie;
persoanelor care lucrează sau au lucrat pentru autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare sau pentru alte autorități relevante;
auditorilor și experților mandatați de autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare sau de alte autorități relevante.
Articolul 16
Cooperarea cu părțile contractante la Comunitatea Energiei
Articolul 17
Monitorizarea de către Comisie
Comisia exercită o monitorizare continuă a măsurilor menite să garanteze siguranța furnizării de gaze și informează în mod periodic GCG.
Pe baza evaluărilor menționate la articolul 8 alineatul (7), până la 1 septembrie 2023, Comisia extrage concluzii cu privire la mijloacele posibile de ameliorare a siguranței furnizării de gaze la nivelul Uniunii și prezintă un raport Parlamentului European și Consiliului cu privire la aplicarea prezentului regulament, incluzând, dacă este cazul, propuneri legislative pentru modificarea acestuia.
Articolul 17a
Raportul Comisiei
Până la 28 februarie 2023, și ulterior anual, Comisia prezintă rapoarte Parlamentului European și Consiliului, care conțin:
o prezentare generală a măsurilor luate de statele membre pentru îndeplinirea obligațiilor de înmagazinare;
o prezentare generală a timpului necesar pentru procedura de certificare prevăzută la articolul 3a din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;
o prezentare a măsurilor solicitate de Comisie pentru a asigura respectarea traiectoriilor de constituire de stocuri și a obiectivelor de constituire de stocuri;
o analiză a efectelor potențiale ale prezentului regulament asupra prețurilor gazelor, precum și a economiilor potențiale de gaze în raport cu articolul 6b alineatul (4).
Articolul 18
Notificări
Evaluările riscurilor, planurile de acțiuni preventive și planurile de urgență, precum și toate celelalte documente sunt notificate Comisiei pe cale electronică, prin intermediul platformei CIRCABC.
Toată corespondența referitoare la o notificare se transmite pe cale electronică.
Articolul 18a
Procedura comitetului
Articolul 19
Exercitarea competențelor delegate
Articolul 20
Derogare
Prezentul regulament nu se aplică Maltei și Ciprului atât timp cât pe teritoriile acestora nu se furnizează gaze. În ceea ce privește Malta și Cipru, obligațiile prevăzute în dispozițiile următoare, precum și opțiunile pe care statele membre respective au dreptul să le aleagă în conformitate cu aceste dispoziții, sunt îndeplinite și efectuate în termenul stabilit, calculat de la data primei livrări de gaze pe teritoriile lor respective:
pentru articolul 2 punctul 5, articolul 3 alineatul (2), articolul 7 alineatul (5) și articolul 14 alineatul (6) litera (a): 12 luni;
pentru articolul 6 alineatul (1): 18 luni;
pentru articolul 8 alineatul (7): 24 de luni;
pentru articolul 5 alineatul (4): 36 de luni;
pentru articolul 5 alineatul (1): 48 de luni.
Pentru a îndeplini obligația enunțată la articolul 5 alineatul (1), Malta și Ciprul pot aplica dispozițiile de la articolul 5 alineatul (2), inclusiv prin utilizarea măsurilor axate pe cerere nebazate pe piață.
Articolul 21
Abrogare
Regulamentul (UE) nr. 994/2010 se abrogă.
Trimiterile la regulamentul abrogat se interpretează ca trimiteri la prezentul regulament și se citesc în conformitate cu tabelul de corespondență din anexa IX.
Articolul 22
Intrarea în vigoare
Prezentul regulament intră în vigoare în a patra zi de la data publicării în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.
Se aplică de la 1 noiembrie 2017.
Cu toate acestea, articolul 13 alineatele (1)-(6), articolul 13 alineatul (8) primul și al doilea paragraf și articolul 13 alineatele (14) și (15) se aplică de la 1 decembrie 2018.
Articolul 2 punctele 27-31, articolele 6a-6d, articolul 16 alineatul (3), articolul 17a, articolul 18a, articolul 20 alineatul (4) și anexele Ia și Ib se aplică până la 31 decembrie 2025.
Prezentul regulament este obligatoriu în toate elementele sale și se aplică direct în toate statele membre.
ANEXA I
Cooperarea regională
Grupurile de risc ale statelor membre care servesc drept bază pentru cooperarea asociată riscurilor menționată la articolul 3 alineatul (7) sunt următoarele:
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din est:
Ucraina: Bulgaria, Cehia, Danemarca, Germania, Grecia, Croația, Italia, Luxemburg, Ungaria, Austria, Polonia, România, Slovenia, Slovacia, Suedia;
Belarus: Belgia, Cehia, Danemarca, Germania, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, Slovacia, Finlanda, Suedia;
Marea Baltică: Belgia, Cehia, Danemarca, Germania, Franța, Luxemburg, Țările de Jos, Austria, Slovacia, Suedia;
Nord-est: Cehia, Danemarca, Germania, Estonia, Letonia, Lituania, Polonia, Slovacia, Finlanda, Suedia;
Transbalcanic: Bulgaria, Grecia, Ungaria, România.
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din Marea Nordului:
Norvegia: Belgia, Danemarca, Germania, Irlanda, Spania, Franța, Italia, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, Portugalia, Suedia;
Gaz cu putere calorică mică: Belgia, Germania, Franța, Țările de Jos;
Danemarca: Danemarca, Germania, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, Suedia;
Regatul Unit: Belgia, Germania, Irlanda, Luxemburg, Țările de Jos.
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din Africa de Nord:
Algeria: Grecia, Spania, Franța, Croația, Italia, Malta, Austria, Portugalia, Slovenia;
Libia: Croația, Italia, Malta, Austria, Slovenia.
Grupurile de risc pentru furnizarea de gaze din sud-est:
Coridorul sudic al gazelor – Marea Caspică: Bulgaria, Grecia, Croația, Italia, Ungaria, Malta, Austria, România, Slovenia, Slovacia;
Estul Mediteranei: Grecia, Italia, Cipru, Malta.
ANEXA Ia ( 6 )
Traiectoria de constituire de stocuri cu obiective intermediare și obiectivul de constituire de stocuri pentru 2022 pentru statele membre care dispun de instalații de înmagazinare subterană a gazelor
|
Statul membru |
1 august: obiectiv intermediar |
1 septembrie: obiectiv intermediar |
1 octombrie: obiectiv intermediar |
1 noiembrie: obiectiv intermediar |
|
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 % |
ANEXA Ib
Responsabilitate comună pentru obiectivul de constituire de stocuri și traiectoria de constituire de stocuri
În ceea ce privește obiectivul de constituire de stocuri și traiectoria de constituire de stocuri în temeiul articolului 6a alineatul (1), Republica Federală Germania și Republica Austria își împart responsabilitatea în ceea ce privește instalațiile de înmagazinare Haidach și 7Fields. Proporția și amploarea exacte ale acestei responsabilități partajate între Republica Federală Germania și Republica Austria fac obiectul unui acord bilateral între aceste state membre.
ANEXA II
Calcularea formulei N – 1
1. Definiția formulei N – 1
Formula N – 1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul perturbării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Infrastructura de gaze include rețeaua de transport al gazelor, inclusiv interconexiunile, precum și instalațiile de producție, instalațiile GNL și de stocare conectate la zona luată în calcul.
Capacitatea tehnică a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul perturbării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puțin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Rezultatul formulei N – 1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puțin egal cu 100 %.
2. Metoda de calcul a formulei N – 1
, N – 1 ≥ 100 %
Parametrii utilizați pentru calcul trebuie să fie descriși și justificați în mod clar.
Pentru calcularea EPm, trebuie furnizată o listă detaliată a punctelor de intrare și a capacităților individuale ale acestora.
3. Definiții ale parametrilor formulei N – 1
„Zonă luată în calcul” înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N – 1, astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.
„Dmax” înseamnă cererea zilnică totală de gaze (în milioane de m3 pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
4. Calcularea formulei N – 1 prin luarea în considerare a măsurilor axate pe cerere
, N – 1 ≥ 100 %
„Deff” înseamnă partea (în milioane de m3 pe zi) din Dmax care, în cazul unei perturbări a furnizării de gaze, poate fi acoperită într-o măsură suficientă și în timp util prin măsuri de piață axate pe cerere, în conformitate cu articolul 9 alineatul (1) litera (c) și cu articolul 5 alineatul (2).
5. Calcularea formulei N – 1 la nivel regional
Zona luată în calcul menționată la punctul 3 se extinde la nivelul regional corespunzător, dacă este cazul, astfel cum se stabilește de către autoritățile competente din statele membre în cauză. De asemenea, calculul se poate extinde la nivelul regional al grupului de risc, în cazul în care s-a convenit astfel cu autoritățile competente din grupul de risc. Atunci când se calculează formula N – 1 la nivel regional, se folosește infrastructura unică principală de gaze de interes comun. Infrastructura unică principală de gaze de interes comun pentru o regiune este infrastructura de gaze cu capacitatea cea mai mare din regiune care contribuie direct sau indirect la furnizarea de gaze către statele membre din regiunea respectivă și se definește în evaluarea riscurilor.
Calcularea formulei N – 1 la nivel regional poate înlocui calcularea formulei N – 1 la nivel național numai în cazul în care infrastructura unică principală de gaze de interes comun are o importanță majoră pentru furnizarea de gaze către toate statele membre în cauză în conformitate cu evaluarea comună a riscurilor.
La nivelul grupului de risc, pentru calculele vizate la articolul 7 alineatul (4), se utilizează infrastructura principală unică de gaze de interes comun pentru grupurile de risc, astfel cum sunt stabilite în anexa I.
ANEXA III
Capacitatea bidirecțională permanentă
1. Pentru punerea în aplicare a dispozițiilor prevăzute în prezenta anexă, autoritatea națională de reglementare poate acționa în calitate de autoritate competentă dacă statul membru decide astfel.
2. Pentru a asigura sau a dezvolta capacitatea bidirecțională pe o interconexiune sau pentru a obține sau a prelungi o derogare de la obligația în acest sens, operatorii de transport și de sistem de ambele părți ale interconexiunii comunică autorităților lor competente („autoritățile competente în cauză”) și autorităților lor de reglementare („autoritățile de reglementare în cauză”), după consultarea tuturor operatorilor de transport și de sistem potențial vizați:
o propunere de activare a unei capacități fizice permanente pentru transportul gazelor în ambele direcții pentru o capacitate bidirecțională permanentă referitoare la direcția inversată („capacitate fizică de flux inversat”); sau
o cerere de derogare de la obligația de a asigura capacitate bidirecțională.
Operatorii de transport și de sistem depun eforturi pentru a prezenta o propunere sau o cerere de scutire comună. În cazul unei propuneri de activare a unei capacități bidirecționale, operatorii de transport și de sistem pot face o propunere argumentată pentru o alocare transfrontalieră a costurilor. Această comunicare trebuie să aibă loc cel târziu la 1 decembrie 2018 pentru toate interconexiunile existente la 1 noiembrie 2017 și după încheierea fazei studiului de fezabilitate, însă înainte de începerea fazei de proiectare tehnică detaliată pentru interconexiunile noi.
3. La primirea propunerii sau a cererii de derogare, autoritățile competente în cauză consultă fără întârziere autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare în cazul în care acestea nu sunt autoritățile competente ale statului membru care ar putea, în conformitate cu evaluarea riscurilor, beneficia de pe urma capacității de flux inversat, agenția și Comisia cu privire la propunere sau la cererea de derogare. Autoritățile consultate pot emite un aviz în termen de patru luni de la primirea cererii de consultare.
4. Autoritățile de reglementare în cauză, în termen de șase luni de la primirea propunerii comune, în conformitate cu articolul 5 alineatele (6) și (7), după consultarea promotorilor proiectului în cauză, iau decizii coordonate cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor de investiții suportate de fiecare operator transport și de sistem din cadrul proiectului. În cazul în care autoritățile de reglementare în cauză nu au ajuns la un acord în termenul respectiv, acestea informează fără întârziere autoritățile competente în cauză.
5. Autoritățile competente în cauză iau o decizie coordonată pe baza evaluării riscurilor, a informațiilor enumerate la articolul 5 alineatul (5) din prezentul regulament, a avizelor primite în urma consultării în conformitate cu punctul 3 din prezenta anexă și luând în considerare siguranța furnizării de gaze și contribuția la piața internă a gazelor naturale. Decizia coordonată respectivă se adoptă în termen de două luni. Perioada de două luni începe să curgă după perioada de patru luni acordată pentru avizele menționate la punctul 3 din prezenta Anexă, cu excepția cazului în care au fost primite toate avizele înainte sau după perioada de șase luni menționată la punctul 4 din prezenta Anexă acordată pentru adoptarea unei decizii coordonate de către autoritățile de reglementare în cauză. Decizia coordonată:
acceptă propunerea privind capacitatea bidirecțională. O astfel de decizie cuprinde o analiză cost-beneficiu, un calendar de punere în aplicare, precum și modalitățile referitoare la utilizarea sa ulterioară și este însoțită de decizia coordonată cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor menționată la punctul 4 și pregătită de autoritățile de reglementare în cauză;
acordă sau prelungește o derogare temporară pentru o perioadă de maximum patru ani, dacă analiza cost-beneficiu inclusă în decizie arată că siguranța furnizării de gaze a niciunuia dintre statele membre relevante nu este sporită de capacitatea de flux inversat sau în cazul în care costurile investiției ar depăși cu mult beneficiile estimate pentru siguranța furnizării de gaze; sau
impune operatorilor de transport și de sistem să modifice și să prezinte din nou propunerea sau cererea lor de derogare în termen de maximum patru luni.
6. Autoritățile competente în cauză prezintă fără întârziere decizia coordonată autorităților competente și autorităților naționale de reglementare care au depus un aviz în conformitate cu punctul 3, autorităților de reglementare în cauză, agenției și Comisiei, incluzând avizele primite în urma consultării în conformitate cu punctul 3.
7. În termen de două luni de la primirea deciziei coordonate, autoritățile competente menționate la punctul 6 pot formula obiecții împotriva deciziei coordonate și le pot transmite autorităților competente în cauză care au adoptat-o, agenției și Comisiei. Obiecțiile se limitează la fapte și la evaluare, în special în ceea ce privește alocarea transfrontalieră a costurilor care nu a făcut obiectul consultării în conformitate cu punctul 3.
8. În termen de trei luni de la primirea deciziei coordonate în conformitate cu punctul 6, agenția emite un aviz cu privire la elementele deciziei coordonate, luând în considerare toate eventualele obiecții, și transmite avizul tuturor autorităților competente în cauză și autorităților competente menționate la punctul 6 și Comisiei.
9. În termen de patru luni de la primirea avizului emis de agenție în temeiul punctului 8, Comisia poate adopta o decizie solicitând modificări ale deciziei coordonate. O astfel de decizie a Comisiei se adoptă pe baza criteriilor stabilite la punctul 5, a motivelor pentru decizia autorităților în cauză și a avizului agenției. Autoritățile competente în cauză se conformează solicitării Comisiei prin modificarea deciziei lor în termen de patru săptămâni.
În cazul în care Comisia nu acționează în termenul de patru luni menționat anterior, se consideră că aceasta nu a ridicat obiecții la decizia autorităților competente în cauză.
10. Dacă autoritățile competente în cauză nu au fost în măsură să adopte o decizie coordonată în cadrul termenului precizat la punctul 5 sau în cazul în care autoritățile de reglementare în cauză nu au putut ajunge la un acord privind alocarea costurilor în termenul precizat la punctul 4, autoritățile competente în cauză informează agenția și Comisia cel târziu în ziua expirării termenului. În termen de patru luni de la data primirii informațiilor respective, Comisia, după o eventuală consultare cu agenția, adoptă o decizie cuprinzând toate elementele unei decizii coordonate menționate la punctul 5, cu excepția unei alocări transfrontaliere a costurilor, și transmite decizia respectivă autorităților competente în cauză și agenției.
11. În cazul în care decizia Comisiei, în conformitate cu punctul 10 din prezenta anexă, necesită o capacitate bidirecțională, agenția adoptă o decizie care vizează alocarea transfrontalieră a costurilor, în conformitate cu articolul 5 alineatul (7) din prezentul regulament, în termen de trei luni de la primirea deciziei Comisiei. Înainte de a lua o astfel de decizie, agenția consultă autoritățile de reglementare în cauză și operatorii de transport și de sistem. Perioada de trei luni poate fi prelungită cu un termen suplimentar de două luni, în cazul în care agenția trebuie să solicite informații suplimentare. Perioada suplimentară începe în ziua următoare primirii informațiilor complete.
12. Comisia, agenția, autoritățile competente, autoritățile naționale de reglementare și operatorii de transport și de sistem păstrează confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.
13. Derogările de la obligația de a activa capacitatea bidirecțională acordate în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 994/2010 rămân valabile, cu excepția cazului în care Comisia sau celălalt stat membru în cauză solicită o revizuire sau a cazului în care valabilitatea acestora expiră.
ANEXA IV
Model pentru evaluarea comună a riscurilor
Următorul model se completează într-o limbă convenită în cadrul grupului de risc.
Informații generale
1. Descrierea rețelei
A se furniza o scurtă descriere a rețelei de gaze a grupului de risc, cuprinzând:
o descriere a funcționării rețelei de gaze în cadrul grupului de risc: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiune și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces), etc.;
o defalcare, în măsura posibilului, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine ( 10 );
o descrierea rolului instalațiilor de stocare relevante pentru grupul de risc, incluzând accesul transfrontalier:
capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;
capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);
o descriere a rolului producției interne în grupul de risc:
volumul producției în ceea ce privește consumul final anual de gaze;
o descriere a capacității de producție zilnică maximă;
o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).
2. Standardul privind infrastructura (articolul 5)
A se descrie calculul formulei (formulelor) N – 1 la nivel regional pentru grupul de risc, în cazul în care s-a convenit astfel cu autoritățile competente din grupul de risc, și capacitățile bidirecționale existente, după cum urmează:
formula N – 1
identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru grupul de risc;
calcularea formulei N – 1 la nivel regional;
o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calculul acesteia (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);
o indicație a metodologiilor și ipotezelor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate);
capacitatea bidirecțională
a se indica punctele de interconexiune care dispun de capacitate bidirecțională și capacitatea maximă a fluxurilor bidirecționale;
a se indica dispozițiile care reglementează utilizarea capacității de flux inversat (de exemplu capacitatea întreruptibilă);
a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.
3. Identificarea riscurilor
A se descrie riscurile transnaționale majore pentru care a fost creat grupul, precum și factorii de risc, în mai multe situații, care ar putea duce la materializarea riscurilor respective, probabilitatea și consecințele acestora.
Lista neexhaustivă a factorilor de risc care trebuie să fie incluși în evaluare numai dacă este cazul, potrivit autorității competente relevante:
surse politice
surse tehnologice
surse comerciale/legate de piață/financiare
surse sociale
surse legate de natură
Analiză
a se descrie riscurile transnaționale majore și orice alți factori de risc relevanți pentru grupul de risc, inclusiv probabilitatea și impactul acestora, precum și interacțiunea și corelarea riscurilor între statele membre, după caz;
a se descrie criteriile utilizate pentru a determina dacă o rețea este expusă unor riscuri ridicate/inacceptabile;
a se elabora o listă a scenariilor de risc relevante în conformitate cu sursele de risc și a se descrie modul în care a avut loc selecția;
a se indica măsura în care scenariile elaborate de ENTSOG au fost luate în considerare.
4. Analiza și evaluarea riscurilor
A se analiza scenariile de risc relevante identificate la punctul 3. A se include, în cadrul simulării scenariilor de risc, măsurile existente de siguranță a furnizării de gaze, cum ar fi standardul privind infrastructura calculat folosind formula N – 1 astfel cum se prevede la punctul 2 din anexa II, dacă este cazul, și standardul de furnizare de gaze. Pentru fiecare scenariu de risc:
a se descrie în detaliu scenariul de risc, inclusiv toate ipotezele, și, dacă este cazul, metodologiile care stau la baza calculării acestora;
a se descrie în detaliu rezultatele simulării efectuate, incluzând o cuantificare a impactului (de exemplu, volumele de gaze nelivrate, consecințele socioeconomice, efectele asupra termoficării și cele asupra producerii de energie electrică).
5. Concluzii
A se descrie principalele rezultate ale evaluării comune a riscurilor, incluzând identificarea scenariilor de risc care necesită acțiuni suplimentare.
ANEXA V
Model pentru evaluarea riscurilor naționale
Informații generale
Denumirea autorității competente responsabile cu elaborarea acestei evaluări a riscurilor ( 11 ).
1. Descrierea rețelei
|
1.1. |
A se furniza o scurtă descriere consolidată a rețelei regionale de gaze pentru fiecare grup de risc ( 12 ) la care participă statul membru în cauză, cuprinzând:
(a)
(b)
o descriere a funcționării rețelei (rețelelor) de gaze în cadrul grupurilor de risc relevante: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiunea (regiunile) grupurilor de risc și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces) etc.;
(c)
o defalcare, în măsura posibilului, a procentului surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine ( 15 );
(d)
o descriere a rolului instalațiilor de stocare relevante pentru grupul de risc, incluzând accesul transfrontalier:
(i)
capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;
(ii)
capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, cu stocuri complete la nivelul sfârșitului de sezon);
(e)
o descriere a rolul producției interne în grupul (grupurile) de risc:
(i)
volumul producției în ceea ce privește consumul final anual de gaze;
(ii)
capacitatea de producție zilnică maximă și o descriere a modului în care aceasta poate acoperi consumul zilnic maxim;
(f)
o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare). |
|
1.2. |
A se furniza o scurtă descriere a rețelei de gaze a statului membru, cuprinzând:
(a)
principalele cifre privind consumul de gaze: consumul final anual de gaze (în miliarde de m3) și defalcarea pe tip de client, cererea în perioadele de vârf (în milioane de m3/zi);
(b)
o descriere a funcționării rețelei de gaze la nivel național, incluzând infrastructura [în măsura în care aceste informații nu figurează la punctul 1.1litera (b)]. Dacă este cazul, a se include rețeaua de gaze L;
(c)
identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranța furnizării de gaze;
(d)
o defalcare, în măsura posibilului la nivel național, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine;
(e)
o descriere a rolului stocării care include:
(i)
capacitatea de stocare (volumul totală și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;
(ii)
capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);
(f)
o descriere a rolului producției interne care include:
(i)
volumul producției în ceea ce privește consumul final anual de gaze;
(ii)
capacitatea de producție zilnică maximă;
(g)
o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare). |
2. Standardul privind infrastructura (articolul 5)
A se descrie modul de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând principalele valori utilizate pentru formula N – 1, opțiunile alternative de conformare cu acest standard (împreună cu state membre direct conectate, prin măsuri axate pe cerere) și capacitățile bidirecționale existente, după cum urmează:
formula N – 1
identificarea infrastructurii unice principale de gaze;
calcularea formulei N – 1 la nivel național;
o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calculul acestora (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);
o indicare a metodologiilor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate);
o explicare a rezultatelor calculării formulei N – 1 luând în considerare un nivel al stocurilor de 30 % și de 100 % din volumul util maxim;
o explicare a principalelor rezultate ale simulării formulei N – 1 utilizând un model hidraulic;
în cazul în care acest lucru este decis de statul membru, o calculare a formulei N – 1 utilizând măsuri axate pe cerere:
în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:
capacitatea bidirecțională
indicarea punctelor de interconexiune care dispun de capacitate bidirecțională și a capacității maxime a fluxurilor bidirecționale;
indicarea dispozițiilor care reglementează utilizarea capacității de flux inversat (de exemplu capacitatea întreruptibilă);
indicarea punctelor de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), a duratei derogării și a motivelor pentru care a fost acordată.
3. Identificarea riscurilor
A se descrie factorii de risc care ar putea avea un impact negativ asupra siguranței furnizării de gaze în statul membru, probabilitatea și consecințele acestora.
Lista neexhaustivă a tipurilor de factori de risc care trebuie să fie incluși în evaluare numai dacă este cazul, potrivit autorității competente:
surse politice
surse tehnologice
surse comerciale/legate de piață/financiare
surse sociale
surse naturale
Analiză
a se identifica factorii de risc relevanți pentru statul membru, inclusiv probabilitatea și impactul acestora;
a se descrie criteriile utilizate pentru a determina dacă o rețea este expusă unor riscuri ridicate/inacceptabile;
a se elabora o listă a scenariilor de risc relevante în conformitate cu factorii de risc și probabilitatea acestora și a se descrie modul în care a avut loc selecția.
4. Analiza și evaluarea riscurilor
A se analiza scenariile de risc relevante identificate la punctul 3. A se include, în cadrul simulării scenariilor de risc, măsurile existente de siguranță a furnizării, cum ar fi, între altele, standardul de infrastructură calculat folosind formula N – 1 astfel cum se prevede la punctul 2 din anexa II și standardul de furnizare de gaze. Pentru fiecare scenariu de risc:
a se descrie în detaliu scenariul de risc, inclusiv toate ipotezele, și, dacă este cazul, metodologiile care stau la baza calculării acestora;
a se descrie în detaliu rezultatele simulărilor efectuate, incluzând o cuantificare a impactului (de exemplu, volumele de gaze nelivrate, consecințele socioeconomice, efectele asupra termoficării și cele asupra producerii de energie electrică).
5. Concluzii
A se descrie principalele rezultate ale evaluării comune a riscurilor în care au fost implicate statele membre, incluzând identificarea scenariilor de risc care necesită acțiuni suplimentare.
ANEXA VI
Model pentru planul de acțiuni preventive
Informații generale
1. Descrierea rețelei
|
1.1. |
A se furniza o scurtă descriere consolidată a rețelei regionale de gaze pentru fiecare grup de risc ( 17 ) la care participă statul membru în cauză, cuprinzând:
(a)
(b)
o descriere a funcționării rețelei de gaze în cadrul grupurilor de risc: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiunea (regiunile) grupului de risc și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces) etc.;
(c)
o defalcare, în măsura posibilului, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine ( 20 );
(d)
o descriere a rolului instalațiilor de stocare relevante pentru regiune, incluzând accesul transfrontalier:
(i)
capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;
(ii)
capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);
(e)
o descriere a rolului producției interne în regiune:
(i)
volumul producției în ceea ce privește consumul final anual de gaze;
(ii)
capacitatea de producție zilnică maximă;
(f)
o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare);
(g)
o descriere a rolului măsurilor de eficiență energetică și efectul acestora asupra consumul final anual de gaze. |
|
1.2. |
A se furniza o scurtă descriere a rețelei de gaze a fiecărui stat membru, cuprinzând:
(a)
principalele cifre privind consumul de gaze: consumul final anual de gaze (în miliarde de m3) și defalcarea pe tip de client, cererea în perioadele de vârf (în milioane de m3/zi);
(b)
o descriere a funcționării rețelei de gaze la nivel național, incluzând infrastructura (în măsura în care aceste informații nu figurează la punctul 1.1 litera (b)];
(c)
identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranța furnizării;
(d)
o defalcare, în măsura posibilului, la nivel național, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine;
(e)
o descriere a rolului stocării în statul membru și a se include:
(i)
capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;
(ii)
capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);
(f)
o descriere a rolului producției interne și a se include:
(i)
volumul producției în ceea ce privește consumul final anual de gaze;
(ii)
capacitatea de producție zilnică maximă;
(g)
o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare);
(h)
o descriere a rolului măsurilor de eficiență energetică și efectul acestora asupra consumul final anual de gaze. |
2. Rezumatul evaluării riscurilor
A se descrie pe scurt rezultatele evaluării comune a riscurilor și a evaluării naționale a riscurilor relevante efectuate în conformitate cu articolul 7, incluzând:
o listă a scenariilor evaluate și o scurtă descriere a ipotezelor aplicate pentru fiecare scenariu, precum și riscurile/deficiențele identificate;
principalele concluzii ale evaluării riscurilor.
3. Standardul privind infrastructura (articolul 5)
A se descrie modul de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând principalele valori utilizate pentru formula N – 1, opțiunile alternative de conformare cu acest standard (împreună cu state membre învecinate, prin măsuri axate pe cerere) și capacitățile bidirecționale existente, după cum urmează:
3.1. Formula N – 1
identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru o regiune;
calcularea formulei N – 1 la nivel regional;
o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);
o indicație a metodologiilor și ipotezelor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate).
3.2. Nivelul național
formula N – 1
identificarea infrastructurii unice principale de gaze;
calcularea formulei N – 1 la nivel național;
o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);
o indicație a metodologiilor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate);
în cazul în care acest lucru este decis de statul membru, calcularea formulei N – 1 utilizând măsuri axate pe cerere:
în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:
capacitatea bidirecțională
a se indica punctele de interconexiune care dispun de capacitate bidirecțională și capacitatea maximă a fluxurilor bidirecționale;
a se indica dispozițiile care reglementează utilizarea capacității de flux inversat (de exemplu capacitatea întreruptibilă);
a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.
4. Conformitatea cu standardul de furnizare (articolul 6)
A se descrie măsurile adoptate în scopul conformării cu standardul de furnizare, precum și cu orice standard de furnizare suplimentară de gaze sau cu orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze:
definiția clienților protejați aplicată, incluzând categoriile de clienți vizate și consumul lor anual de gaze (per categorie, valoare netă și procentaj din consumul final anual național de gaze);
volumele de gaze necesare pentru a se conforma cu standardul de furnizare în conformitate cu scenariile descrise la articolul 6 alineatul (1) primul paragraf;
capacitatea necesară pentru a se conforma cu standardul de furnizare în conformitate cu scenariile descrise la articolul 6 alineatul (1) primul paragraf;
măsura (măsurile) în vigoare pentru a se conforma cu standardul de furnizare:
descrierea măsurii (măsurilor);
destinatarii;
în cazul în care acesta există, a se descrie sistemul de monitorizare ex-ante a conformității cu standardul de furnizare;
regimul de sancțiuni, dacă există;
a se descrie, pentru fiecare măsură:
în cazul în care se aplică măsuri nebazate pe piață (pentru fiecare măsură):
asupra siguranței furnizării altor state membre;
asupra pieței naționale;
asupra pieței interne;
în cazul măsurilor introduse la data sau după data de 1 noiembrie 2017, a se furniza un scurt rezumat al evaluării impactului sau un link către evaluarea publică a impactului măsurii (măsurilor), efectuată în conformitate cu articolul 9 alineatul (4);
dacă este cazul, a se descrie orice standard de furnizare suplimentară de gaze sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze:
descrierea măsurii (măsurilor);
mecanismul de reducere pentru a reveni la valorile obișnuite într-un spirit de solidaritate și în conformitate cu articolul 13;
dacă este cazul, a se descrie orice nou standard de furnizare suplimentară de gaze sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze, adoptate la data sau după data de 1 noiembrie 2017;
destinatarii;
volumele de gaze și capacitățile afectate;
a se indica modul în care măsura respectivă îndeplinește condițiile prevăzute la articolul 6 alineatul (2).
5. Măsuri preventive
A se descrie măsurile preventive existente sau care urmează a fi adoptate:
a se descrie fiecare dintre măsurile preventive adoptate pentru fiecare risc identificat în conformitate cu evaluarea riscurilor, incluzând o descriere a:
dimensiunii lor naționale sau regionale;
impactului lor economic, a eficacității și a eficienței lor;
impactului lor asupra clienților.
Dacă este cazul, a se include:
a se descrie alte măsuri adoptate din alte motive decât cele legate de evaluarea riscurilor, dar care au un impact pozitiv asupra siguranței furnizării statului membru din grupul (grupurile) de risc relevant(e);
în cazul în care se aplică măsuri nebazate pe piață (pentru fiecare măsură):
a se justifica de ce măsura este necesară (și anume, de ce siguranța furnizării nu poate fi asigurată numai prin măsuri de piață);
a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);
a se furniza o analiză a impactului unei astfel de măsuri:
asupra siguranței furnizării altor state membre;
asupra pieței naționale;
asupra pieței interne;
a se explica în ce măsură au fost luate în considerare măsuri de eficiență, inclusiv măsuri de eficiență axate pe cerere, pentru a spori siguranța furnizării;
a se explica în ce măsură au fost luate în considerare surse regenerabile de energie pentru a spori siguranța furnizării.
6. Alte măsuri și obligații (de exemplu, funcționarea în condiții de securitate a rețelei)
A se descrie alte măsuri și obligații care au fost impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și altor organisme relevante și care sunt susceptibile de a avea un impact asupra siguranței furnizării de gaze, cum ar fi obligații privind funcționarea în condiții de siguranță a rețelei, incluzând cine ar fi afectat de obligația respectivă, precum și volumele de gaze vizate. A se explica cu precizie când și cum s-ar aplica măsurile respective.
7. Proiecte de infrastructură
a se descrie proiectele viitoare de infrastructură, inclusiv proiectele de interes comun din grupurile de risc relevante, indicând un calendar estimativ pentru implementarea acestora, capacitățile și impactul estimat asupra siguranței furnizării de gaze din grupul de risc;
a se indica modul în care proiectele de infrastructură țin cont de TYNDP la nivelul Uniunii, elaborat de ENTSOG în temeiul articolului 8 alineatul (10) din Regulamentul (CE) nr. 715/2009.
8. Obligațiile de serviciu public legate de siguranța furnizării
Indicați obligațiile de serviciu public existente legate de siguranța furnizării și descrieți-le pe scurt (a se utiliza anexele pentru informații mai detaliate). A se explica clar cine trebuie să respecte aceste obligații și în ce mod. Dacă este cazul, a se descrie modul și momentul în care obligațiile respective de serviciu public ar fi declanșate.
9. Consultări cu părțile interesate
În conformitate cu articolul 8 alineatul (2) din prezentul regulament, a se descrie mecanismul utilizat pentru consultările efectuate pentru dezvoltarea planului și a planului de urgență, precum și rezultatele acestor consultări desfășurate cu:
întreprinderi din sectorul gazelor;
organizații relevante reprezentând interesele clienților casnici;
organizații relevante reprezentând interesele clienților industriali de gaze, incluzând producătorii de energie electrică;
autoritatea națională de reglementare.
10. Dimensiunea regională
A se preciza orice circumstanță și măsură națională relevantă pentru siguranța furnizării care nu face obiectul secțiunilor anterioare ale planului.
A se indica modul în care eventualele observații primite ca urmare a consultării descrise la articolul 8 alineatul (2) au fost luate în considerare.
11.1. Calcularea N – 1 la nivelul grupului de risc, dacă acest lucru s-a convenit de către autoritățile competente din grupul de risc
Formula N – 1
identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru grupul de risc;
calcularea formulei N – 1 la nivelul grupului de risc;
o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);
o indicație a metodologiilor și ipotezelor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate).
11.2. Mecanismele dezvoltate pentru cooperare
A se descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea dintre statele membre în grupurile de risc relevante, inclusiv pentru elaborarea de măsuri transfrontaliere în planul de acțiuni preventive și planul de urgență.
A se descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte state membre în vederea conceperii și a adoptării dispozițiilor necesare pentru aplicarea articolului 13.
11.3. Măsuri preventive
A se descrie măsurile preventive existente sau care urmează a fi adoptate în grupul de risc sau ca urmare a unor acorduri regionale:
a se descrie fiecare dintre măsurile preventive adoptate pentru fiecare risc identificat în conformitate cu evaluarea riscurilor, incluzând o descriere a:
impactului acestora asupra statelor membre ale grupului de risc;
impactului lor economic, a eficacității și a eficienței lor;
impactului lor asupra mediului;
impactului lor asupra clienților.
Dacă este cazul, a se include:
a se descrie alte măsuri adoptate din alte motive decât cele legate de evaluarea riscurilor, dar care au un impact pozitiv asupra siguranței furnizării grupului de risc.
în cazul în care se aplică măsuri nebazate pe piață (pentru fiecare măsură):
a se justifica de ce măsura este necesară (și anume, de ce siguranța furnizării nu poate fi asigurată numai prin măsuri de piață);
a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);
a se furniza o analiză a impacturilor unei astfel de măsuri:
asupra siguranței furnizării altor state membre;
asupra pieței naționale;
asupra pieței interne;
a se explica în ce măsură au fost luate în considerare măsuri de eficiență, inclusiv măsuri de eficiență axate pe cerere, pentru a spori siguranța furnizării;
a se explica în ce măsură au fost luate în considerare surse regenerabile de energie pentru a spori siguranța furnizării.
ANEXA VII
Model pentru planul de urgență
Informații generale
Denumirea autorității competente responsabile pentru elaborarea acestui plan ( 21 ).
1. Definirea nivelurilor de criză
a se indica organismul responsabil pentru declararea fiecărui nivel de criză și procedurile de urmat în fiecare caz pentru astfel de declarații;
în cazul în care aceștia există, includeți aici indicatorii sau parametrii utilizați pentru a analiza dacă un eveniment poate duce la o deteriorare semnificativă a situației furnizării și pentru a decide cu privire la declararea unui anumit nivel de criză.
2. Măsurile de adoptat pentru fiecare nivel de criză ( 22 )
2.1. Alerta timpurie
A se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;
a se indica contribuția preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați.
2.2. Nivelul de alertă
a se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în cazul nivelului de alertă.
2.3. Nivelul de urgență
a se elabora o listă cu acțiuni predefinite pe partea ofertei și pe partea cererii pentru punerea la dispoziție a gazelor în cazul unei situații de urgență, incluzând acordurile comerciale dintre părțile implicate în aceste acțiuni și mecanismele de compensare pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, dacă este cazul;
a se descrie măsurile de piață de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se descrie procedura de urmat;
a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie măsurile nebazate pe piață planificate sau care urmează a fi puse în aplicare în cazul nivelului de urgență, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se furniza o evaluare a necesității unei astfel de măsuri pentru a face față unei crize, incluzând gradul de utilizare a acesteia;
a se descrie în detaliu procedura de punere în aplicare a măsurii (de exemplu, ce anume ar declanșa introducerea acestei măsuri, cine ar lua decizia);
a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență, ca o completare a măsurilor de piață;
a se evalua alte efecte ale măsurii;
a se justifica conformitatea măsurii cu condițiile prevăzute la articolul 11 alineatul (6);
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale.
3. Măsuri specifice în ceea ce privește energia electrică și termoficarea
termoficarea
a se indica pe scurt impactul probabil al unei perturbări a furnizării de gaze în sectorul termoficării;
a se indica măsurile și acțiunile care trebuie întreprinse pentru a atenua impactul potențial al unei perturbări a furnizării de gaze în sectorul termoficării. În mod alternativ, a se indica de ce adoptarea unor măsuri specifice nu este adecvată;
furnizarea de energie electrică produsă pe bază de gaze
a se indica pe scurt impactul probabil al unei perturbări a furnizării de gaze în sectorul energiei electrice;
a se indica măsurile și acțiunile care trebuie întreprinse pentru a atenua impactul potențial al unei perturbări a furnizării cu gaze în sectorul energiei electrice. În mod alternativ, a se indica de ce adoptarea unor măsuri specifice nu este adecvată;
a se indica mecanismele/dispozițiile existente pentru a se asigura o coordonare adecvată, inclusiv schimbul de informații, între actorii principali din sectoarele gazelor și energiei electrice, în special între operatorii de transport și de sistem la diferite niveluri de criză.
4. Managerul sau echipa de criză
A se indica managerul de criză și a se defini rolul acestuia.
5. Rolurile și responsabilitățile diferiților actori
pentru fiecare nivel de criză, a se defini rolurile și responsabilitățile, inclusiv interacțiunile cu autoritățile competente și, după caz, cu autoritatea națională de reglementare, ale:
întreprinderilor din sectorul gazelor naturale;
clienților industriali;
producătorilor de energie electrică relevanți;
pentru fiecare nivel de criză, a se defini rolurile și responsabilitățile autorităților competente și ale organismelor cărora li s-au delegat sarcini.
6. Măsuri privind consumul nejustificat al clienților care nu sunt clienți protejați
A se descrie măsurile existente pentru a preveni, în măsura posibilului și fără a pune în pericol funcționarea sigură și fiabilă a rețelei de gaze sau a crea situații periculoase, consumul de către clienții care nu sunt clienți protejați de gaze destinate clienților protejați în timpul unei situații de urgență. A se indica natura măsurii (administrativă, tehnică etc.), actorii principali și procedurile de urmat.
7. Teste de pregătire pentru situații de urgență
a se preciza calendarul pentru simulări în timp real ale reacției la situații de urgență;
a se indica actorii implicați, procedurile și scenariile concrete de impact mare și mediu simulate.
Pentru actualizările planului de urgență: a se descrie pe scurt testele efectuate de la prezentarea ultimului plan de urgență și rezultatele principale. A se indica măsurile care au fost adoptate ca urmare a testelor respective.
8. Dimensiunea regională
8.1. Măsurile de adoptat pentru fiecare nivel de criză:
8.1.1. Alerta timpurie
A se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;
a se indica contribuția preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați.
8.1.2. Nivelul de alertă
a se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;
a se indica contribuția preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în cazul nivelului de alertă.
8.1.3. Nivelul de urgență
a se elabora o listă cu acțiuni predefinite pe partea ofertei și pe partea cererii pentru punerea la dispoziție a gazelor în cazul unei situații de urgență, incluzând acordurile comerciale dintre părțile implicate în aceste acțiuni și mecanismele de compensare pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, dacă este cazul;
a se descrie măsurile de piață de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se descrie procedura de urmat;
a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență;
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie măsurile nebazate pe piață planificate sau care urmează a fi puse în aplicare în cazul nivelului de urgență, indicând, pentru fiecare măsură:
o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;
a se furniza o evaluare a necesității unei astfel de măsuri pentru a face față unei crize, incluzând gradul de utilizare a acesteia;
a se descrie în detaliu procedura de punere în aplicare a măsurii (de exemplu, ce anume ar declanșa introducerea măsurii, cine ar lua decizia);
a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență, ca o completare a măsurilor de piață;
a se evalua alte efecte ale măsurii;
a se justifica conformitatea măsurii cu condițiile stabilite la articolul 11 alineatul (6);
a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;
a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale.
8.2. Mecanismele de cooperare
a se descrie mecanismele existente pentru a se asigura cooperarea în cadrul fiecărui grup de risc relevant și coordonarea adecvată pentru fiecare nivel de criză. A se descrie, în măsura în care acestea există și nu au fost menționate la punctul 2, procedurile de luare a deciziilor care permit o reacție adecvată la nivel regional la fiecare nivel de criză;
a se descrie mecanismele existente pentru a se asigura cooperarea cu alte state membre din afara grupurilor de risc și coordonarea acțiunilor pentru fiecare nivel de criză.
8.3. Solidaritatea dintre statele membre
a se descrie mecanismele convenite între statele membre direct conectate pentru a se asigura aplicarea principiului solidarității menționat la articolul 13;
dacă este cazul, a se descrie mecanismele convenite între statele membre conectate între ele prin intermediul unei țări terțe pentru a se asigura aplicarea principiului solidarității menționat la articolul 13.
ANEXA VIII
Lista măsurilor nebazate pe piață destinate asigurării siguranței furnizării de gaze
În cadrul elaborării planului de acțiuni preventive și a planului de urgență, autoritatea competentă ia în considerare, numai în cazul unei situații de urgență, contribuția următoarei liste orientative și neexhaustive de măsuri:
măsuri din perspectiva furnizării:
măsuri din perspectiva cererii:
ANEXA IX
Tabel de corespondență
|
Regulamentul (UE) nr. 994/2010 |
Prezentul regulament |
|
Articolul 1 |
Articolul 1 |
|
Articolul 2 |
Articolul 2 |
|
Articolul 3 |
Articolul 3 |
|
Articolul 6 |
Articolul 5 |
|
Articolul 8 |
Articolul 6 |
|
Articolul 9 |
Articolul 7 |
|
Articolul 4 |
Articolul 8 |
|
Articolul 5 |
Articolul 9 |
|
Articolul 10 |
Articolul 10 |
|
Articolul 10 |
Articolul 11 |
|
Articolul 11 |
Articolul 12 |
|
— |
Articolul 13 |
|
Articolul 13 |
Articolul 14 |
|
Articolul 12 |
Articolul 4 |
|
— |
Articolul 15 |
|
— |
Articolul 16 |
|
Articolul 14 |
Articolul 17 |
|
— |
Articolul 18 |
|
— |
Articolul 19 |
|
Articolul 16 |
Articolul 20 |
|
Articolul 15 |
Articolul 21 |
|
Articolul 17 |
Articolul 22 |
|
Anexa I |
Anexa II |
|
Articolul 7 |
Anexa III |
|
Anexa IV |
Anexa I |
|
— |
Anexa IV |
|
— |
Anexa V |
|
— |
Anexele VI |
|
— |
Anexa VII |
|
Anexa II |
— |
|
Anexa III |
Anexa VIII |
|
— |
Anexa IX |
( 1 ) Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) nr. 715/2009 (JO L 115 of 25.4.2013, p. 39).
( 2 ) Regulamentul (UE) 2017/459 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al rețelei privind mecanismele de alocare a capacității în sistemele de transport al gazelor și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 984/2013 (JO L 72, 17.3.2017, p. 1).
( 3 ) Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanța uniunii energetice și a acțiunilor climatice, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 663/2009 și (CE) nr. 715/2009 ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE și 2013/30/UE ale Parlamentului European și ale Consiliului, a Directivelor 2009/119/CE și (UE) 2015/652 ale Consiliului și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 al Parlamentului European și al Consiliului (JO L 328, 21.12.2018, p. 1).
( 4 ) Regulamentul (UE) 2022/869 al Parlamentului European și al Consiliului din 30 mai 2022 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 715/2009, (UE) 2019/942 și (UE) 2019/943 și a Directivelor 2009/73/CE și (UE) 2019/944 și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 347/2013 (JO L 152, 3.6.2022, p. 45).
( 5 ) Regulamentul (UE) nr. 182/2011 al Parlamentului European și al Consiliului din 16 februarie 2011 de stabilire a normelor și principiilor generale privind mecanismele de control de către statele membre al exercitării competențelor de executare de către Comisie (JO L 55, 28.2.2011, p. 13).
( 6 ) Prezenta anexă face obiectul obligațiilor pro rata ale fiecărui stat membru în temeiul prezentului regulament, în special al articolelor 6a, 6b și 6c.
Pentru statele membre care intră sub incidența articolului 6a alineatul (2), obiectivul intermediar pro rata se calculează înmulțind valoarea indicată în tabel cu limita de 35 % și împărțind rezultatul la 80 %.
( 7 ) În cazul în care această sarcină a fost delegată de către o autoritate competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestei evaluări a riscurilor în numele autorității respective.
( 8 ) Pentru prima evaluare, a se include datele din ultimii doi ani. Pentru actualizări, a se include datele din ultimii patru ani.
( 9 ) Inclusiv clienții industriali, producerea de energie electrică, termoficarea, sectorul rezidențial, serviciile și altele (precizați tipul de client inclus aici). A se indica, de asemenea, volumul de consum al consumatorilor protejați.
( 10 ) A se descrie metodologia aplicată.
( 11 ) În cazul în care această sarcină a fost delegată de către autoritatea competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestei evaluări a riscurilor în numele autorității respective.
( 12 ) Din motive de simplitate, a se prezenta informațiile la cel mai înalt nivel al grupurilor de risc, dacă este posibil, și a se combina detaliile, după caz.
( 13 ) Pentru prima evaluare, a se include datele din ultimii doi ani. Pentru actualizări, a se include datele din ultimii patru ani.
( 14 ) Inclusiv clienții industriali, producerea de energie electrică, termoficarea, sectorul rezidențial, serviciile și altele (precizați tipul de client inclus aici). A se indica, de asemenea, volumul de consum al consumatorilor protejați.
( 15 ) A se descrie metodologia aplicată.
( 16 ) În cazul în care această sarcină a fost delegată de către o autoritate competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestui plan în numele autorității respective.
( 17 ) Din motive de simplitate, a se prezenta informațiile la cel mai înalt nivel al grupurilor de risc, dacă este posibil, și a se combina detaliile, după caz.
( 18 ) Pentru primul plan, a se include datele din ultimii doi ani. Pentru actualizări, a se include datele din ultimii patru ani.
( 19 ) Inclusiv clienți industriali, producerea de energie electrică, termoficarea, sectorul rezidențial, serviciile și altele (precizați tipul de client inclus aici).
( 20 ) A se descrie metodologia aplicată.
( 21 ) În cazul în care această sarcină a fost delegată de către o autoritate competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestui plan în numele autorității respective.
( 22 ) A se include măsurile regionale și naționale.
( 23 ) Directiva 2009/119/CE a Consiliului din 14 septembrie 2009 privind obligația statelor membre de a menține un nivel minim de rezerve de țiței și/sau de produse petroliere (JO L 265, 9.10.2009, p. 9).